主要由二氧化碳（CO2）排放引起的气候变化近年来已成为全球关注的重点。燃煤发电贡献了全球约30%的人为二氧化碳排放[1]。传统燃煤发电技术的当前碳排放因子约为0.85–1.05千克二氧化碳/千瓦时[2]。同时，根据1.5°C升温限制的全球减排路径，电力部门需要在2030年至2035年间将二氧化碳排放强度相比2020年的水平降低70%–92%[3]。
由于燃煤发电厂在提供可靠和稳定的能源供应方面仍然至关重要，减少其排放已成为研究工作的重点[4]。碳捕获与储存（CCS）已被证明是减少燃煤发电厂排放的有效方法。燃烧后化学吸收技术，特别是基于胺的过程，是技术上最为成熟的方法之一[5]。该方法采用循环吸收-解吸过程，预处理后的烟气在经过脱硫、脱氮和冷却后进入吸收器以去除二氧化碳（CO2）。处理后的烟气直接排放到大气中，而富含二氧化碳的溶液则通过热交换器加压和预热后引入解吸器的顶部阶段。高负荷下的溶液进一步使用来自发电厂的蒸汽进行再生。捕获的二氧化碳从解吸器顶部排出并压缩成产品。然后溶液重新变为低二氧化碳负荷的溶液，并循环回吸收器[6]。由于脱除二氧化碳需要大量能量，因此在中间压（IP）和低压（LP）涡轮机之间提取蒸汽。研究表明，保持90%的碳捕获率会导致机组输出功率减少15-20%[7]。
未来，确保稳定的能源供应要求燃煤发电厂能够在更宽的负荷范围内运行。为了维持日益依赖可再生能源的能源基础设施的安全可靠运行，燃煤发电厂积极参与峰值负荷调节，并迅速响应电网负荷波动[8]。热电单元的频繁负荷变化会导致烟气流量和成分的变化。因此，碳捕获系统的运行参数需要动态调整以适应这些变化[9]。此外，碳捕获系统在运行过程中动态调节蒸汽提取率，从而能够主动调节上游发电单元的输出[10]。这种运行灵活性引入了捕获性能与发电之间的复杂相互作用，需要详细研究。
已经投入了大量研究工作来开发碳捕获系统的灵活运行策略[11]，目前的重点正从固定烟气条件下的稳态运行转向动态部分负荷性能优化[12]。Oh等人[13]对灵活的二氧化碳捕获工厂运行进行了全面的技术经济分析，评估了在不同负荷条件下的成本优化策略，涵盖了天然气联合循环（NGCC）和燃煤发电系统。碳捕获系统的最佳参数随不同的发电单元负荷而变化，这受到烟气中二氧化碳浓度波动的影响。Akula等人[14]建立了一个全厂范围的捕获系统模型，以优化部分负荷条件下的稳态性能和可变捕获率，表明较高的二氧化碳浓度需要增加液气（L/G）比率。Roeder等人[15]使用稳态建模分析了PCC系统在不同负荷范围内的性能，报告称净效率从满负荷时的45.6%下降到40%负荷时的41.5%，并指出PCC停机是一种潜在的电网平衡措施。这些研究关注系统的静态和动态运行特性，但没有探讨碳捕获系统的灵活运行对上游发电单元输出功率的影响。
与碳捕获系统集成的燃煤发电单元的运行策略显著影响了其灵活性。在这些策略中，低压涡轮机（LPT）零输出技术已成为调节热电联产单元发电和供热的有效方法[16, 17]。通过使用蝶阀减少低压蒸汽涡轮机的最小蒸汽流量需求，这项技术实现了热电解耦，提高了燃煤发电单元的运行灵活性[18]。Chen[16]分析了300兆瓦单元涡轮机的LPT零输出技术的应用。结果表明，在恒定供热负荷条件下，发电功率可以减少约90兆瓦。基于650兆瓦的超临界单元，Wang[19]研究了低压缸体零输出技术的热电解耦能力的提升，并分析了改造后的单元灵活性和经济效益。结果显示，额定条件下的发电负荷从458.6兆瓦下降到353.3兆瓦，而额定条件下的供热负荷从540.6兆瓦增加到821.95兆瓦。Liu等人[20]评估了CCS系统对热电单元灵活性的影响。他们的发现表明，虽然实施碳捕获单元后输出功率范围从178-619兆瓦减少到311-439兆瓦，但零输出技术和太阳能辅助方案的集成将输出范围恢复到92.97-560.89兆瓦，大大提高了单元的灵活性。
溶液储存是另一种可行的性能提升方案[21]。该系统通过使用双溶液储存罐在减少脱除/压缩负荷期间保持高二氧化碳捕获效率：从贫溶液罐向吸收器供料，同时单独储存富溶液。在电价较低时期，累积的富溶液可以使用设计用于处理实时和储存二氧化碳负荷的较大脱除/压缩设备进行处理[22]。Dowell等人[23]开发了一个用于多期动态优化的集成PCC模型，显示解决方案储存比基线运行提高了4%的性能。Chalmers等人[24]证明，灵活的运行策略，特别是溶液储存，可以显著提高单元负荷系数。Yu等人[25]通过基于MINLP的优化考虑了包括溶液储存在内的各种情景下的电力负荷需求不确定性，实现了最佳系统配置。这些研究利用优化方法研究了溶液储存的影响。然而，作为一种潜在的储能技术，它缺乏全面的技术和经济评估。关于其对系统运行效率和输出范围影响的研究仍然不足。
可以注意到，已经有很多研究致力于开发碳捕获系统的灵活运行策略[11]，目前的重点正从固定烟气条件下的稳态运行转向动态部分负荷性能优化[12]。Oh等人[13]对灵活的二氧化碳捕获工厂运行进行了全面的技术经济分析，评估了在不同负荷条件下的成本优化策略，涵盖了天然气联合循环（NGCC）和燃煤发电系统。碳捕获系统的最佳参数随不同的发电单元负荷而变化，这受到烟气中二氧化碳浓度波动的影响。Akula等人[14]建立了一个全厂范围的捕获系统模型，以优化部分负荷条件下的稳态性能和可变捕获率，表明较高的二氧化碳浓度需要增加液气（L/G）比率。Roeder等人[15]使用稳态建模分析了PCC系统在不同负荷范围内的性能，报告称净效率从满负荷时的45.6%下降到40%负荷时的41.5%，并指出PCC停机是一种潜在的电网平衡措施。这些研究关注系统的静态和动态运行特性，但没有探讨碳捕获系统的灵活运行对上游发电单元输出功率的影响。
与碳捕获系统集成的燃煤发电单元的运行策略显著影响了其灵活性。在这些策略中，低压涡轮机（LPT）零输出技术已成为调节热电联产单元发电和供热的有效方法[16, 17]。通过使用蝶阀减少低压蒸汽涡轮机的最小蒸汽流量需求，这项技术实现了热电解耦，提高了燃煤发电单元的运行灵活性[18]。Chen[16]分析了300兆瓦单元涡轮机的LPT零输出技术的应用。结果表明，在恒定供热负荷条件下，发电功率可以减少约90兆瓦。基于650兆瓦的超临界单元，Wang[19]研究了低压缸体零输出技术的热电解耦能力的提升，并分析了改造后的单元灵活性和经济效益。结果显示，额定条件下的发电负荷从458.6兆瓦下降到353.3兆瓦，而额定条件下的供热负荷从540.6兆瓦增加到821.95兆瓦。Liu等人[20]评估了CCS系统对热电单元灵活性的影响。他们的发现表明，虽然实施碳捕获单元后输出功率范围从178-619兆瓦减少到311-439兆瓦，但零输出技术和太阳能辅助方案的集成将输出范围恢复到92.97-560.89兆瓦，大大提高了单元的灵活性。
溶液储存是另一种可行的性能提升方案[21]。该系统通过使用双溶液储存罐在减少脱除/压缩负荷期间保持高二氧化碳捕获效率：从贫溶液罐向吸收器供料，同时单独储存富溶液。在电价较低时期，累积的富溶液可以使用设计用于处理实时和储存二氧化碳负荷的较大脱除/压缩设备进行处理[22]。Dowell等人[23]开发了一个用于多期动态优化的集成PCC模型，显示解决方案储存比基线运行提高了4%的性能。Chalmers等人[24]证明，灵活的运行策略，特别是溶液储存，可以显著提高单元负荷系数。Yu等人[25]通过基于MINLP的优化考虑了包括溶液储存在内的各种情景下的电力负荷需求的不确定性，实现了最佳系统配置。这些研究利用优化方法研究了溶液储存的影响。然而，作为一种潜在的储能技术，它缺乏全面的技术和经济评估。关于其对系统运行效率和输出范围影响的研究仍然不足。
可以看出，已经有很多研究关注碳捕获系统对燃煤发电单元运行灵活性的影响。然而，关于碳捕获系统与燃煤发电单元集成的关键研究空白仍然存在。首先，碳捕获在低负荷运行期间的蒸汽供应能力尚未得到验证。随着燃煤单元负荷的变化，可用于捕获的蒸汽量也会相应变化，因此从LPT提取的蒸汽量决定了燃煤单元与碳捕获系统的运行状态。其次，关于碳捕获系统和灵活性提升策略如何影响运行范围的定量分析明显缺失。许多研究直接从单元的输出中减去碳捕获的能耗，同时忽略了LPT蒸汽流量带来的运行限制。此外，尽管之前的研究已经考察了负荷范围和效率，但尚未系统地分析PCC集成单元的系统爬升率——这是衡量电网响应能力的关键指标。本研究通过评估灵活性提升如何影响爬升率，从而将运行修改与电网支持性能联系起来，填补了这些空白。本研究通过集成建模和耦合电厂-碳捕获系统的运行分析，做出了三个主要贡献：
1)在EBSILON中构建了一个详细的热电联产（CHP）单元模型，同时在MATLAB中开发了一个用于处理单元所有烟气的碳捕获系统的基于速率的模型。研究了碳捕获系统在部分负荷条件下的最佳参数和相关能耗。
2)详细分析了与燃烧后碳捕获集成的燃煤发电单元的运行灵活性和效率。为了解决这些限制，提出了两种改进策略：LPT零输出技术和解决方案储存系统。通过检查发电、碳捕获和能量储存三个维度上的能量分布，开发并展示了系统的运行域图。
3)解决方案储存罐可以作为储能技术来提高系统运行的灵活性。本研究计算并分析了解决方案储存罐的能量储存密度和资本成本，并将其与其他储能技术进行了比较。此外，通过LPT的爬升率确定了解决方案储存罐对系统爬升率的影响。
本文的结构如下：第2节简要介绍了将要解决的问题。第3节介绍了模型描述和重建方案。第4节讨论了获得的结果，第5节给出了结论。
