在可見之未來，化石燃料發電仍將是能源供應之最主要方式，其二氧化碳捕捉是面對溫室效應必須採行之作法。醇胺化學吸收程序是處理燃燒後二氧化碳的最可行技術，然而面臨的主要障礙是其高能耗，除了研究的吸收溶劑之外，必須藉由節能流程設計、最佳操作條件與有效控制系統，以使該技術能夠應用於二氧化碳之捕捉。雖然Aspen Plus已有成熟之穩態嚴謹速率模式可以考量分離塔之化學解離與反應，以及熱質傳，然而，至今仍欠缺動態速率模式，以探討二氧化碳化學吸收程序之動態操作特性與控制系統性能。
    本研究針對一個300MW燃煤電廠煙道氣之二氧化碳化學吸收程序，利用程序模擬軟體Aspen Custom Model®(ACM)完成了二氧化碳乙醇胺化學吸收程序之動態速率模式建立與驗證。使用30wt% MEA並以90%吸收效率為目標，探討了基本流程與節能流程的設計與穩態最佳化分析，以最低再沸器熱負荷為目標函數，繼而提出利用穩態最佳解為設定點之最佳化控制策略，提出多種控制架構，與傳統控制架構進行控制性能之比較。
    以NTNU試驗場數據進行驗證，穩態與動態模擬結果均與實驗值相當吻合。穩態最佳化分析，以最低能耗為目標得到基本流程與節能流程之單位捕獲能耗分別為4.09與3.92 GJ/ton CO2。
    基本流程採最佳化控制各種控制架構的控制性能分析結果顯示LG-TStr為最佳之控制架構。相較於CC-TStr傳統控制，LG-TStr 達最終穩態所需時間較傳統控制減少約6小時，安定期之二氧化碳排放量可減少62%，安定期能耗可減少66%。節能流程採最佳化控制各種控制架構的控制性能分析結果顯示LG-LL-TIC為最佳之控制架構。相較於CC-TStr-TIC傳統控制，LG-LL-TIC 達最終穩態所需時間較傳統控制減少約3.5 小時，安定期之二氧化碳排放量無法獲得減少，安定期能耗可減少66%。

Fossil fuel power generation will still be major energy supply method, hence the carbon capture for power plant flue gas is essential for the control of global warming. Chemical absorption using amine solvents has been identified as the most feasible technology for post-combustion carbon capture. However, the high energy consumption is still a major problem and requires the development of high-efficient solvents, energy-saving flowsheets, optimal operation conditions and effective process control.
     Although rigorous steady-state rate-based models are available in commercial process simulation software, no rigorous dynamic rate-based model is provided in the most popular process simulation software Aspen. In this study, for a 300 MW coal-fired power plant, a dynamic rate-based model for the overall amine-based absorption processes has been developed on the Aspen Custom Modeler platform and verified using literature reported pilot plant data. The model was further utilized for steady state optimization of the standard flowsheet as well as an energy-saving alternative flowsheet, i.e. the inter-cooling absorption process. Several optimal-based control schemes were proposed and compared to the conventional control scheme for the control performance.
     For both steady state and dynamic operations, the model simulation results were in good agreement with the NTNU pilot plant data. The minimum reboiler-duty optimization study gives the unit energy consumption results of 4.09 and 3.92 GJ/ton CO2 for the standard and energy-saving processes, respectively.
    For the standard a processes, the best control scheme is LG-TStr. Compared to the conventional control scheme, CC-TStr, the stabilization period CO2 emission and reboiler-duty can be reduced by 62% and 66%, respectively. For the energy-saving processes, the best control scheme is LG-LL-TIC. Compared to the conventional control scheme, CC-TStr- TIC, the stabilization period CO2 emission is not reduced, but the reboiler-duty can be reduced by 66%.

目錄
中文摘要	I
英文摘要	III
目錄	V
圖目錄	IX
表目錄	XIV
第一章 緒論	1
第二章 文獻回顧	5
2.1 二氧化碳化學吸收程序與節能設計	5
2.2 二氧化碳化學吸收穩態與動態模擬	8
2.3 二氧化碳化學吸收程序控制	11
第三章 模式建立與驗證	15
3.1 模式建立	15
3.1.1數學模式	15
3.1.2 熱力學與性質模式	20
3.1.3 模式求解與運算時間	23
3.2 模式驗證	25
3.3.1 穩態驗證	26
3.3.2 動態驗證	34
第四章 穩態最佳化分析	41
4.1 基本流程	42
4.1.1 最佳化問題定義	44
4.1.2 最佳化分析流程	46
4.1.3 最佳化結果與討論	46
4.2 節能流程	53
4.2.1 最佳化分析流程	53
4.2.2 最佳化問題定義	54
4.2.3 最佳化結果與討論	55
4.2.3.1 中間冷卻器配置影響分析	55
4.2.3.2 節能流程最佳化結果	60
第五章 基本流程控制	66
5.1 控制架構	66
5.1.1控制自由度	66
5.1.2 傳統控制之控制架構	68
5.1.3 最佳化控制之控制架構	71
5.1.4 控制參數調諧	77
5.2 控制響應	82
5.2.1 干擾控制	82
5.2.1.1 煙道氣流量干擾	82
5.2.1.2 煙道氣濃度干擾	88
5.2.1.3 煙道氣溫度干擾	94
5.2.1.4 干擾控制小結	99
5.2.2 設定點控制	100
5.2.2.1 吸收效率設定點85%	100
5.2.2.2 吸收效率設定點87.5%	104
5.2.2.3 吸收效率設定點92.5%	108
5.2.2.4 吸收效率設定點95%	112
5.2.2.5設定點控制小結	114
5.3 控制性能分析	115
5.3.1 響應時間(Response time)	115
5.3.2 偏差積分(IAE)	117
5.3.3 安定期能耗	123
5.3.4 模式誤差	126
第六章 節能流程控制	128
6.1 控制架構	128
6.1.1 控制自由度	128
6.1.2 節能流程之傳統控制架構	130
6.1.3 節能流程最佳化控制之控制架構	132
6.1.2 控制參數調諧	135
6.2 控制響應	137
6.2.1 干擾控制	137
6.2.1.1 煙道氣流量干擾	138
6.2.1.2 煙道氣濃度干擾	144
6.2.1.3 煙道氣溫度干擾	150
6.2.1.4 干擾控制小結	155
6.2.2 設定點控制	156
6.2.2.1 吸收效率設定點85%	156
6.2.2.2 吸收效率設定點87.5%	160
6.2.2.3 吸收效率設定點92.5%	164
6.2.2.4 吸收效率設定點95%	168
5.2.2.5設定點控制小結	172
6.2.3 控制架構配對特性分析	173
6.3 控制性能分析	179
6.3.1 響應時間(Response time)	179
6.3.2 偏差積分(IAE)	181
6.3.3 安定期能耗	186
6.3.4 模式誤差	188
第七章 結論	190
符號說明	192
參考資料	194
附錄 A: ELECNRTL模式參數	200
附錄 B: Sulzer BX填充物之關聯式	205
附錄 C: 控制器參數設定	214
附錄 D: 節能流程控制器參數設定	217
 
圖目錄
圖1.1 二氧化碳吸收/氣提捕獲程序	2
圖1.2 化學與物理吸收劑之吸收能力比較	3
圖2.1 醇胺水溶液捕獲二氧化碳氣提塔替代架構	6
圖2.2 熱泵蒸餾之分流氣提流程	6
圖2.3 Linda-BASF novel amine-based PCC technology features	8
圖2.4 空氣氣提與二氧化碳回收之碳捕集程序	8
圖3.1 氣液相之熱質傳	17
圖3.2 MEA-CO2-H2O系統在25℃之液體密度	20
圖3.3 MEA-CO2-H2O系統在25℃之液體熱容量	21
圖3.4 二氧化碳相平衡分壓	21
圖3.5 MEA溶液差分二氧化碳吸收熱	22
圖3.6 NTNU試驗場流程	25
圖3.7 NTNU試驗場個案1吸收塔初始與結束穩態之內部溫度分佈	28
圖3.8 NTNU試驗場個案1氣提塔初始與結束穩態之內部溫度分佈	29
圖3.9 NTNU試驗場個案2吸收塔初始與結束穩態之內部溫度分佈	30
圖3.10 NTNU試驗場個案2氣提塔初始與結束穩態之內部溫度分佈	31
圖3.11 NTNU試驗場個案1-整廠初始穩態流程與模擬/實驗結果	32
圖3.12 NTNU試驗場個案2-整廠初始穩態流程與模擬/實驗結果	33
圖3.13 NTNU試驗場動態驗證結果整理(個案1)	37
圖3.14 NTNU試驗場動態驗證結果整理(個案2)	39
圖3.15 NTNU試驗場動態驗證結果富液流量變化 (個案2)	40
圖4.1 基本流程基本個案模擬結果(BC-LL=0.30)	43
圖4.2 基本流程最佳化結果-煙道氣流量干擾±10%	48
圖4.3 基本流程最佳化結果-煙道氣濃度干擾±10%	49
圖4.4 基本流程最佳化結果-煙道氣溫度干擾±12.5%	50
圖4.5 基本流程最佳化結果-吸收效率設定值改變±5%	51
圖4.6基本流程最佳解模擬結果(BC-LL=0.24)	52
圖4.7 吸收塔中間冷卻器冷卻與迴流位置示意圖	54
圖4.8 節能流程中間冷卻配置對總冷卻負荷之影響	57
圖4.9 節能流程中間冷卻配置對再沸器熱負荷之影響	58
圖4.10 節能流程基本個案模擬結果(IC-LL=0.24)	59
圖4.11 節能流程最佳化結果-煙道氣流量干擾±10%	61
圖4.12 節能流程最佳化結果-煙道氣濃度干擾±10%	62
圖4.13 節能流程最佳化結果-煙道氣溫度干擾±12.5%	63
圖4.14 節能流程最佳化結果-吸收效率設定值改變±5%	64
圖4.15 節能流程最佳個案模擬結果(IC-LL=0.25)	65
圖5.1 基本流程控制閥	67
圖5.2 基本流程CC-Tstr控制流程圖	70
圖5.3 基本流程LG-CC控制流程圖	72
圖5.4 基本流程LG-LL控制流程圖	73
圖5.5 基本流程LG-Tabs控制流程圖	74
圖5.6 基本流程LG-Tstr控制流程圖	75
圖5.7 基本流程LG-Tstr-Cascade控制流程圖	76
圖5.8 開環控制調諧示意圖(一階程序)	78
圖5.9 開環控制調諧示意圖(高階程序)	78
圖5.10 ATV調諧示意圖	79
圖5.11 基本流程干擾(流量+10%)控制響應-濃度控制	84
圖5.12 基本流程干擾(流量+10%)控制響應-溫度控制	85
圖5.13 基本流程干擾(流量-10%)控制響應-濃度控制	86
圖5.14 基本流程干擾(流量-10%)控制響應-溫度控制	87
圖5.15 基本流程干擾(二氧化碳濃度+10%)控制響應-濃度控制	90
圖5.16 基本流程干擾(二氧化碳濃度+10%)控制響應-溫度控制	91
圖5.17 基本流程干擾(二氧化碳濃度-10%)控制響應-濃度控制	92
圖5.18 基本流程干擾(二氧化碳濃度-10%)控制響應-溫度控制	93
圖5.19 基本流程干擾(溫度+12.5%)控制響應-濃度控制	95
圖5.20 基本流程干擾(溫度+12.5%)控制響應-溫度控制	96
圖5.21 基本流程干擾(溫度-12.5%)控制響應-濃度控制	97
圖5.22 基本流程干擾(溫度-12.5%)控制響應-溫度控制	98
圖5.23 基本流程設定點(吸收效率=85%)控制響應-濃度控制	102
圖5.24 基本流程設定點(吸收效率=85%)控制響應-溫度控制	103
圖5.25 基本流程設定點(吸收效率=87.5%)控制響應-濃度控制	106
圖5.26 基本流程設定點(吸收效率=87.5%)控制響應-溫度控制	107
圖5.27 基本流程設定點(吸收效率=92.5%)控制響應-濃度控制	110
圖5.28 基本流程設定點(吸收效率=92.5%)控制響應-溫度控制	111
圖5.29 基本流程設定點(吸收效率=95%)控制響應-濃度控制	113
圖5.30 基本流程干擾控制吸收效率IAE分析結果(final)	118
圖5.31基本流程干擾控制吸收效率IAE分析結果(ideal)	118
圖5.32 基本流程設定點控制吸收效率IAE分析結果(final)	119
圖5.33 基本流程設定點控制吸收效率IAE分析結果(ideal)	119
圖5.34 基本流程干擾控制二氧化碳排放量IAE分析結果(final)	121
圖5.35 基本流程干擾控制二氧化碳排放量IAE分析結果(ideal)	121
圖5.36 基本流程設定點控制二氧化碳排放量IAE分析結果(final)	122
圖5.37 基本流程設定點控制二氧化碳排放量IAE分析結果(ideal)	122
圖5.38 基本流程干擾控制再沸器熱負荷量IAE分析結果(final)	124
圖5.39 基本流程干擾控制再沸器熱負荷量IAE分析結果(ideal)	124
圖5.40 基本流程設定點控制再沸器熱負荷量IAE分析結果(final)	125
圖5.41 基本流程設定點控制再沸器熱負荷量IAE分析結果(ideal)	125
圖6.1 節能流程控制閥分佈	129
圖6.2 節能流程CC-Tstr-TIC控制流程圖	131
圖6.3 節能流程LG-CC-TIC控制流程圖	133
圖6.4 節能流程LG-LL-TIC控制流程圖	133
圖6.5 節能流程LG-TAbs-TIC控制流程圖	134
圖6.6 節能流程LG-TStr-TIC控制流程圖	134
圖6.7 節能流程LG-TStr-Cascade-TIC控制流程圖	135
圖6.8 節能流程動態測試-濃度控制-干擾(流量+10%)	140
圖6.9 節能流程動態測試-溫度控制-干擾(流量+10%)	141
圖6.10 節能流程動態測試-濃度控制-干擾(流量-10%)	142
圖6.11 節能流程動態測試-溫度控制-干擾(流量-10%)	143
圖6.12 節能流程動態測試-濃度控制-干擾(二氧化碳濃度+10%)	146
圖6.13 節能流程動態測試-溫度控制-干擾(二氧化碳濃度+10%)	147
圖6.14 節能流程動態測試-濃度控制-干擾(二氧化碳濃度-10%)	148
圖6.15 節能流程動態測試-溫度控制-干擾(二氧化碳濃度-10%)	149
圖6.16 節能流程動態測試-濃度控制-干擾(溫度+12.5%)	151
圖6.17 節能流程動態測試-溫度控制-干擾(溫度+12.5%)	152
圖6.18 節能流程動態測試-濃度控制-干擾(溫度-12.5%)	153
圖6.19 節能流程動態測試-溫度控制-干擾(溫度-12.5%)	154
圖6.20 節能流程動態測試-濃度控制-設定點(吸收效率=85%)	158
圖6.21 節能流程動態測試-溫度控制-設定點(吸收效率=85%)	159
圖6.22 節能流程動態測試-濃度控制-設定點(吸收效率=87.5%)	162
圖6.23 節能流程動態測試-溫度控制-設定點(吸收效率=87.5%)	163
圖6.24 節能流程動態測試-濃度控制-設定點(吸收效率=92.5%)	166
圖6.25 節能流程動態測試-溫度控制-設定點(吸收效率=92.5%)	167
圖6.26 節能流程動態測試-濃度控制-設定點(吸收效率=95%)	170
圖6.27 節能流程動態測試-溫度控制-設定點(吸收效率=95%)	171
圖6.28 節能流程吸收效率IAE計算結果(final，干擾)	181
圖6.29 節能流程吸收效率IAE計算結果(ideal，干擾)	182
圖6.30 節能流程吸收效率IAE計算結果(final，設定點)	182
圖6.31 節能流程吸收效率IAE計算結果(ideal，設定點)	183
圖6.32 節能流程二氧化碳排放量IAE計算結果(final，干擾)	184
圖6.33 節能流程二氧化碳排放量IAE計算結果(ideal，干擾)	184
圖6.34 節能流程二氧化碳排放量IAE計算結果(final，設定點)	185
圖6.35 節能流程二氧化碳排放量IAE計算結果(ideal，設定點)	185
圖6.36 節能流程再沸器熱負荷量IAE計算結果(final，干擾)	186
圖6.37 節能流程再沸器熱負荷量IAE計算結果(ideal，干擾)	187
圖6.38 節能流程再沸器熱負荷量IAE計算結果(final，設定點)	187
圖6.39 節能流程再沸器熱負荷量IAE計算結果(ideal，設定點)	188

 
表目錄
表3.1 吸收塔速率控制反應之指前因子與活化能(Hikita et al., 1977)	16
表3.2 氣提塔速率控制反應之指前因子與活化能	16
表3.3 Sulzer BX填充物之關聯式	19
表3.4 模式運算時間比較	24
表3.5 NTNU試驗場操作條件	27
表3.6 NTNU試驗場二氧化碳吸收與脫附量(穩態驗證-個案1)	28
表3.7 NTNU試驗場二氧化碳吸收與脫附量(穩態驗證-個案2)	28
表3.8 NTNU試驗場吸收塔入口條件(個案1)	34
表3.9 NTNU試驗場各單元初始條件(個案1)	34
表3.10 NTNU試驗場各設備之滯留時間設定(個案1)	35
表3.11 NTNU試驗場吸收塔入口條件(個案2)	35
表3.12 NTNU試驗場各單元設備初始條件(個案2)	35
表3.13 NTNU試驗場各設備之滯留時間設定(個案2)	36
表4.1 燃煤電廠煙道氣條件	41
表4.2 基本流程吸收塔與氣提塔的設定與尺寸	42
表5.1 操作與受控變數	67
表5.2 典型控制環路之延遲效應設定	68
表5.3 基本流程控制各桶槽之持留時間與體積設定	69
表5.4 Ziegler-Nichols控制參數經驗公式(Open-loop)	79
表5.5 IMC控制參數經驗公式(Open-loop)	79
表5.6 液位控制之控制器參數	80
表5.7 流量控制之控制器參數	80
表5.8 基本流程貧液流量控制器參數調諧結果	81
表5.9 基本流程再沸器熱負荷控制器參數調諧結果	81
表5.10 基本流程干擾控制性能分析-響應時間(小時)	115
表5.11 基本流程設定點控制性能分析-響應時間(小時)	116
表5.12 基本流程模式誤差對吸收效率偏差之影響	127
表6.1 節能流程之操作與受控變數	129
表6.2 節能流程控制各桶槽之持留時間與體積設定	130
表6.3 貧液控制器調諧(節能流程)	135
表6.4 再沸器熱負荷之控制器參數調諧結果(節能流程)	136
表6.5 吸收塔中間冷卻器之控制器參數調諧結果	136
表6.6 節能流程控制性能分析-響應時間(干擾)	179
表6.7 節能流程控制性能分析-響應時間(設定點)	180
表6.8 節能流程模式誤差測試結果	189
表A.1 介電常數係數參數	200
表A.2 分子-分子對參數內定值	201
表A.3 分子-電解質對參數內定值	202
表A.4 電解質-電解質對參數內定值	203
表A.5 分子-分子對參數非內定設定值	204
表A.6 電解質-電解質對參數非內定設定值	204
表B.1 質傳係數與介面面積關聯式(Bravo et al., 1992)	205
表B.2 液體持流量關聯式(Stichlmair et al., 1989)	209
表B.3 熱傳係數關聯式(Chilton and Colburn)	212
表C.1 基本流程CC-Tstr控制器設定與參數調諧結果	214
表C.2 基本流程LG-CC控制器設定與參數調諧結果	214
表C.3 基本流程LG-LL控制器設定與參數調諧結果	215
表C.4 基本流程LG-Tabs控制器設定與參數調諧結果	215
表C.5 基本流程LG-Tstr控制器設定與參數調諧結果	216
表C.6 基本流程LG-Tstr-Cascade控制器設定與參數調諧結果	216
表D.1 節能流程CC-Tstr-TIC控制器設定與參數結果	217
表D.2 節能流程LG-CC-TIC控制器設定與參數結果	217
表D.3 節能流程LG-LL-TIC控制器設定與參數結果	218
表D.4 節能流程LG-TAbs-TIC控制器設定與參數結果	218
表D.5 節能流程LG-Tstr-TIC控制器設定與參數結果	219
表D.6 節能流程LG-Tstr-TIC控制器設定與參數結果	219

Aspen Technology, Inc. Jump start: Aspen Custom Modeler V8. 2015.
Chang, H., Shih C.M, Simulation and optimization for power plant flue gas CO2 absorption-stripping systems, Separation Science and Technology, 40, 877-909, 2005.
Chen, S., Pan, Z., Gas pressurized separation column and process to generate a high pressure product gas, United States Patent, US 8,425,655 B2, 2013.
Chikukwa A., Enaasen N., Kvamsdal H.M., Hillestad M., Dynamic modeling of post-combustion CO2 capture using amines – A review. Energy Procedia 23, 82-91, 2012.
Cousins A., Wardhaugh L.T., Feron, P.H.M., A survey of process flow sheet modifications for energy efficient CO2 capture from flue gases using chemical absorption, International Journal of Greenhouse Gas Control, 5, 605-619, 2011a.
Cousins A., Wardhaugh L.T., Feron, P.H.M., Preliminary analysis of process flow sheet modifications for energy efficient CO2 capture from flue gases using chemical absorption, Chemical Engineering Research and Design, 89, 1237-1251, 2011b.
Danckwerts P.V., Gas-Liquid Reactions, 124. McGraw-Hill, New York, 1970.
Dugas, R.E., Pilot plant study of carbon dioxide capture by aqueous monoethanolamine, Master thesis, Chemical Engineering, University of Texas at Austin, 2006.
Dutta R., Nord L.O., Bolland O., Prospects of using equilibrium-based column models in dynamic process smulation of post-combustion CO2 capture for coal-fired power plant, Fuel, 202, 85-97, 2017.
Flø, N.E., Knuutila, H., Kvamsdal, H.M., Hillestad M., Dynamic model validation of the post-combustion CO2 absorption process, International Journal of Greenhouse Gas Control, 41, 127-141, 2015.
Flø, N.E., Kvamsdal H.M., Hillestad M., Dynamic simulation of post-combustion CO2 capture for flexible operation of the Brindisi pilot plant, International Journal of Greenhouse Gas Control, 48, 204-215, 2016.
Freguia S., Rochelle G.T., Modeling of CO2 capture by aqueous monoethanolamine, AIChE Journal, 49, 1676-1686, 2003.
Gao, H., Zhou L., Liang Z., Idem R.O., Fu K., Sema T., Tontiwachwuthikul, P., Comparative studies of heat duty and total equivalent work of a new heat pump distillation with split flow process, conventional split flow process, and conventional baseline process for CO2 capture using monoethanolamine, International Journal of Greenhouse Gas Control, 24, 87-97, 2014.
Global CCS Institute, The Global Status of CCS, 2014.
Global CCS Institute, The Global Status of CCS, 2017.
Harun, N., Nittaya, T., Douglas, P.L., Croiset, E., Ricardez-Sandoval L.A., Dynamic simulation of MEA absorption process for CO2 capture from power plants, International Journal of Greenhouse Gas Control, 10, 295-309, 2012.
Jou, F.-Y., Mather, A.E., Otto, F.D., The solubility of CO2 in a 30 mass percent monoethanolamine solution, The Canadian Journal of Chemical Engineering, 73, 140-147, 1995.
Kim, I., Svendsen, H.F., Heat of absorption of carbon dioxide (CO2) in monoethanolamine (MEA) and 2-(aminoethyl) Ethanolamine (AEEA) solutions, Industrial and Engineering Chemistry Research, 46, 5803-5809, 2007.
Krishnamurthy, K.R., Slipstream pilot plant demonstration of an amine-based post-combustion capture technology for CO2 capture from coal-fired power plant flue gas, DE-FE0007453, 2014 NETL CO2 capture technology meeting, July 30, 2014.
Leung, D.Y.C., Caramanna, G., Maroto-Valer, M.M., An overview of current status of carbon dioxide capture and storage technologies, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 39, 426-443, 2014.
Luu, M.T., Manaf, N.A., Abbas A., Dynamic modelling and control strategies for flexible operation of amine-based post-combustion CO2 capture systems, International Journal of Greenhouse Gas Control, 39, 377-389, 2015.
Luyben, W.L., Luyben M.L., Essentials of Process Control, McGraw-Hill, New York, 1997.
Moullec, Y.L., Kanniche, M., Screening of flowsheet modifications for an efficient monoethanolamine (MEA) based post-combustion CO2 capture, International Journal of Greenhouse Gas Control, 5, 727-740, 2011.
Moullec, Y.L., Neveux, T., Al Azki A., Chikukwa, A., Hoff, K.A., Process modifications for solvent-based post combustion CO2 capture, Energy Procedia, 63, 1470-1477, 2014.
NETL, Research and development goals for CO2 capture, DOE/NETL-2009/1366, U.S. Department of Energy, Dec. 2011.
Nittaya, T., Douglas, P.L., Croiset, E., Ricardez-Sandoval, L.A., Dynamic modelling and control of MEA absorption processes for CO2 capture from power plants, Fuel, 116, 672-691, 2014.
Oexmann, J., Post­combustion CO2 capture: Energetic evaluation of chemical absorption processes in coal­fired steam power plants, Technischen Universität Hamburg, 2011.
Ogunnaike, B.A., Ray, W. H., Process Dynamics, Modeling, and Control, Oxford University Press, 1994.
Oyenekan, B.A., Rochelle, G.T., Alternative stripper configurations for CO2 capture by aqueous amines, AIChE Journal, 53, 3144-3154, 2007.
Panahi, M, Skogestad, S., Economically efficient operation of CO2 capturing process, Part II. Design of control layer, Chemical Engineering and Processing, 50, 112-124, 2012.
Process System Enterprise, AML: GLC, https://www.psenterprise.com/products/gproms/processbuilder/libraries/aml_glc 
Process System Enterprise, gCCS, https://www.psenterprise.com/products/gccs  
Rivera, D.E., Morari, M., Skogestad, S., Internal model control. 4. PID controller design, Industrial Engineering and Chemical Process Design and Development, 25, 252-265, 1986.
van de Haar, A., Trapp, C., Wellner, K., De Kler, R., Schmitz, G., Colonna, P., Dynamics of postcombustion CO2 capture plants: Modeling, validation, and case study, Industrial and Engineering Chemistry Research, 56, 1810-1822, 2017.
Walters, M.S., Edgar, T.F., Rochelle, G.T., Dynamic modeling and control of an intercooled absorber for post-combustion CO2 capture, Chemical Engineering and Processing, 107, 1-10, 2016a.
Walters, M.S., Osuofa, J.O., Lin, Y., Edgar, T.F., Rochelle, G.T., Process control of the advanced flash stripper for CO2 solvent regeneration, Chemical Engineering and Processing, 107, 21-28, 2016b.
Walters, M.S., Edgar, T.F., Rochelle, G.T., Regulatory control of amine scrubbing for CO2 capture from power plants, Industrial and Engineering Chemistry Research, 55, 4646-4657, 2016c.
Walters, M.S., Lin, Y.J., Sachde, D.J., Edgar, T.F., Rochelle, G.T., Control relevant model of amine scrubbing for CO2 capture from power plants, Industrial and Engineering Chemistry Research, 55, 1690-1700.
Wang, M., Lawal, A., Stephenson, P., Sidders, J., Ramshaw, C., Post-combustion CO2 capture with chemical absorption: A state-of-the-art review, Chemical Engineering Research and Design, 89, 1609-1624, 2011.
Weiland, R.H., Physical properties of MEA, DEA, MDEA and MDEA-based blends loaded with CO2, GPA Research Report No. 152, 1996.
Yu, C.-C., Autotuning of PID Controllers, Springer-Verlag, London, 1999.
Zhang, Y., Chen, C.C., Modeling CO2 absorption and desorption by aqueous monoethanolamine solution with Aspen rate-based model, Energy Procedia, 37, 1584-1596, 2013.
Zhou, S.J., Li, S., Meyer, H., Ding, Y., Bikson, B., Hybrid membrane/absorption process for post-combustion CO2 capture, DEFE-0004787, NETL CO2 capture technology meeting, July 10, 2013.
Ziegler, J.G., Nichols, N.B., Optimum settings for automatic controllers, Transactions of the ASME, 64, 759-768, 1942.