Optimal control of pumped storage power plants

Abstract

Die aktuellen Trends im elektrischen Energiesektor zeigen eine deutliche Zunahme erneuerbarer Energiequellen (EE). Dieses führt zu neuen Herausforderungen da die Produktion von erneuerbaren Energien, insbesondere Solar- und Windenergie, variiert. Dies führt dazu, dass sich der Betrieb des Stromnetzes selbst bei dem derzeitigen Anteil EE verändert. Um einen stabilen, zuverlässigen und widerstandsfähigen Netzbetrieb zu gewährleisten, sind zusätzliche Leistungs- und Energieflexibilitäten erforderlich. Pumpspeicherkraftwerke (PSKW) spielen bei der Bewältigung dieses Problems eine wichtige Rolle. Dabei ist ein optimaler Betrieb erforderlich um einen hohen Wirkungsgrad im quasistationären Fall, und schnelle und sichere Sollwertänderungen zu erreichen, insbesondere wenn Maschinensätze mit fester und variabler Drehzahl kombiniert werden. Die in der Praxis eingesetzten Regelungsstrategien können den optimalen Betrieb der gesamten Anlage nicht gewährleisten. Daher werden in dieser Arbeit optimaler Regelungsstrategien auf PSKW angewandt, wobei vier Hauptaspekte betrachtet werden: optimaler stationärer Betrieb, optimale Leistungsregelung, optimaler Notstopp, und Einsatzoptimierung. Im ersten Schritt wird ein detailliertes und effizientes Systemmodell entwickelt, das als Basis für die weiteren Regelungsstrategien dient. Für die Modellierung der hydraulischen Strömung im Rohrleitungssystem wird die Spektral-Element-Methode eingesetzt, was zu einem genauen und dennoch niedrigdimensionalen Modell führt. Die Francis-Pumpturbine wird durch eine Approximation der gemessenen Kennfelder modelliert, um gradientenbasierte Optimierungsverfahren anwenden zu können. Die elektrischen Komponenten (verschiedene Generatortypen und Umrichter) werden mithilfe der Park-Transformation modelliert. Die entwickelten Modelle werden in nächsten Schritt verwendet, um den optimalen stationären Betrieb von PSKW zu untersuchen. Ein besonderer Schwerpunkt liegt dabei auf heterogenen Anlagen, die Generatoren mit fester und variabler Drehzahl kombinieren. Es wird eine detaillierte Studie für einen Synchrongenerator (SG), einen umrichtergespeisten Synchrongenerator (CFSG) und eine doppelt gespeiste Asynchronmaschine (DFIM) sowie für die Kombination von einem Maschinensatz mit fester Drehzahl (SG) mit Maschinensätzen mit variabler Drehzahl (CFSG und DFIM) durchgeführt. Anschließend wird der Einfluss für unterschiedliche Anzahlen von drehzahlvariablen Maschinensätzen untersucht. Die Ergebnisse zeigen, dass der Wirkungsgrad mit Drehzahlvariablen Maschinensätzen im Teillastbereich des Turbinenbetriebs erhöht wird, wobei der Spitzenwirkungsgrad im Vergleich zu einem SG mit fester Drehzahl leicht reduziert ist. Der Pumpenbetrieb zeigt einen deutlich erweiterten Betriebsbereich mit einem hohen Wirkungsgrad, wenn drehzahlvariable Maschinensätze eingesetzt werden, während der Spitzenwirkungsgrad ebenfalls steigt. Bei der Kombination von Maschinensätzen mit fester und variabler Drehzahl wird der hohe Wirkungsgrad der Maschinensätze mit fester Drehzahl bei Nennlast und der höhere Wirkungsgrad der Maschinensätze mit variabler Drehzahl bei Teillast ausgenutzt. Drehzahlvariable DFIM haben jedoch den höchsten Round-Trip-Wirkungsgrad, und sie erlauben eine hohe Flexibilität. Die Leistungsregelung wird mit Hilfe einer nichtlinearen modellprädiktiven Regelungsstrategie erreicht. Diese Regelstrategie besteht aus einem stationären Optimierer für einen optimalen quasistationären Betrieb, einem modellprädiktiven Regler (MPC) für eine optimale Leistungsregelung im geschlossenen Regelkreis, und einem extended Kalman-Filter (EKF) zur Schätzung nicht messbarer Zustände und Parameter. Simulationsstudien zeigen, dass die Regelungsstrategie ein schnelles Folgen von Sollwertänderungen ermöglicht und gleichzeitig einen sicheren Betrieb der Anlage erlaubt indem alle Systembeschränkungen innerhalb des MPC systematisch berücksichtigt werden. Die Ergebnisse zeigen eine bessere Dynamik von drehzahlvariablen Maschinensätzen im Vergleich zu Einheiten mit fester Drehzahl (SG). Die Regelstrategie zeigt auch eine ähnliche Dynamik von DFIM- und CFSG-basierten drehzahlvariablen Maschinensätzen. Der Regler ermöglicht darüber hinaus den optimalen Betrieb heterogener Anlagen durch Ausnutzung der hohen Leistungsdynamik drehzahlvariabler Maschinensätze. Die Regelungsstrategie zeigt bei Modell- und Parameterfehlern eine gute Performance da die Online-Parameterschätzung des EKF Modell- und Parameterfehler im geschlossenen Regelkreis kompensiert. Die Regelungsstrategie weist eine hohe Flexibilität auf, die es ermöglicht, die Leistung der einzelnen Einheiten anstatt der Anlagenleistung zu regeln. Die Ergebnisse zeigen jedoch, dass die Regelung der Anlagenleistung eine bessere Performance aufweist. Es wird auch gezeigt, dass die Regelungsstrategie auf mehrere, vertikal gekoppelte Anlagen ohne Informationsaustausch angewandt werden kann. Ebenso wird gezeigt, dass die Regelstrategie leicht auf verschiedene Anlagentopologien angepasst werden kann, was für eine Anlage ohne Wasserschloss gezeigt wird. Eine Strategie zum Entwurf des Wasserschlosses ist ebenfalls gegeben. Zusätzlich wird das dynamische Verhalten bei einem Notstopp untersucht, da dies den Betriebszustand mit der höchsten Dynamik darstellt. Hier wird der Emergency Shutdown (ESD), der Partial Shutdown (PSD) und der Quick Shutdown (QSD) untersucht indem optimale (nichtlineare) Schließgesetze entwickelt werden. Der QSD wird für einen SG, CFSG und DFIM untersucht. Die Ergebnisse zeigen, dass ein sicherer und schneller Notstopp für alle untersuchten Fälle möglich ist, wobei Drehzahl- und Druckerbeschränkungen eingehalten werden und trotzdem geringe Schließzeiten erzielt werden. Das entwickelte Schließgesetz wird ebenfalls mit einem dem Stand der Technik entsprechenden dreistufigen Schließgesetz verglichen, wobei eine bessere Dynamik des vorgeschlagenen Schließgesetzes gezeigt wird. Schlussendlich wird die Einsatzoptimierung von PSKW in verschiedenen Strommärkten untersucht. Dazu wird in einem ersten Schritt ein reduziertes Modell entwickelt, das alle notwendigen Effekte abbildet. Dieses Modell wird verwendet, um die Leistung des PSKW auf den Day-Ahead-Markt und dem Markt für Systemdienstleistungen zu untersuchen. Die Ergebnisse zeigen, dass die Bereitstellung von Systemdienstleistungen, insbesondere der automatischen Frequenzwiederherstellungsreserve (aFRR), den Gesamtprofit erhöht. Anschließend wird eine Optimierung auf bewegtem Horizont für den Intraday-Markt durchgeführt. Die Ergebnisse in diesem Fall zeigen, dass ungenutzte Reserven für Systemdienstleistungen auf dem Intraday-Markt genutzt werden, um zusätzliche Profite zu erzielen. PSKW mit drehzahlvariablen Maschinensätzen erzielen höhere Profite als Anlagen mit Maschinensätzen mit fester Drehzahl. Darüber hinaus erzielen DFIM-basierte Anlagen aufgrund des höheren Round-Trip-Wirkungsgrades höhere Gewinne als CFSG-basierte Anlagen. Im letzten Schritt wird eine robuste Optimierungsstrategie zur Generierung von Angebots- und Nachfragekurven für den Day-Ahead-Markt entwickelt. Die entwickelte Strategie ermöglicht einen hohen Profit der Anlagen auch unter Fehlern in der Preisprognose.

Current trends in the electric power sector show a significant increase in renewable energy sources (RES). The main challenge is that RES, particularly solar and wind power, are not dispatchable. The result is the need for a change in electrical power grid operation even with the present share of RES. Additional power and energy flexibility are needed to ensure stable, reliable, and resilient grid operation. Pumped storage power plants (PSPPs) are important components in tackling this problem. Optimal operation is needed for high efficiency in the quasi-stationary case, and fast and safe set-point changes, particularly if fixed- and variable-speed units are combined. This poses a problem for state-of-the-art control strategies as optimal operation of the whole plant regarding all these aspects cannot be guaranteed. This work, thus, presents the application of optimal control strategies to PSPPs. Four main aspects are considered: optimal stationary operation, optimal power control, optimal plant shutdown, and optimal electricity market operation. As the basis for these tasks, a detailed and computationally efficient plant model is developed in the first step. The spectral element method was employed to model the hydraulic flow in the pipeline system. This results in an accurate yet low-dimensional model. The Francis pump-turbine is modeled by approximating the measured characteristics to allow for gradient-based optimization methods. The electric components (different generator types and converters) are modeled with state-of-the-art models using the Park transform. The developed models are used to study the optimal stationary operation of PSPPs. A special focus is given to heterogeneous plants, which contain combinations of fixed- and variable-speed generators. A detailed study is performed for a synchronous generator (SG), a converter-fed synchronous generator (CFSG), and a doubly-fed induction machine (DFIM), as well as for the combination of a fixed-speed unit (SG) with variable-speed units (CFSG and DFIM). Results for all possible combinations of two units are given. The influence of different numbers of variable-speed units of the four units is studied afterwards. The results show that variable-speed operation increases efficiency in part-load conditions in the turbine mode, where the peak efficiency is slightly reduced compared to the fixed-speed SG. The pump mode shows a significantly extended high-efficiency operating range if variable-speed units are employed, while the peak efficiency also increases. The combination of fixed- and variable-speed units utilizes the high efficiency of fixed-speed units at nominal load and the increased efficiency of variable-speed units at part-load conditions. Overall, the variable-speed DFIMs shows the highest round-trip efficiency with a high feasible operating range. The power control is achieved by means of a nonlinear model predictive control-based strategy. This control strategy consists of a stationary optimizer for optimal quasi-stationary operation, a model predictive controller (MPC) for optimal closed-loop performance, and an extended Kalman filter (EKF) to estimate non-measurable states and parameters. Simulation studies show that the control strategy allows for fast following of set-point changes while allowing for safe plant operation by systematically considering all system constraints within the MPC. The results show the better dynamic performance of variable-speed units compared to fixed-speed units. The control strategy also results in a similar performance of DFIM and CFSG-based variable-speed units. The controller additionally allows the optimal operation of heterogeneous plants by exploiting the high dynamic performance of variable-speed units. The control strategy’s performance under model-plant mismatches shows a good performance of the online parameter estimation of the EKF, allowing it to compensate for parameter mismatches in the closed-loop control. The control strategy has a high flexibility, allowing the control of the units’ powers individually instead of controlling the total plant power. However, the results show that this control mode exhibits a lower performance. It is also shown that the control strategy can be applied to multiple, vertically coupled plants without any information exchange. Likewise, the control strategy can be easily adapted to different plant topologies, which is shown for a plant without a surge tank. A strategy for designing the surge tank is also given. The dynamic performance in the case of a plant shutdown is additionally studied since it constitutes one of the most challenging transients of a PSPP. Here, the emergency shutdown (ESD), the partial shutdown (PSD), and the quick shutdown (QSD) are studied by developing optimal (nonlinear) guide vane closing laws. The QSD is studied with an SG, CFSG, and DFIM. The results show that safe and fast stopping for all analyzed cases with feasible speed and pressure increases and fast closing times is possible. The developed closing law is also compared with a state-of-the-art three-segment closing law, where a better performance of the proposed closing law is shown. Finally, the optimal market operation of PSPPs in different electricity markets is studied. A reduced-order model, which contains all necessary effects, is developed in the first step. This model is used to study the performance of PSPPs in the Day-Ahead and Ancillary services markets. The results show that providing ancillary services, particularly automatic Frequency Restoration Reserve (aFRR), increases the total profits. A moving horizon optimization for the Intraday market is developed subsequently. The results in this case show that unused reserves from ancillary services are utilized in the Intraday market to obtain additional profits. This work proves that PSPPs with variable-speed units achieve higher profits than plants with fixed-speed units. Additionally, DFIM-based plants achieve higher profits than CFSG-based plants due to the higher round-trip efficiency. Finally, a robust optimization-based bidding curve generation strategy to generate offer and demand curves in the Day-Ahead market is developed in the last step. The developed strategy allows plant utilization in the electricity market with high profits and feasible operation under price prediction errors.