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燃煤发电技术（CCS）在未来欧洲西北电力系统大型风力发电中的优势
1.简介
人为温室气体的排放导致了气候的变化。为了减缓气候变化的不利影响，与2000年相比，目标到2050年，保持全球气温的上升低于2.0-2.4◦C，减少温室气体50-85％的排放（IPCC，2007）。欧洲联盟打算在2050年，减少其温室气体排放量低于1990年的水平的80-95％（EC，2011A）。因此，电力行业将需要转向低碳发电，如可再生能源、电厂碳捕获和封存（CCS）以及核电厂（EC，2011B）。
结合化石燃料电厂的可再生能源的大型股将有间歇性发电厂系统运行和财务运营并发症，这也适用于配备了CCS的燃煤电厂在电力系统中严格的减排目标。间歇性可再生能源发电的低可变成本，让他们在优先顺序中位于前面位置，从基本负荷将燃煤电厂的位置优势移向中间。燃煤电厂必须平衡可再生能源生产的间歇性变化和提供足够的原料储备，以至于操作起来有更加频繁的斜坡和更多变化的启停周期。此外，此消彼长的容量因子降低了燃煤电厂的优点。较低的容量因子显著地威胁着这些发电厂经济运行的可行性，因为它们需要高容量因子（> 80％），以便于能够密集安装，从而获得更多的利益（NETL，2010）。
捕获单元（“灵活的CCS”）的灵活操作被认为是一个提高发电厂的灵活性和发电厂的CCS的经济表现的解决方案（查尔莫斯和吉本斯，2007年）。捕获单元的灵活操作使得其负荷和相关的能量需求可暂时独立地减小发电厂的负荷。因此，发电厂的净功率输出可以暂时增加。这增加了发电厂对其中优势电厂资产调动的灵活性。此外，增加电力生产可以提高电价和提供平衡的服务，从而提高了发电厂的时收入（查尔莫斯和吉宾斯，2007年）。
首字母缩写词列表
CAES 压缩空气储能
CCS 碳捕获和储存
CHP 热电联产
GHG 温室气体
NTC 净转移能力[MW]
PHES 抽水蓄能储能
VOLL 失去负荷的价值
VORS 储备短缺的价值
灵活的CCS的好处取决于在何种程度上捕获单元可以降低能量的需求，因为它决定能量损失（降低净功率输出）的大小。相对于其他的CO2捕获技术，通过灵活的CCS操作使大多数胺溶剂燃烧后CO2捕集的能量需求可以减小（海恩斯和戴维森，2009）。对于燃烧后两个灵活的二氧化碳捕集装置的经营策略已经文献报道：通风和溶剂储存。排气由排气烟道直接排入大气，从而绕过所述的CO2捕获单元并在很大程度上降低了它的能量消耗。溶剂储存涉及溶剂额外的两个水库，使捕获单元捕获二氧化碳，而最耗能的步骤推迟捕获过程（查尔莫斯和吉宾斯，2007年）。
一些研究调查的燃烧后捕获单元的灵活操作的效果，但它们包含了一些局限性，系统蒸发散从中我们希望改善。然而，他们的结论是，灵活的操作往往会增加净电厂​​的收入。重要的因素是电和CO2的价格，其分别确定的情况下排出的额外收入和额外费用。许多工程为重点的研究假定固定（历史）电价。这个基本方法没有考虑捕获单元对电价的操作灵活的反馈效应考虑在内，也没有与其他发电机的竞争，因此可能高估灵活CCS的好处。四份研究报告评估了灵活捕捉的好处与电力系统模型，注重经济性一般较少的技术细节。这四个只研究弹性放空，并增加的报告为碳价含一个高（20％）份额的间歇性可再生来源（Cohen等人，2013年）。最重要的是，没有研究蓝本未来，互联动力系统与可再生能源和电力储存，即使互联和电力存储的替代弹性CCS提供灵活性。
本研究结合了工程和经济学方法，全面评价两种灵活的燃烧后捕获单元的好处 - 通风和溶剂储存 - 用于燃煤电厂在未来的电力市场。这两种类型的柔性捕获单元的模型构造，作为输入为一个综合的电力系统优化模型，其中包括提供平衡储量，互连的存在下，蓄电，和风力发电的高股份。本研究评估燃煤电厂灵活捕获单元操作是否会增加短期利润的电厂;以及它是否降低的总功率系统的成本。研究的重点是多样化和相互关联以及荷兰电力市场西北欧洲电力市场的背景下，对于年2020和2030年的荷兰未来电力结构，预计将有电厂的大型股CCS和风力发电。特别是CCS的燃煤电厂的应用程序出现有前途的，因为这些植物具有高的比排放量，并可以很容易地加装一个捕获装置。该分析是基于2011年IEA世界能源展望的450-ppm的方案，因为它预见联合实施CCS和大型风电（IEA，2011年）。
在本文中，本研究和柔性捕获单元的描述的方法，首先讨论的，其次是电力系统模型和输入数据的描述。模型的结果，然后提交，从中结论得出最后建议提出。
2.方法
灵活的CCS的好处是通过建模后燃烧捕获，位于荷兰的未来互联电力系统的承担单位和两个经济调度燃煤电厂的影响。通过分析和区分本身使用的两个步骤方法，可以得出一个详细的模拟捕获单元，以及大的电力系统（图1）。在第一步骤中，柔性的CCS的技术性能的假设被确定（紫色框）。在第二步骤中，电力市场仿真来确定灵活的CCS的好处。
在第一步骤中，对能量利用电厂和捕获单元的灵活的CCS的影响进行了探讨使用Excel模型（紫色框）。此静态Excel模型计算的能量使用基于关于能源使用其各个组成部分的假设捕获单元。能源使用的吸收剂，剥离，泵，烟气风扇和压缩机是基于烟道气流，经营战略和捕获植物设置进行计算。该步骤的结果是关于能量使用的（柔性）捕获单元的作为其工作负荷的功能的假设。这一假设作为输入的第二步骤。此外，薪酬时间计算的成本估算基于文献的提供（CESAR，2011;荷兰，2011; NETL，2010）。
在第二步中，仿真使用DNV GL的欧洲电力市场模式，这是建立在PLEXOS商用电力系统的建模软件包1（红色方框图1）。仿真执行用于（柔性）的CCS的四种不同的配置。基于输入参数（绿框）的七个主要套，电力市场模式优化每小时承担单位和经济调度为每小时通过最小化电力系统的总短线发电成本。该系统总成本等于燃料成本，排放成本，可变的运营和维护成本，启动成本和损失的情况下负载（价值损耗的负载，汇鸿）或备用容量不足（价值或储备的刑罚总和短缺）。附录C中列出的约束和被考虑的输入参数。电力市场模式决定基于边际发电机的短期边际成本（发电即影子价格），同时假设完全竞争每个区域的上网电价。储备市场被包括不同类型的储量备用容量的要求仿照荷兰。电力市场模式优化提供备用容量;它并不模拟的储备能力，如实际使用提供备用能源。
（注：图1. 研究方法的示意图。左上和左下框（紫色框）表示步骤1：探索能源使用的（柔性）捕获单元的作为其负载的函数，以及灵活的CCS的投资成本。在左边的其余（绿色）方框代表的标准输入PLEXOS和PLEXOS输入到模型灵活的CCS（在中心上部框）。大中心（红色）方框代表西北欧洲电力市场的这两种方案的2020和2030年两个右上角的蓝色框表示模拟输出的电厂层面和国家层面的每个（灵活）CCS配置建模。这两个右下框代表得出结论相对于灵活CCS的利益的过程：作为基于可能的投资回报期的灵活配置，CCS对CCS参考案例的结果进行比较，并计算灵活的CCS和CCS-参考案例结果之间的差异。）

灵活的CCS的好处是依赖于何种程度上捕获单元的能量需求可以降低，因为它决定能量损失（在净功率输出的降低）的大小。相比于其他的CO2捕集技术，胺溶剂燃烧后二氧化碳捕集的能源需求可以通过灵活的操作CCS减少最多。对于燃烧后二氧化碳捕集装置两个灵活的经营策略已文献报道：通风和溶剂储存。排气由排气烟道气直接排入大气，从而绕过CO2捕获单元并在很大程度上降低了它的能量消耗。溶剂储存涉及溶剂两个额外的水库，使捕获单元捕获二氧化碳，而推迟了最耗能的步骤捕获过程（查尔莫斯和吉宾斯，2007年）。
进行灵敏度分析，以评估结果为不同的未来场景的稳健性。四个模型的输入是不同的：（1）CO2的价格；（2）的燃料价格结合CO2的价格；（3）安装的风力容量在荷兰，（4）在存储大小的增加。从2至4小时存储为柔性的CCS与溶剂存储的情况下，这是在评估一个选项的。这四个灵敏度建模为一组为12周，2020年是代表全年。
2.1 配置
四种配置由2725兆瓦Ë燃煤电厂（灵活）在2020年和2030年（图2）建模，CCS在荷兰代组合的下列类型之一查处。
装备两个灵活的CCS燃煤电厂是可信的情景。四个新的燃煤电厂都建在2010-2015年期间，这可能会取代所有旧的燃煤机组。通过模拟两个单位有（灵活）CCS，强调它们对全国电力系统的影响，并且可占具有灵活的CCS多个单位之间潜在的反馈效果。仅有柔性的CCS的配置被改变：一个燃料价格和发电机的组合方案中使用这种分析来表示在2020年和2030年之间的电力市场。
1.“CCS-参考”：两个燃煤电厂正常的完全集成，燃烧后捕集工作始终在相同负荷的电厂机组。
2.“灵活CCS通风'：两个燃煤电厂CCS灵活通风，从而减少捕获单元能量损失，比普通CO2捕获单元操作捕获单元的能力强70％。
3.“灵活CCS与溶剂储存'：两个燃煤电厂灵活CCS与溶剂储存：由70％降低能源刑罚的满负荷运转长达2小时的能力，通过储存二氧化碳溶剂。在最后的时间，多余的溶剂必须被放到再生的CO2溶剂中。
4.“灵活的CCS溶剂储存 - 125％再生'：两个燃煤电厂灵活的CCS与溶剂储存有+25％超尺寸的再生能力。溶剂贮存减少能量损失的70％，最多至2小时满负荷运转。
3. 燃烧后灵活的捕获单元
在本节中，四种类型的操作（灵活）转化为一组的阐述与配备了国家最先进的灵活的捕捉单元的发电厂所产生的净功率的假设是一致的。此外，对于柔性CCS技术的经济参数假设已经有了定义。

3.1 有关于CCS的能源计划
在常规的捕获单元燃烧后，从烟道气体中分离通过的CO2被吸收到化学液体溶剂（水和单乙基胺，例如混合物）。此吸收发生在吸收塔内，如图2所示。含有CO2（定义为富溶剂）的液体溶剂通过溶剂泵送向汽提塔。大量的富溶剂在汽提塔中通过加热用蒸汽从发电厂的功率周期提取的溶剂解吸。现在的低中溶剂是溶解的CO2，或“清除”，并且引导回吸收器。溶解吸收的CO2被引导至压缩机组，在那里它被压缩以用于传输到一个CO2的储存场地。
捕获过程需要由电厂供给能源，与输出功率比较少的发电过程相比较，没有二氧化碳捕获能量。我们使用Excel模型探索（柔性）的CCS的配置上的净功率生产用于影响在欧洲电力市场的模型发电厂。基本假设的细节列在附录B，具有以下主要假设。
•烟道气流（以kg/ s）中CO2 的总量是基本来源于被消耗在发电厂的燃料中的碳。油耗是电厂的净发电在电力市场模式的二次函数
•溶剂流过吸收塔和汽提塔的组件相比，溶剂负载由发电厂和捕获单元的满负荷运行来定义。
•假设列车的主压缩机中，通过压缩机列车的CO2流量与留在发电厂的CO2流量相比，正比于电厂和捕获单元的满负荷运行。
•最小负荷的吸收器和汽提塔的负荷是满负荷单压缩机列车最小负荷的25％。
•供给到汽提塔的再沸器的蒸汽被用于三种能量功能：富溶剂加热（正比于溶剂流），汽提（正比于溶剂流）和CO2的脱附（成正比的CO2的量在富溶剂与汽提器的流动）。
•从电厂的捕捉设备上提取的蒸汽的净发电量取决于电厂和捕获这两个厂的负荷的影响：蒸汽供应和回报都集成在燃煤发电厂。发电厂和捕获单元的最优整合取决于捕获过程的类型，除其他外，（相对）大小捕获植物，以及蒸汽和电力的周期的特定设计。在这项研究中的输出功率的减少被认为与供给到汽提塔蒸汽是成反比的，平均为国家的最先进的电力产生单元的换算因子的量，基于积分和功率冲击的输出被详细研究。
基于上述情况，一个假设的725兆瓦ê燃煤电厂被一组研究人员同时选定，其拥有175兆瓦ê的发电量，可以减少净功率输出，与二氧化碳捕获操作在满负荷运转。
对于发电厂CO2的捕获，最佳工作点和操作窗口是有许多因素的影响，如未来的市场状况，特定的成本和发电厂的捕获设计，以及操作策略影响。灵活的CO2捕捉功能添加到这种复杂性。捕获的植物部分负荷运行两个操作系统的策略被认为在本文中：常数L/ G比值，溶剂不断流动。这些都是基于维护捕获业绩普遍应用的概念。

（1） 常数的L / G比：这个策略是基于蒸汽和液体在吸收塔的恒定比率，同时保持恒定的高捕获率。它结合了多个并行处理的柔性植物组态配给：一个吸收柱，两个平行汽提柱和三个并联压缩机组的基础上（齐亚尼等人，2011）。这种操作策略可模拟Excel模型更多的细节，并在欧洲电力市场模式中使用。
（2） 恒定流量溶剂：这个简单的策略，通过保持捕获单元恒定溶剂流速。它与不灵活的捕获单元布局相比较基本相同，组合的捕获单元布局包括吸收塔，汽提塔和一个压缩机列车。
对发电设备的输出功率的还原操作策略和捕获单元布局的影响示于图3。该图显示，使用更灵活的捕获单元布局与更不灵活的操作策略相比，所述操作捕获单元有恒定的L / G比，结果使净功率减少一半（橙色线）。如图3所示，切断三个平行压缩机列车中的一个，导致65％左右电厂负荷的轻微的撞击。在这种分析中，我们假设，在操作策略时，因为捕获单元的能耗较大削减了常数L/ G的比值，因此减少了捕获单元负载。
3.2 灵活的CCS
捕获单元（柔性CCS）的灵活操作可以暂时通过减少捕获单元的能量消耗以两种方式提高功率输出，如图2中所示 ：通风和溶剂储存。我们使用弹性CCS Excel模型通过施加排气或富溶剂存储，以确定所述的能量损失降低。
3.2.1 灵活CCS的通风
通过放空临时（部分）的烟道气流使旁路捕获单元降低所述捕获单元的能量损失。如果少量烟气进入捕获单元，更少的CO2被吸收，从而允许较低的溶剂流速和减少热量的需求使富溶剂再生。因此，排气减少了负载和捕获单元的所有部件的能量消耗。
然而，排气增加CO2的排放量和排放的成本，因为二氧化碳的烟道气被直接排放到大气中（查尔姆斯，2007），将没有任何捕获CO2的情况。得到的结果是，施加排气的成本很大程度上是由发射成本确定：
国家无线电监测中心（通风）=[负载V*捕获率*输入燃料电厂CCS*燃料的二氧化碳含量*（二氧化碳信用价格 - 二氧化碳运输和储存成本）]/通风增加的净发电
排气净功率增加依赖于发电厂的负荷水平。如图4所示，显示了几个非线性关系，这都与压缩机的最小负载水平有关。为了限制建模的复杂性，我们从欧洲电力市场排气模式假设电厂负荷和净发电增益之间的线性关系。
3.2.2 灵活的CCS与溶剂储存
富溶剂再生和CO2压缩：溶剂存储临时推迟最耗能的捕获过程的步骤减少了捕捉单元的能耗。烟道气流充分进入吸收体，捕获部分和CO2通过与正常的CO2捕获率（例如90％）被内部的溶剂吸收。然而，（部分）所得的富溶剂被存储在一个存储罐，降低富溶剂流过的汽提塔，从而降低了汽提器的蒸汽需求，减少从发电厂提取蒸汽，并增加了净功率生产的动力装置。如图5所示，溶剂存储降低了汽提器和压缩机的负荷，降低其能耗。第二（类似大小）储罐与贫溶剂是必需的，通过吸收一个正常的溶剂流速，以补充溶剂从汽提器到吸收器中流出的减少量的。灵活的CCS与溶剂存储的持续时间是由储存罐的大小和可用溶剂的量限制。
在低电价的时间，产生并存储富溶剂和储存精益溶剂，这暂时导致了能量损失的增加。这种额外的再生与捕获单元的正常操作不谋而合。
富溶剂的存储再生是在给定的时刻通过额外的蒸汽（1）的可用性提取发电厂的循环蒸汽，与（2）由汽提塔和压缩机的备用容量限制。总之，这两个约束创建的操作窗口，再生在其中可以发生（图6）。下界蒸汽的可用性设置：当电厂运行在低于60-70％负荷满载水平，蒸汽可用的量是有限的，并且汽提器和压缩机不用于可用容量。在满负荷时，备用汽提器和压缩机的多于60-70％的动力装置的负载被限制因素中存储的富溶剂再生。
在电厂100％满负荷时，所述汽提器和压缩机单元的全部容量已经利用，留下可用于存储任何富溶剂没有余力的再生。即使仍然允许用于再生，一个额外的配置包含125％汽提器和压缩机容量可以调查具有再生能力的效果，电源装置工作在满负荷时存储的富溶剂中。
3.3（灵活）CCS燃煤电厂的欧洲电力市场模式
在欧洲电力市场模式，我们假设两个燃煤电厂，委托2010-2015为“收集预留”，容量为725兆瓦，每种都加装灵活性BLE燃烧后捕集单元。非柔性改型发电厂的特性示于表1中。这些参数也适用于柔性改型发电厂，与差异是柔性的植物的最大缓坡速率进一步增加（见表2），并且该排气时捕获率可能有所不同。
随着柔性CCS Excel模型的应用，我们在满负荷时确定的175兆瓦（净发电能力24％）的能量损失：改造捕获单元减少了来自725至550兆瓦E中的最大发电能力。这相当于11％的效率损失。稳定的最低水平和最大斜坡率下降比例在最大容量的减少。该电厂CCS灵活建模通过添加独立灵活的CCS发电机配备CCS正常的每个燃煤电厂：一个'放空发生器“或”溶剂抽水蓄能“。通气发电机是一种具有高的CO 2排放因子一个动力装置：将柔性的CCS放空，以减少能量损失相当于发电用此发生器。该“溶剂抽水蓄能'发电机建模为抽水蓄能电站：灵活运用CCS富溶剂储存相当于发电这种发电机，和丰富的溶剂对应于该发电机的泵送模式的再生。的灵活的CCS发电机操作是依赖于发电厂与正常的CCS的操作。例如，最大净发电柔性CCS发电机由电厂的CCS的产生水平来确定。发电从柔性CCS发生器器不（直接）影响相应的燃煤电厂的产生和燃料消耗。
表一
性能 （柔性）CCS
最大能力 550 MW90%
最小稳定产生水平 165 MW
最大倾斜上升率 21.8 MW /min
最大倾斜下降率 36.3 MW /min
满载效率 38.3%
变量操作和维护成本 5.31D /MW
最短时间 20 h
最小停机时间 15 h
启动油耗 2688 GJ/启动
启动成本 4000 D /启动
最小的停机时间 15 h
捕捉单元的能量损失 175 MW
捕捉单元的CO2捕集率 90%
表2提供了灵活的CCS发电机的选择特性的概述。基于柔性CCS Excel模型中，我们从假设的175兆瓦（满载）中减少70％能量损失，灵活CCS的能量损失得到最大减少。当电厂CCS运行在100％负载时，这相当于减少了123兆瓦能量，其中线性降至37兆瓦出现电厂CCS运行在30％的负载。其结果是123兆瓦是柔性的CCS发电机的最大发电量。
表2
灵活的CCS发电机的PLEXOS技术经济性能。
性能 通风发电机 溶剂储存
最大能力 123 MW 123 MW
最小稳定生产水平 0 MW 0 MW
最大倾斜上升率 6.1 MW/min 6.1 MW/min
最大倾斜下降率 3.9 MW/min 3.9 MW/min
最大泵负荷 —— 123 MW
泵效率 —— 99%

3.4 灵活的CCS技术的投资成本
相比正常燃烧后的捕获单元，我们假设CCS灵活放空没有显著的
额外投资成本。这是非常可能的一个正常的捕获单元可以在紧急情况下或在启动期间或关闭程序排出烟气。
与正常燃烧后的捕获单元相比，灵活CCS与溶剂储存需要额外的前期投资。燃煤电厂直接费用的附加投资为725兆瓦，包括：
•其他溶剂（30％重量的MEA）：9.54 MD用于储存溶剂2小时（NETL，
2011）。
•两个丰富的溶剂储罐和所有的贫溶剂：四辆3.6 MD的坦克（荷兰造价工程师协会，2011）。
•其他溶剂泵和管道：0.7 MD（CESAR，2011; 荷兰造价工程师协会，2011）。
•汽提器和压缩机的容量增加了33MD（对于柔性的CCS与溶剂存储 – 只在125％的再生情况下。
如图7示出的投资成本的细目。这种溶剂贮存的计算成本比查尔姆斯指定的成本高35％，并且比海恩斯和戴维森计算的成本低30％（查尔姆斯等人，2009;海恩斯和戴维森，2009）。赋予正常燃烧后的捕捉单元（NETL，2010年）326MD的投资成本，给捕获单元加入5-20％具有灵活性的存储溶剂增大了总捕获单元的投资成本
表3
模型中使用的燃料价格（IEA，2011）。
2020 2030
煤炭价格 3.1 D /GJ 3.1 D /GJ
天然气价格 8.8 D /GJ 10.9 D /GJ
铀的价格 1 D /GJ 1 D /GJ
CO2的信贷价格 43 D /tCO2 113 D /tCO2
CO2的运输和储存成本 10 D /tCO2 10D /tCO2
基于ZEP（2011A，B）。

表4
未来荷兰和邻国之间互连的净转移能力（ENTSO-E，2012，2011B）。
NTC容量[MW] 2020 2030
比利时 3000 3000
丹麦 700 700
德国 4000 4000
挪威 700 700
英国 1000 1000

表5
荷兰未来的电力需求模型的使用特点（ENTSO-E，2013年，2011A）。
2020 2030
每年的电力需求 118 TWh 129 TWh
需求高峰 19.2 GW 21.1 GW

4.欧洲电力市场模式
2011年欧洲电力市场模式的输入数据已经衍生出许多来源，最重要的是世界经济展望和ENTSO-E的2011充足预测（ENTSO-E，2011A; IEA，2011）。欧盟预测了在2020年它们各自的燃油价格情景，并预测欧洲国家在未来的碳排放限制的一个发电机混合和需求连贯的画面。在本研究中认为未来将有这样的一个低碳的生活，即CCS组合构成高水平的风电发电厂。某台发电机的燃料价格的概述示于表3。
4.1 互连能力
未来欧洲西北部的电力系统建模分为五个核心区域（荷兰，德国北部，南部德国，法国和比利时）和八个卫星区（图8）。该互联系统对荷兰基本负载发生器（包括灵活的CCS电厂）国外水电和间歇性可再生能力有一定的影响。每个被建模的区域没有内部网络限制，但区域之间的相互连接做有一个有限的传输容量（表4）。建模的传输为直流流动。
4.2 电力需求
每个区域的逐时负荷模式基于历史负载模式，根据欧盟2020年的电力需求方案（ENTSO-E，2013年，2011A）预计每年的增长率为0.9％。将来荷兰的电力需求主要特性示于表5。此外，假设丢失的负载值为10000 D/兆瓦。
4.3 火电厂
基于欧盟2020方案以及预期未来的发展，欧洲西北地区（ENTSO- E，2011A）未来将产生电流发生器的混合。在电厂核心区，最大容量>100兆瓦建模在个人基础上，而在卫星区是由发电厂技术聚合。下面的技术是有区别的：煤炭汽轮机，天然气联合循环，燃气轮机，重油蒸汽涡轮茎，核能，水能储存，抽水蓄能水电，径流式水电河，陆上风力发电，海上风力发电，太阳能和生物质。热电厂在该操作中有16种技术经济参数输入，包括柔韧性，可靠性和效率参数描述，如在附录C中所列出的参数。在表12中为发电能力的安装参数，关于荷兰的发展概述展示在表6中。
荷兰热电联产电厂（热电联产电厂）比在其他地区进行建模有更
多细节。三种荷兰热电联产电厂的区分：工业供热，集中供热和热园艺。工业热电联产电厂建模通过将每日最低的75％的容量因子“必须运行”（科特布斯拉德，2008）。集中供热热电联产电厂经常有燃气锅炉辅机，因此与建模燃气锅炉的机会成本是折价随每月的热量需求。园艺热电联产电厂大多是小型燃气轮机和燃气发动机，这经常是与储热设施相连。增加了这些热电联产电厂的调度模式的灵活性，因此他们不认为是“必须运行”。在其他地区的热电联产电厂的必须运行字符通过定义75％的日最低容量系数为这些热电联产电厂约束建模。
4.4 可再生能源
在风能、太阳能的基础上，以已安装运行的河水发电机的发电量和每小时可用性文件配置为蓝本。基于历史气象测量，安装的容量是根据国家可再生行动计划，以及可用性文件配置来决定（JRC，2010; NOAA/ OAR/ ESRL PSD ，2008）。荷兰未来的风能和太阳能光伏发电容量见表6。到2020年，荷兰的风力发电预计将增长到32.4亿千瓦时，到2030年，将持续增长到60.0亿千瓦时。2020至2030年，太阳能光伏发电将增长到0.6亿千瓦时。

表6
2020年和2030年荷兰的总装机容量概述。
[GW] 2020 2030
铀 0.5 0.5
煤（包括CCS） 8.2 6.6
集中供热热电联产 0.6 0.6
天然气 24.3 17.7
工业热电联产 2.9 1.6
集中供热热电联产 1.6 0.0
热电园艺联产 2.5 2.5
生物质能 2.9 2.9
德鲁海 0.2 0.2
岸风 6.0 6.0
近海风 5.2 13.8
太阳能光伏 0.7 0.7

4.5 辅助服务
荷兰电力系统准备通过要求准备金定义和约束储备能力，每一个时限内的类型需要提供特定的准备金作为最低金额的蓝本。在其他区域中的储备要求与这些发电厂的最大发电量进行减少模拟。四种类型的储备是有区别的，其中每个类型包括向上和向下储备量（见表7）：
1. 被模拟为固定份额容量的主控制储备只能被用于提供这种储备。它的大小是燃煤电厂最大容量的1.4％和天然气电厂的2.8％。
2. 二次调控储备是通过指定所需的储备总量以及备用容量，可以提供给每个电厂多种数量的模型。
3. 三级控制储备以类似二次调控储备的方式为蓝本，但具有较大的准备金要求。
4. 每小时控制储备是一个额外的类型，目前并不存在每小时控制储备。其目的是为了平衡大规模风电的预测误差。基于4％的平方根误差来预测和假设其大小。应用所安装的的风力发电机发电能力的12％作为备用容量置信水平的需求结果。

表7
荷兰电力市场的储备模型概述（ENTSO-E，2009; TenneT，2013年）。
主控制储备 二级调控储备 三级控制储备 每小时储备
储备规模 n.a.a 350 1000 1344-2372b
可用储备 n.a.a 15min 15min 4h
天然气厂 1.4% 100% 100% 100%
煤厂 2.8% 45–75% d 45–75% d 100%
CCS装置 n.a. 45–75% e 45–75% e 100%

图8. 欧洲电力市场模型中的西北欧洲市场模式蓝本拓扑

5.结果
5.1 灵活的CCS技术在电厂中的优势
为了确定灵活的CCS在发电厂中的级别及优点，我们来看看容量因子、产生收入和存款准备金的规定。这些结果是基于两个燃煤电厂（柔性）的CCS的平均值。
5.1.1容量因子
容量因子是通过将平均每小时的发电量按最大容量进行计算。为使电厂具有灵活的CCS，我们使用“正常”发电厂发电和附加发电从而利用所述捕获单元的通气或溶剂存储灵活性产生的电力。图9显示，从2020年到2030年，灵活捕捉单元操作增加了发电应用。在2020年，每种类型的灵活CCS的发电存在放空。在2030年，相比总发电量整个燃煤电厂（灵活）CCS发电约4亿千瓦时。烟气放空很少应用，因为额外排放的成本分配给了它们。这导致高比排放（3.7吨/兆瓦时）和高排放相关的费用增加：2020年，132 D /兆瓦时；2030年，416 D /兆瓦时。
从2020年到2030年，储存的溶剂有125％的再生能力的情况下，
给溶剂储存盒施加富溶剂贮存的发电量比柔性的CCS低4-7倍。灵活的CCS溶剂储存 - 125％再生的情况下产生的电力作为其增加的压缩机产能的结果。如果没有额外的再生能力，再生的假设可能要局限于小时，因为电价低，其中燃煤电厂灵活的CCS溶剂储存工作存在部分负荷。或它仅限于小时，其中电厂降低其成本存储富溶剂，由此形成一个更昂贵的发电厂发电模式（增加对荷兰的总发电成本）。
在荷兰和其周边国家，灵活的CCS与溶剂储存发电为12亿千瓦时，2020年的发电量为23亿度电，在2030年的发电量来自灵活CCS溶剂储存的较高，2030年比2020年的发电量有所上升。由于燃煤电厂往往运行在部分负荷工作之中，因此要增加可再生能源发电能力。在部分负荷的运行时间增加，使富溶剂储存再生加强。此外，2030年相比2020年，在柔性的CCS与溶剂存储 - 125％的再生情况下，增加的部分负荷运行时降低了超尺寸汽提器和其再生能力125％的益处，从而导致年电力生产降低。
5.1.2 发电净收益
发电营业净收入被定义为从电力收入减去所有可变发电成本（如燃料，排放，变量操作和维护，以及开始成本）的收入。
图11表明，随着发电厂周围CCS的增加，发电净收入从2020年
的49MD增长到2030年的86MD，电价有了明显的提高。燃煤发电厂灵活CCS放空收入略低于CCS收入的参考案例：在2020年的发电净收入为-1.5％（ - 1 MD），2030年发电收入下降为-4 MD。在2030年部分地区的烟道排气量3.2 MD，造成能发射成本升高，提供储备能力下降。
图11的CCS-参考案例还显示，燃煤电厂的发电净收入和灵活CCS与溶剂储存情况之间的差别很小：灵活CCS溶剂储存从3％（1.5 MD）收入下降到2020年的2.5％（2.4 MD），在2030年有了更高的收入。这增加的收入弹性CCS与溶剂储存导致灵活CCS与溶剂储存6年的投资回收期和灵活的CCS溶剂储存125％再生能力。

5.1.3截至储备规定
储备规定是被提供的时段的持续时间设置（GW）向上备用容量的总和。燃煤电厂（柔性）CCS累积起来的准备金见图12：蓝条显示，通过增加煤炭的输入提供燃煤电厂的外汇储备，而绿条显示了灵活的CCS提供额外的外汇储备。
图12显示出，在2020年增加储备规定后柔性的CCS将不到50亿度用于CCS-参考案例375-450亿千瓦时，在2030年增加了从75千兆瓦至310-414亿千瓦时用于柔性CCS的450吉瓦时对应的注册表项，以荷兰的规定的年度最高的备用容量17％。采用德国市场的平均二级备用容量的价格，在2013年所提供的风能和太阳能光伏是国民需求的13％，4.1 D /MW（2014年第1季度）。
自从大量增加了储备提供柔性捕获单元加大了储备规定：增加370至410亿千瓦时，2020年增加210至350万度在2030年灵活的捕捉设备提供“备用发电的能力为达储备。从灵活的捕获单元储备提供了最好的准备金按规定不灵活的CCS电厂（从系统成本最小化的角度来看）：从柔性捕获单元向上大的储备规定不收取额外费用（假设燃煤电厂正在运行），而没有灵活的CCS电厂必须在部分负荷运转，因此产生降低工作效率。向上储备规定在2030年灵活的捕获单元的工作效率低于2020年，因为燃煤电厂在2030年更经常地运行在部分负荷。
燃煤电厂灵活的CCS放空比规定的燃煤电厂CCS灵活溶剂储存提供了更多的储备：相比于2020年的380±9亿千瓦时，到2030年有354亿度与211±2吉瓦，增加449亿度电。向上储备提供三种灵活的CCS案件。此外，在两个柔性的CCS与溶胶通气孔存储向上储备经费受到溶剂使用的量限制。
5.2 灵活的CCS对其他国家的影响
我们还评估了灵活的CCS对年平均电价的影响，荷兰电力行业的二氧化碳排放强度，并削减荷兰风内（表8）量的影响。在CCS-参考案例和三个柔性的CCS之间的差异非常小：用于联合电价小于0.6％，所用而溶剂时的排放和风力削减小于2％。
灵活CCS对这些指标的影响很小，由于小幅增加灵活的CCS可以提供发电能力。小的变化可以归因于准备金提供灵活的CCS还要变化单位承诺和调度为全国最低成本最优化的一部分。

5.3 敏感性分析
更改溶剂存储大小执行的敏感性分析，CO2的价格与燃料价格，风力发电装机容量和CO2价格（表9）的组合。选择运行中12周的执行情况来代表2020年的所有状况，所有的结果都基于本节。结果表明，这些输入变化主要影响燃煤电厂本身的调度，而不是使用柔性捕获单元的灵活性。
5.3.1 4小时的溶剂存储容量
从2小时的4g增加溶剂的存储容量产生灵活的CCS与溶剂存储高达50％（按每年0.2-0.3 MD增加代收益）。该保护区规定不受影响。然而，增加的收入并不能证明在4小时溶剂的存储投资成本增加了一倍。 4小时溶剂存储选项非常类似于2小时溶剂储存。因此，2小时和4小时的