Neue Ansätze zur integrierten Energiesystem- und Netzmodellierung
Mathematik
Zusammenfassung der Projektergebnisse
Im Rahmen des Projektes wurden Methoden für eine verbesserte Abbildung, Auslegung und Analyse realer großskaliger Elektrizitätssysteme entwickelt. Unter Berücksichtigung der komplexen Lastflussrestriktionen stellte die Verbesserung der Einsatzplanung bei gegebener Netztopologie sowie die Abbildung spezieller Betriebsmittel einen Schwerpunkt der Arbeit dar. Daneben stand eine versorgungssichere Auslegung des Elektrizitätssystems im Fokus des Projektes, wobei die kombinierte Einsatz- und Ausbauplanung von Netz und Erzeugung auf Basis einer linearen Relaxation der Lastflussrestriktionen erfolgte. Die Anwendung der entwickelten Methoden fokussierte sich auf das deutsche Transportnetz, wobei im Rahmen der Ausbauplanung auch benachbarte Netzgebiete sowie der europäische Stromhandel berücksichtigt wurden. Aufbauend auf den Arbeiten einer vorhergehenden Projektphase wurde ein paralleles Lösungsverfahren zur Beschleunigung der nichtlinearen und zeitgekoppelten Lastflussoptimierung weiterentwickelt. Innerhalb eines Innere-Punkte-Verfahrens (IPV) wurde hierfür der auf der Additiven Schwarz Methode (ASM) basierende Ansatz zur zeitlichen Entkopplung und parallelen Lösung des Karush-Kuhn-Tucker (KKT) Systems um ein Zeitschrittweitenanpassungsverfahren erweitert. Zu diesem Zwecke wurde ein Maß für die Änderungsrate der (Residual-) Last entwickelt und ein Interpolationsoperator definiert. Des Weiteren wurde ein Fehlerschätzer implementiert, der eine obere/untere Schranke für die durch die Zeitschrittweitenanpassung entstehende Abweichung der Zielfunktion nach Abschluss der Optimierung berechnet. Im Ergebnis wurde eine deutliche Reduktion der zu berechnenden Zeitschritte ermöglicht. Während die Schnittstellen zur Nutzung des parallelen Lösers im Rahmen einer Kraftwerks- und Netzausbauplanung geschaffen wurden, stellte die Kopplung aufgrund von Konvergenzproblemen im übergeordneten Innere-Punkte-Verfahren weiterhin eine große Herausforderung dar. Deshalb wurden separat Methoden für die versorgungssichere Auslegung realer großskaliger Elektrizitätssysteme im Rahmen einer kombinierten Einsatz- und Ausbauplanung von Netz und Erzeugung entwickelt. Im Zuge einer Reduktion der Modellkomplexität wurde hierfür ein kaskadierter Ansatz zur Ausbauplanung gewählt. Auf eine optimale Allokationsplanung der Erneuerbaren Energien und die anschließende Ableitung des Kapazitätsbedarfes zu einem gegebenen Versorgungssicherheitsniveau folgte eine optimale Ausbauplanung ohne Lastflussrestriktionen und abschließend eine gemischt-ganzzahlige Netzanschluss- und Netzausbauplanung auf Basis einer linearen Abbildung der Lastflussrestriktionen gemäß des DC-Ansatzes. Hierfür wurde eine neue Formulierung der Lastflussnebenbedingung für den Netzausbau entwickelt, die eine deutliche Beschleunigung im Dekompositionsverfahren nach Bender ermöglicht. Des Weiteren wurden ADMM (Alternating Direction Method of Multipliers) basierte Methoden zur Entkopplung in der Einsatz- und Ausbauplanung entwickelt und in Kombination mit der Bender-Dekomposition implementiert. Dadurch wurde eine Ausbauplanung mit hoher räumlicher (Europa) als auch hoher zeitlicher Auflösung (stündlich, mehrere Perioden) ermöglicht. Für eine fortschrittliche Systemführung wurden des Weiteren spezielle Betriebsmittel modelliert und im Rahmen der vorher beschriebenen nichtlinearen Lastflussoptimierung implementiert. Hierzu zählt ein neues HGÜ- Modell, welches die exakte Lastflussverteilung und Verlustbestimmung in vermaschten HGÜ- Systemen ermöglicht. Durch die Abbildung optimierbarer Phasenschieber wurde ferner die flexible Leistungsflusssteuerung über bestimmte Leitungen im Model möglich. Während durch das HGÜ-Modell keine Beeinträchtigung der Konvergenz erkennbar war, ließ sich bei den Phasenschiebern bei einer hohen Anzahl und ungünstigen Positionierung eine Verschlechterung der Konvergenz beobachten.
Projektbezogene Publikationen (Auswahl)
- Highly resolved optimal renewable allocation planning in power systems under consideration of dynamic grid topology. In: Computers & Operations Research 96, S. 281-293
V. Slednev, V. Bertsch, M. Ruppert, and W. Fichtner
(Siehe online unter https://doi.org/10.1016/j.cor.2017.12.008) - A Domain Decomposition Approach to solve Dynamic Optimal Power Flow Problems in Parallel. In: Bertsch V. et al. (eds). Advances in Energy System Optimization. Trends in Mathematics. Cham. S. 41-64, 2018
N. Schween, P. Gerstner, N. Meyer-Hübner, V. Slednev, T. Leibfried, W. Fichtner, V. Bertsch, ̈and V. Heuveline
(Siehe online unter https://doi.org/10.1007/978-3-030-32157-4_4) - Dynamic Optimal Power Flow with Storage Restrictions Using Augmented Lagrangian Algorithm, XX Power Systems Computation Conference, Dublin, Ireland, 2018
M. Ruppert, V. Slednev, A. Ardone, and W. Fichtner
(Siehe online unter https://doi.org/10.23919/PSCC.2018.8442993) - Large-Scale Dynamic Optimal Power Flow Problems with Energy Storage Systems, XX Power Systems Computation Conference, Dublin, Ireland, 2018
N. Meyer-Hübner, A. Mosaddegh, M. Suriyah, T. Leibfried, C. A. Canizares, and K. Bhattacharaya
(Siehe online unter https://doi.org/10.23919/PSCC.2018.8449821) - Multi-area coordination of security-constrained dynamic optimal power flow in ac-dc grids with energy storage. In: Bertsch V. et al. (eds). Advances in Energy System Optimization. Trends in Mathematics. Cham. S. 27-40, 2018
N. Meyer-Hübner, N. Schween, M. Suriyah, V. Heuveline, and T. Leibfried
(Siehe online unter https://doi.org/10.1007/978-3-030-32157-4_3) - N-1-Secure Optimal Generator Redispatch in Hybrid AC-DC Grids with Energy Storage, IEEE ISGT Europe, Sarajevo, Bosnia and Herzegovina, 2018
N. Meyer-Hübner, M. Suriyah, and T. Leibfried
(Siehe online unter https://doi.org/10.1109/ISGTEurope.2018.8571779) - Utilising Distributed Flexibilities in the European Transmission Grid. In: Bertsch V. et al. (eds). Advances in Energy System Optimization. Trends in Mathematics. Cham. S. 81-101, 2018
M. Ruppert, V. Slednev, R. Finck, A. Ardone, and W. Fichtner
(Siehe online unter https://doi.org/10.1007/978-3-030-32157-4_6) - A time step reduction method for multi-period optimal power flow problems. In EMCL Preprint Series 2019-02, 2019
N. Schween, N. Meyer-Hübner, P. Gerstner, and V. Heuveline
(Siehe online unter https://doi.org/10.11588/emclpp.2019.02.62749) - Distributed Optimal Power Flow in Hybrid AC-DC Grids, IEEE Transactions on Power Systems, 2019
N. Meyer-Hübner, M. Suriyah, and T. Leibfried
(Siehe online unter https://doi.org/10.1109/TPWRS.2019.2892240)
