Optimization of the Hydro Power Generation System at TransAlta

Transkript

1 Optimization of the Hydro Power Generation System at TransAlta 06. Mai 2015 ÖGOR Workshop (Wien) Alexander Schwaigkofler

2 Inhalt Einleitung Motivation Restriktionen Modellierung, Workflow und Schema Variantenrechnungen und Konfiguration Vorstellung des Ergebnisses Fazit

3 Einleitung Daten zu Transalta Ein paar Fakten über Transalta Größter öffentlicher kanadischer Energieerzeuger und händler Über 100 Jahre Erfahrung im Energiesektor 2200 Angestellte Hauptquartier in Calgary (Alberta, Kanada) Installierte Leistung ca. 8 GW (weltweit) Erzeugungskapazitäten (Alberta) Vorwiegend Wasserkraft Ein paar Windturbinen Geothermie und Kohle Erzeugungskapazitäten (Geographisch) Kanada 73%, USA 23% Australien 5%

4 Einleitung Erzeugungsanlagen

5 Einleitung Optimiertes System I

6 Einleitung Optimiertes System II

7 Einleitung Optimiertes System III Bow River MW TransAlta Hydro Fleet 801 MW Spray Lake Group Three Sisters 700cfs 5MW 650cfs 3MW Interlakes 20% 21% 1,100cfs 15MW Spray 1,600cfs 102MW Pocaterra 22% Rundle 2,200cfs 50MW Kananaskis and Barrier Lake Systems Barrier Cascade 18% 1,400cfs 34MW 1,300cfs 35% 13MW 11 Plant Cascading System LEGEND 8,600cfs 54MW 35% Bow River 3,700cfs Kananaskis 19MW Horseshoe 3,400cfs 14MW Ghost Bearspaw 5,500cfs 17MW 326 MW 47% 56% 59% Bow River MW North North Saskatchewan Saskatchewan River River MW 475 MW Brazeau 13,200cfs Bighorn 355MW 6,000cfs 13% 120MW 39% Storage Run of River Canal North Saskatchewan River 475 MW Independent Plants

8 Motivation aus Kundensicht Verlust von Schlüsselposition Kontinuität in der täglichen Planung Fehlervermeidung Automatisierung der Prozesse Arbeitserleichterung Einhaltung aller Restriktionen bei Hochwasser Weitblick > 3 Tage Mehr Potential bei der Vermarktung von Regelleistung

9 Motivation Calgary Sommer

10 Workflow und Aufgabe

11 Modellschema Transalta

12 Herausforderungen für die Modellierung I Wasserrechtliche Auflagen, einzeln, in Kombination, als Kaskade Mindestdurchflussmengen (Fisch, Umwelt, Messungen, ) Feiertage und Touristische Restriktionen (Durchflussmengen und Füllstände) Hohe Verzögerungszeiten bei der Laufzeit des Wassers zur nächsten Turbine (bis 72h, abhängig von der Jahreszeit und der Wassermenge, Eisbildung) Eisbildung im Winter entlang von über 100 km bis nach Edmonton Überflutungen mit Prioritäten und NoGo s Maximale Flussänderungsgeschwindigkeiten Berücksichtigung von Komfortzonen, welche ggf. überschritten bzw. unterschritten werden dürfen

13 Herausforderungen für die Modellierung II Füllstandsabhängige Kennlinien der Turbinen (Head- minus Tailelevation) Tailelevation hängt wiederum vom Durchfluss der Turbine ab Rough zones (Vibrationen) je Turbine Kennlinien teilweise älter als 50 Jahre On/Off Bedingungen bei den Turbinen Öfters Outages der Turbinen oder lange Anreisezeit im Winter (Hubschrauber, Änderungen nur 2x wöchtlich möglich) Kombinatorik bei den rough zones Optimale Vermarktung der Reserveenergien auf alle Märkte Vermarktung der Spotmarktmengen Mischung von Maßsystemen (SI-System und Angloamerikanisches)

14 Kanadische Energiemarkt (Alberta) Kein (liquider) Day-ahead Spotmarkt Intraday für die nächsten 6-10 Stunden liquide Bestimmt durch Wasser und Wind, etwas Kohle, Schiefergas / Fracking Market maker / garantierte Mindestleistungen (Energie und ancillary services) getrennt für Block Bow River, Bighorn und Brazeau Nur 2 Hochspannungsleitungen führen nach Alberta Situationen mit short in Energie und long in ancillary services Strompreis ist begrenzt bei +/ CAN/MWh Preisvorhersage kaum möglich ( Gefühl der Händler)

15 Reserve Energiemarkt (Alberta) I active/standby regulating reserve (~ Primärreserve) Frequenzhaltung, Lastausgleich, automat. Steuerung durch SO Prequalifikation>=15MW, Verkauf >= 5MW active/standby spinning reserve (~ Sekundärreserve) Synchronisiert mit dem Netz notwendig (kein Generatorbetrieb notw.) Mitverantwortlich für Frequenzhaltung Prequalifikation>=10MW, Verkauf >= 5MW active/standby supplemental reserve (~ Tertiär/Minutenreserve) Nicht synchronisiert sein und innerhalb von 10 min Leistung bereitstellen oder reduzieren Anruf durch SO Nicht für die Frequenzhaltung verantwortlich Prequalifikation>=5MW, Verkauf >= 5MW Supplemental und spinning ist ausgeschlossen

16 Reserve Energiemarkt (Alberta) II Ancillary Services (Alberta Electric System Operator (AESO)) 6 Produkte, differenziert jeweils nach active/standby, sowie den Arten regulating, spinning und supplemental Struktur: off-peak (0-7, 23-24) und on-peak (7-23), SuperPeak AM/PM Day-Ahead (d-1) 09:00 10:30 und Intraday Markt (h) ab 10:30 6 Auktionierungen day-ahead, im 10 Minuten Raster schließen Auktionen ab 09:30 Preis je Produkt Bsp AESO gibt max. Preis (=Bid), max. Leistung in der Auktion je Produkt/Struktur vor Pool Price ist der Arbeitspreis an der Watt-EX Börse (Vergl. EEX-AP) Jeder Anbieter kann einen beliebigen Indexpreis anbieten. Das führt dann zu einem Marginal Offer. Alle Anbieter erhalten (Bid + Marginal Offer)/2 Anbieter erhalten im pos. Aufruffall zudem den Pool Price je Produkt >= 0! Pool price=50 CAN/MWh, Bid=10 CAN/MWh, Marginal=20 CAN/MWh Anbieterpreis bei Aufruf = 50+(10+20)/2=65 CAN/MWh>=0; sonst 30 CAN/MWh

17 Portfolio

18 Laufzeiten / Verzögerungen

19 Makrokomponente mit mehreren Layern

20 Turbinenkennlinien und Reservoir-Kennlinien Originalkennlinie Z.B. Big Horn Unit 1 Approximationsfehler max. 5% Maximal 5 Layer Anzahl Punkte in der KL 1800 Kleinste Fehlerquadrat bei Layeraufteilung -> Max. Glob. Err. Kleinste Fehlerquadrat nach Approx. Der Kennlinie Approximation min/max Höhe des dargestellen Layers ist zw. 175 bis 205 ft Global Error bound: 5.0% (je Layer) Max Global Error: 6.0% (je Turbine) 3 Stützpunkte für den dargestellen Layer notwendig

21 Problem und Lösung Variante 10 Tage im Stundenraster (336 Zeitschritte) Dynamische Zeitschrittzusammenfassung ca. 75% => 89 Zeitschritte Variablen: ca Binäre Variablen: ca SOS-Variables: ca Constraints: ca Nonzeros: ca Rechenzeiten Import < 2min für 600 Zeitreihen Export < 1min für 200 Zeitreihen Lösungszeit: min

22 Ergebnisaufbereitung: Pegel

23 Benefit: Lösung für ein Reservoir Optimierte Lösung (rot), Exceltools (blau), gleiche Vorhersage KISTERS KISTERS Partner AG Week /05/2015

24 Ergebnisdarstellung Handel

25 Ergebnisdarstellung Handel BOW

26 Zusammenfassung und Fazit Kundenanforderungen Wurden alle erfüllt Unterstützung der Händler bei der Reserveenergievermarktung Schnelle Rechnenzeit im geforderten Rahmen (große Herausforderung) Gute Approximation der Turbinen-Kennlinien (mit Octave) Erfolgreiche Veröffentlichung 3rd place bei Hydrovision Conference

27 erfolgreiche Veröffentlichung

28 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit Alexander Schwaigkofler Tel: KISTERS AG Industriestr Gröbenzell, Germany