Vergleich von drehzahlvariablen Pumpspeichertechnologien in einem dynamischen Modell für Langzeitbetrachtungen
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- Mona Koenig
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1 Vergleich von drehzahlvariablen Pumpspeichertechnologien in einem dynamischen Modell für Langzeitbetrachtungen IEWT 2017, 15. Feb Christoph MAIER TU Wien Institute of Energy Systems and Electrical Drives Research Group Power Systems
2 Einleitung Elektrische und hydraulische Modellierung von flexiblen Pumpspeicheranlagen für Langzeitsimulationen (Minuten Stundenzeitraum) Kombinierte Untersuchung mit einem GuD-Kraftwerk Verbrauch, Erzeugung (Windkraft, PV) und Regelleistung des Verbundnetzes mittels Residuallast Untersuchung dynamischer Vorgänge und deren Auswirkung auf Anlagen und Netz Residuallast Inkl. Leistungsfrequenzregelung K-Project GSG-GreenStorageGrid Project PSP-Grid-N 2
3 Variable Drehzahl Fixe Drehzahl Überblick Pumpspeicherkraftwerke Binärer Satz Ternärer Satz FSPT FSTS VSDFG VSFSC Quelle: Andritz 3
4 Betriebsbereiche PSP Betriebsbereiche für elektrische Leistungsbereitstellung/-bezug für Pumpspeicherkraftwerke mit unterschiedlichen Maschinentypen adaptierte Darstellung basierend auf (Stefan Höller, et al, Stand der Technik von Pumpspeicheranlagen, Graz, 2016) HKS Hydraulischer Kurzschluss 4
5 Modellannahmen Ziel: Verkürzung der Rechenzeiten Zu simulierender Zeitraum von wenigen Sekunden bis Stunden Keine Berechnung subtransienter Vorgänge keine EMT Deshalb: Simulationsschrittweite nach unten begrenzen durch vereinfachende Modellannahmen Vermeidung von Modellen mit sehr kleinen Zeitkonstanten Keine Ventilmodellierung 5
6 GuD Model Das Gas- und Dampfkraftwerksmodel (GuD) besteht aus zwei Subsystemen: Thermo-mechanisches Subsystem IEEE Combined Cycle Gas Turbine model (CCGT) Elektrisches Subsystem Interface zum Gesamtsystem Annahmen und Erweiterungen: Einwellenmaschine Gradienten- und Leistungsregler Leistungs-Frequenzregelung mit Totband Modellgültigkeit von % der Nennleistung F. P. De Mello, et al, Dynamic models for combined cycle plants in power system studies,
7 Pumpspeichermodell Pumpspeichermodell für drehzahlvariable Maschinen Doppeltgespeiste Asynchronmaschine (Variable-speed doubly-fed generator VSDFG) Synchronmaschine mit Vollumrichter (Variable-speed full-size converter VSFSC) Vereinfachung der Generatormodelle zur Steigerung der Simulationsperformance Pump- und Turbinenmodus und Übergang Synchronisation mit dem Netz 7
8 Residuallastmodell Das Residuallastmodell beinhaltet Last (frequenzabhängig) Elektrische Erzeugung im Verbundnetz Frequency containment process (Primärregelung) im Verbundnetz Frequency restoration process (Sekundärregelung) im Verbundnetz Reserve replacement process (Tertiärregelung) im Verbundnetz Modelliert in SIMSEN mit gesteuerter Spannungsquelle Last(f) LF-Regelung Generation 8
9 Netzmodell Das Leistungsgleichgewicht zu jedem Zeitpunkt wird berechnet durch i P Gi t P Lj t j = ω J Σ dω dt wobei P Gi die Leistung eines Kraftwerkes, P Lj die Leistung einer Lasteinheit, ω die Kreisfrequenz und J Σ die Gesamtschwungmasse des Netzes repräsentieren. Die Berechnung der Frequenzabweichung erfolgt durch: df dt = ΔP f n f n P Σ T A f ΔP ist dabei die ausgefallene/überschüssige Leistung, P Σ die gesamte Netzleistung, f n die Nennfrequenz, f die Netzfrequenz und T A die Netzanlaufzeitkonstante, welche wie folgt berechnet wird: T A = ω n 2 J Σ P Σ Die statischen Netzfrequenzlimits liegen bei 50,2 Hz als obere und 49,8 Hz als untere Grenze (ENTSO-E Continental Europe grid). Dynamisch ist jedoch vorgesehen, dass die Netzfrequenz nicht mehr als +/- 800 mhz abweichen darf. 9
10 Netzmodell Modellierung der Netzfrequenz Variation der Netzanlaufzeitkonstante Variation der Netzgröße, der ausgefallenen Leistung und dem Überschuss Inselnetzbetrachtung Die untersuchten Kraftwerke sind alleine für die Leistungs-Frequenzregelung verantwortlich Frequenzverlauf für unterschiedliche Leistungsausfälle/Leistungsüberschüsse, einer Netzanlaufzeitkonstanten von 10 s und einer Netzgröße von 150 GW. 10
11 Netzmodell Modellierung der Netzfrequenz Variation der Netzanlaufzeitkonstante Variation der Netzgröße, der ausgefallenen Leistung und dem Überschuss Inselnetzbetrachtung Die untersuchten Kraftwerke sind alleine für die Leistungs-Frequenzregelung verantwortlich Frequenzverlauf für unterschiedliche Anlaufzeitkonstanten T a bei einem Leistungsausfall/Leistungsüberschuss von 3 GW und einer Netzgröße von 150 GW 11
12 Gesamtmodell 12
13 Primärregelung mit GuD (CCGT) Frequency containment process (Primärregelung) mit schnellen Gradienten (0.02 p.u./s) GuD bei der Primärregelung, Bereitstellung von maximal 0,05 p.u. nach einem Kraftwerksausfall 13
14 Sekundärregelung mit GuD Frequency restoration process (Sekundärregelung) mit langsamen Gradienten (0.002 pu/s) Sekundärregelverhalten eines GuD nach einem Kraftwerksausfall nach 10 s 14
15 Leistungs-Frequenz-Regelung mit PSP Beispielhafte Bereitstellung von Sekundärregelleistung einer VSDFG innerhalb von 60 s im Turbinenbetrieb Leistungsgradient ist abhängig von Drehzahl und Drehzahllimits Untere und obere Drehzahlgrenzen dürfen nicht verletzt werden Änderung des Betriebspunktes im Turbinenbetrieb einer VSDFG in 60s von 0,5 p.u. auf 1 p.u. 15
16 Leistungs-Frequenz-Regelung mit PSP Beispielhafte Bereitstellung von Primärregelleistung einer VSDFG innerhalb von 15 s im Turbinenbetrieb Leistungsgradient ist abhängig von Drehzahl und Drehzahllimits Wenn untere Drehzahlgrenze erreicht erfolgt eine Reduktion der elektr. Leistung Änderung des Betriebspunktes im Turbinenbetrieb in 15s von 0,5 p.u. auf 1 p.u. 16
17 Leistungs-Frequenz-Regelung mit PSP Beispielhafte Bereitstellung von Sekundärregelleistung einer VSFSC innerhalb von 60 s im Turbinenbetrieb Keine fixen Drehzahlgrenzen Änderung des Betriebspunktes im Turbinenbetrieb einer VSDFG in 60s von 0,5 p.u. auf 1 p.u. 17
18 Leistungs-Frequenz-Regelung mit PSP Beispielhafte Bereitstellung von Primärregelleistung einer VSFSC innerhalb von 15 s im Turbinenbetrieb Auch schnellere Leistungsgradienten möglich Änderung des Betriebspunktes im Turbinenbetrieb in 15s von 0,5 p.u. auf 1 p.u. 18
19 Leistungs-Frequenz-Regelung mit PSP Beispielhafte Bereitstellung von Primärregelleistung einer VSDFG innerhalb von 15 s im Pumpbetrieb Drehzahllimits aufgrund Pumpenstabilität, ein Freiheitsgrad weniger als im Turbinenbetrieb Änderung des Betriebspunktes im Pumpbetrieb in 15s von 0,75 p.u. auf 1 p.u. 19
20 Leistungs-Frequenz-Regelung mit PSP Beispielhafte Bereitstellung von Primärregelleistung einer VSFSC innerhalb von 15 s im Pumpbetrieb Drehzahllimits aufgrund Pumpenstabilität, ein Freiheitsgrad weniger als im Turbinenbetrieb Änderung des Betriebspunktes im Pumpbetrieb in 15s von 0,5 p.u. auf 1 p.u. 20
21 Zusammenfassung und Ausblick Das erstellte Modell bietet die Möglichkeit für dynamische Langzeituntersuchungen von verschiedenen (drehzahlvariablen) Pumpspeichertechnologien (elektrisch und hydraulisch). Als Systemperformance wurde durch die getroffenen Modellannahmen nahezu Echtzeit erreicht. Die Simulationsergebnisse zeigen die Möglichkeiten drehzahlvariabler Pumpspeichermaschinen mit doppeltgespeister Asynchronmaschine und mit Vollumrichter in Hinblick auf Bereitstellung von Leistungs-Frequenz-Regelleistung für unterschiedliche Leistungsgradienten im Pump- und Turbinenbetrieb. Vorteile aufgrund des größeren Drehzahlbandes in Bezug auf mögliche Leistungsgradienten, ermöglichen der VSFSC Ausführung höhere Gradienten und bessere Regelfähigkeit gegenüber der VSDFG Variante im Turbinenbetrieb. Der zukünftige Fokus weiterer Untersuchungen liegt in der Entwicklung einer koordinierten Regelung von GuD, Pumpspeicher (VSDFG und VSFSC) und Batteriespeichern und dem Aufzeigen von möglichen Vorteilen der Verbindung dieser unterschiedlichen flexiblen Kraftwerkstypen. 21
22 Dipl.-Ing. Christoph MAIER TU Wien Institute of Energy Systems and Electrical Drives Research Group Power Systems The K-Project GSG-GreenStorageGrid is funded in the framework of COMET - Competence Centers for Excellent Technologies by the Federal Ministry of Transport, Innovation and Technology, the Federal Ministry of Science, Research and Economy, the Vienna Business Agency, the Federal Province of Lower Austria and by the Federal Province of Upper Austria. The program line COMET is administered by the the Austrian Research Promotion Agency (FFG).
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