DE102006010852B4

DE102006010852B4 - Verfahren zur Leistungsregelung eines mit Pumpspeichersätzen ausgerüsteten Speicherkraftwerkes

Info

Publication number: DE102006010852B4
Application number: DE102006010852A
Authority: DE
Inventors: Ulrich Scobel; Werner von Dr. Nessen-Lapp
Original assignee: Nessen-Lapp Werner Von Dr-Ing; Vattenfall Europe Powerconsult GmbH
Current assignee: Vattenfall Europe Generation AG and Co KG
Priority date: 2006-03-09
Filing date: 2006-03-09
Publication date: 2010-09-23
Anticipated expiration: 2026-03-10
Also published as: DE102006010852A1

Abstract

Verfahren zur Leistungsregelung eines mit Pumpspeichersätzen (8, 9, 10, 11) ausgerüsteten Speicherkraftwerkes, wobei
– Wirkungsgradkennlinien für jeden Pumpspeichersatz (8, 9, 10, 11) in Abhängigkeit einer Fallhöhe (12) zwischen einem Oberbecken (1) und einem Unterbecken (2) des Speicherkraftwerkes ermittelt werden,
– ein momentaner Wirkleistungssollwert (17) für das Speicherkraftwerk aus einer an das Speicherkraftwerk gestellten Leistungsanforderung (13), bestehend aus der Summe einer zeitlich konstanten Fahrplanleistung, einer Primärregelleistung und einer Sekundärregelleistung ermittelt wird, wobei die Primärregelleistung aus der Multiplikation einer aktuellen Frequenzabweichung (15) mit Regelbändern einer Primärregelung und die Sekundärregelleistung aus der Multiplikation eines aktuellen FÜ-Signals (16) mit Regelbändern einer Sekundärregelung gebildet wird,
– mögliche Einsatzkombinationen (18) aus den zur Verfügung stehenden Pumpspeichersätzen (8, 9, 10, 11) ermittelt werden, welche die gestellte Leistungsanforderung (13) erfüllen und für diese möglichen Einsatzkombinationen (18) jeweils die Aufteilung des Wirkleistungssollwertes (17) auf die beteiligten einzelnen Pumpspeichersätze (8, 9, 10, 11) auf Grundlage der Wirkungsgradkennlinien...

Description

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Leistungsregelung eines mit Pumpspeichersätzen ausgerüsteten Speicherkraftwerkes.
Schon im Oktober 1991 hat die Deutsche Verbundgesellschaft e. V, Heidelberg (DVG) in Ihrer Druckschrift „Das versorgungsgerechte Verhalten der thermischen Kraftwerke” allgemeine Regeln für den Anschluss von Erzeugereinheiten an das elektrische Netz formuliert. Diese Regeln wurden im Laufe der Jahre angepasst. Momentan gilt der Transmission Code 2003 „Netz- und Systemregelung der deutschen Übertragungsnetzbetreiber”. Darin werden Elektrizitätsversorgungsunternehmen zu einem bestimmten Betriebsverhalten innerhalb des Netzes verpflichtet, wobei eine möglichst sichere, preisgünstige und umweltverträgliche Versorgung mit Elektroenergie im Interesse der Allgemeinheit zu sichern ist. Um diesen Anforderungen gerecht zu werden, müssen alle in das Netz einspeisende Elektrizitätsversorgungsunternehmen bestimmte technische Mindestanforderungen bzw. Systemdienstleistungen (das sind Frequenzhaltung, Spannungshaltung, Versorgungswiederaufnahme, Betriebsführung) einhalten.
Die Systemdienstleistung Frequenzhaltung fordert u. a. die Bereitstellung der Primär- und Sekundärregelleistung.
Für die Primärregelung gilt, dass jede Erzeugungseinheit ab einer Brutto-Nennleistung von ≥ 100 MW primärregelfähig im Sinne des Transmission Codes sein muss. Dies ist eine Voraussetzung für einen Anschluss an das Netz. Gefordert wird, dass die gesamte von der Erzeugungseinheit bereitzustellende Primärregelleistung bei einer quasistationären Frequenzabweichung von ±200 mHz linear in 30 s aktiviert werden muss und mindestens 15 min abgegeben werden kann. Das Primärregelband muss mindestens ±2% der Nennleistung betragen und auf Anweisung des Netzbetreibers einstellbar sein (veränderbare Statik). Für die Sekundärregelung gilt, dass die Übertragungsnetzbetreiber sicherzustellen haben, dass innerhalb ihrer Regelzone das Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch, unter Berücksichtigung der mit anderen Regelzonen vereinbarten Lieferprogrammen, eingehalten wird. Die Realisierung erfolgt durch den Einsatz von Sekundärregelleistung. Der Wirkleistungsänderungsgradient muss hierbei mindestens 2% der Nennleistung pro Sekunde betragen.
Für Dampfkraftwerksblöcke ist zur Erreichung der im Sinne der DVG geforderten Sekundär- und Primärregelleistungsbereitstellung ein hoher technischer Aufwand erforderlich, zum Einsatz kommt für die Primärregelung in der Regel eine Kombination einer Turbinenstellreserve (Androsselung der Turbineneinlassventile) und ein Kondensatstopp-Verfahren.
Zur Optimierung dieser Verfahrensweise ist in der DE 43 44 118 A1 ein Verfahren zur Blockleistungsregelung angegeben. Durch dieses Verfahren soll die gleichzeitige Bereitstellung der Sekundär- und Primärregelleistung, eine Verschleißminimierung durch Verringerung der Regelvorgänge und durch die Verringerung des spezifischen Wärmeverbrauchs letztlich eine Verringerung des Brennstoffeinsatzes erreicht werden. Das Verfahren sieht vor, eine Turbinestellreserve und eine Leistungserhöhung über Kondensatstopp nur im Falle sprungförmiger Leistungssollwerterhöhung einzusetzen. Der Einsatz von Kondensatstopp soll damit minimiert werden; er soll nur angewendet werden, wenn die Energie aus der Turbinenstellreserve nicht ausreicht. Eine Vergrößerung des Regelbandes ist damit nicht möglich.
Auch die Maschinensätze von Wasserkraft- und Pumpspeicherwerken unterliegen zur Erzeugung von Elektroenergie der im Sinne der DVG geforderten Sekundär- und Primärregelleistungsbereitstellung. Insbesondere die Maschinensätze von Pumpspeicherwerken werden häufig für Regelaufgaben im Netz herangezogen (Spannungs- und Frequenzregelung), die weit über die Erfüllung der von der DVG geforderten Sekundär- und Primärregelleistungsbereitstellung hinausgehen. Die Pumpspeichersätze der Pumpspeicherwerke sind für diese Aufgaben sehr gut geeignet, weil die zugehörigen hydraulischen Maschinen (Turbinen, Pumpturbinen) im Turbinenbetrieb über einen weiten Leistungsbereich gut und schnell regelbar sind. Des Weiteren können sie im Vergleich zu thermischen Kraftwerksblöcken unkompliziert und viel schneller zu- und abgeschaltet werden.
Werden nur Pumpspeichersätze eingesetzt, deren Pumpturbine mit einem Synchronmotorgenerator gekoppelt ist, ist die Regelfähigkeit nur im Turbinenbetrieb gegeben.
In DE 10 2004 013 907 A1 wird ein Verfahren beschrieben, das es ermöglicht, über das Zuschalten einer Betriebsart „hydraulischer Kurzschluss” den Regelleistungsbereich von der Turbinemaximalleistung bis zur Pumpmaximalleistung (+PmaxTurbine bis –PmaxPumpe) auszudehnen. Bei Absinken der Netz-Leistungsanforderung unter einen vorgegebenen Wert wird eine Pumpe auf volle Leistung geschaltet sowie die Turbine ebenfalls auf Voll-Last gefahren. Die Turbine wird anschließend mit der in voller Leistung laufenden Pumpe entsprechend den Schwankungen im Netz in ihrer Leistung geregelt. Voraussetzung dafür ist allerdings, dass die baulichen Gegebenheiten diese Betriebsart „hydraulischer Kurzschluss” erlauben, d. h. entsprechende Auslegungen der Maschinenkomponenten, Triebwasserleitungen etc. sind notwendig. Dies bedeutet letztlich einen zusätzlichen anlagentechnischen Aufwand. Neben dem zusätzlichen anlagentechnischen Aufwand ist die Fahrweise „hydraulischer Kurzschluss” mit erhöhten dynamischen Belastungen der Anlagen und entsprechenden Wirkungsgradeinbußen verbunden.
Neuere Pumpspeichersätze, bei denen eine Pumpturbine mit einem drehzahlvariablen Asynchronmotorgenerator gekoppelt ist, haben diese gute Regelfähigkeit weiter verbessert und ermöglichen ohne den Einsatz des oben beschriebenen „hydraulischen Kurzschlusses„ den Einsatz zur Frequenzregelung jetzt auch im Lastbetrieb (Pumpbetrieb) in der Schwachlastzeit.
Bisher werden in den Pumpspeicherwerken (PSW) den einzelnen Pumpspeichersätzen (PSS) konkrete Aufgaben zugeordnet. So fahren z. B. im Turbinenbetrieb eine oder mehrere Maschinen mit konstanter Leistung, während andere Maschinen für die Primär- oder/und Sekundärregelung eingesetzt sind. Für die PSS, denen Regelaufgaben im Netz zugeordnet sind, werden dabei jeweils ein Arbeitspunkt und ein Regelband vorgegeben. Das Regelband kann dabei symmetrisch oder einseitig positiv oder auch negativ sein. Wo diese PSS dann zu einem bestimmten Zeitpunkt innerhalb des vorgegebenen Regelbereiches arbeiten, hängt von der aktuellen Größe des Regelsignals ab. Der jeweilige PSS fährt automatisch den entsprechenden Betriebspunkt an.
Im Ergebnis dieser Einsatzweise ist häufig zu beobachten, dass die einzelnen PSS zeitgleich bei verschiedenen Betriebspunkten mit zum Teil in erheblichem Maße unterschiedlichen Wirkungsgraden fahren. Entsprechend dem aktuell vorliegenden Wirkungsgrad ist in der Folge auch das Betriebsverhalten (Schwingungszustand) verschieden. Ein schlechterer Wirkungsgrad bedeutet immer eine höhere Verlustleistung und eine höhere dynamische Belastung des PSS, die letztlich zu höheren Instandhaltungsaufwendungen führt.
Von Dieter Meyer und Eberhard Kopf wird in dem Beitrag zur Fachtagung „Hydro 2003” in Dubrovnik „Performance and economic benefits by integration of intelligent supplementary functions in a hydroelectric plant control system” ein Reglermodul vorgestellt, das durch die Optimierung der in einem Wasserkraftwerk (WKW) oder in einem Pumpspeicherwerk (PSW) zum Einsatz kommenden Maschinensätze für das jeweilige Werk einen besseren Gesamtwirkungsgrad bei geforderter Leistung oder eine höhere Leistung bei gegebenem Durchsatz erreichen lässt. Das Optimierungsmodul der Autoren stützt sich im Wesentlichen auf Modellkennwerte, die nur für bestimmte Bereiche vorliegen. Aus diesem Grunde verwendet das Verfahren eine so genannte Lernphase, um diese gewissermaßen vorläufigen Kennwerte den Praxisbedingungen anzupassen. Die beteiligten Maschinensätze können dabei nach den Aussagen des Beitrages zusätzlich für die Primärregelung im Netz eingesetzt werden.
Das beschriebene Reglermodul ermöglicht jedoch lediglich die Optimierung von abschnittsweise zeitlich konstanten Fahrplanleistungen (z. B. für 15 min). Die zusätzlich mögliche Primärregelung kann dabei nur über die Turbinenregler Block bezogen der beteiligten Maschinensätze umgesetzt werden. Das entspricht der klassischen Frequenzregelung, wobei die zugehörige, momentane Primärregelleistung nicht in die Optimierung bezüglich des Gesamtwirkungsgrades einbezogen ist. Die damit realisierbaren Regelbänder der Primärregelung sind mit Rücksicht auf die Einsatzgrenzen P_min und P_max der beteiligten Maschinensätze wechselseitig von der verlangten Fahrplanleistung abhängig. Wenn ein größerer Wert für die Fahrplanleistung vorgesehen wird, reduziert sich entsprechend das realisierbare Regelband der Primärregelung Block bezogen und umgekehrt.
Eine Einbeziehung von Aufgaben der Sekundärregelung für das Netz ist in dem beschriebenen Reglermodul nicht möglich. Das Zu- und Abschalten von Maschinensätzen erfolgt nur entsprechend den geplanten Vorgaben für zeitlich konstante Leistungsgrößen (Fahrplanleistungen) und dabei realisierbaren Primärregelbändern. Mögliche Änderungen der Netzanforderungen innerhalb der geplanten Zeitabschnitte können dabei nicht berücksichtigt werden.
Der Erfindung liegt daher die Aufgabe zugrunde, ein Verfahren zu entwickeln, das es ermöglicht, die Leistungsanforderung vom Netz an das PSW, bestehend aus der Fahrplan-, Primär- und Sekundärregelleistung, insgesamt zu erfüllen und dabei die Verluste und die dynamischen Belastungen aller an der Erfüllung der Leistungsanforderung beteiligten PSS möglichst gering zu halten.
Diese Aufgabe wird erfindungsgemäß durch die Merkmale des Patentanspruchs 1 gelöst.
Es ist vorteilhaft, den momentanen Wirkleistungssollwert so auf die beteiligten PSS aufzuteilen, dass die Verlustleistungssumme der beteiligten PSS ein Minimum ist. Durch die ständige Aktualisierung der Aufteilung des sich verändernden Wirkleistungssollwertes bei jeweils minimaler Verlustleistungssumme wird eine erhebliche Verbesserung der Ausnutzung des im Oberbecken gespeicherten Pumpwassers erreicht, die zu einem Anstieg des Pumpspeicherwirkungsgrades des Werkes bis zu 2% gegenüber der bisherigen Fahrweise ohne Anwendung des erfindungsgemäßen Verfahrens führt. Weiter wird dadurch erreicht, dass einzelne PSS nicht mehr längere Zeit an Arbeitspunkten mit schlechtem Wirkungsgrad und zugehörigen erhöhten, dynamischen Beanspruchungen betrieben werden. Insbesondere der Betrieb der einzelnen PSS an der jeweiligen, unteren Einsatzgrenze im Turbinenbetrieb wird das erfindungsgemäße Verfahren weitgehend vermieden und damit eine längere Reisezeit bis zu notwendigen Instandhaltungsmaßnahmen erreicht.
Vorteilhaft ist weiterhin, dass durch das erfindungsgemäße Verfahren sich der nutzbare Regelbereich des Werkes zur Erfüllung von Aufgaben der Frequenzhaltung im Netz erheblich erhöht gegenüber der bisherigen Fahrweise ohne Anwendung des erfindungsgemäßen Verfahrens und Zuordnung der Regelaufgaben zur Frequenzhaltung an einzelne PSS.
Ebenfalls von Vorteil ist es, dass das Zuschalten eines Pumpspeichersatzes beim Übergang von m – 1 auf m beteiligte Pumpspeichersätze bereits dann erfolgt, wenn der Wirkleistungssollwert noch den Abstand des positiven Teils des Regelbandes der Primärregelung zur maximal möglichen Leistung P_{max m–1} bei m – 1 beteiligten Pumpspeichersätzen hat. Damit kann immer sichergestellt werden, dass der positive Zweig des Primärregelbandes auch bei Betrieb von m – 1 beteiligten Pumpspeichersätzen innerhalb des vom Transmission Code geforderten Zeitintervalls bedient werden kann und damit der Transmission Code eingehalten wird.
Weiterhin ist es vorteilhaft, dass zur Begrenzung der Anzahl der zusätzlichen Zu- und Abschaltvorgänge von Pumpspeichersätzen infolge der Leistungsregelung das Abschalten eines Pumpspeichersatzes beim Übergang von m auf m – 1 beteiligte Pumpspeichersätze bei einer Abschaltleistung P_ab erfolgt, die noch mit einer Hysterese unter der Zuschaltleistung P_zu liegt. Damit werden einerseits Verluste vermieden, welche durch jeden Schaltvorgang von Pumpspeichersätzen entstehen. Andererseits kann verhindert werden, dass bei relativ geringer Schwankung der Regelparameter in einem Bereich, der ein Zu- oder Abschalten eines Pumpspeichersatzes erforderlich macht, dieser Pumpspeichersatz auch ständig an- und abgefahren werden müsste, was zur schonenden Fahrweise der Anlage beiträgt.
Aus vorliegenden Messpunkten eines Wirkungsgradnachweises für die PSS sowie aus Ergebnissen von Modell- und Betriebsmessungen werden Wirkungsgradkennfelder sowohl für den Turbinen- als auch den Pumpbetrieb für den jeweiligen Betriebsbereich der PSS berechnet und in eine solche mathematische Form gebracht, die für eine schnelle Berechnung des Gesamtwirkungsgrades der PSS in Abhängigkeit der aktuell erforderlichen Leistung und der vorliegenden Fallhöhe geeignet ist.
Für die Verwendung der Kennfelder zur Einsatzregelung wird der gesamte Fallhöhenbereich in eine geeignete, endliche Anzahl von Teilbereichen unterteilt und für diese Teilbereiche der Fallhöhe jeweils eine geeignete mathematische Darstellung für den Verlauf des Gesamtwirkungsgrades des PSS in Abhängigkeit von der Leistung sowie die maximal fahrbare Leistung ermittelt.
Bei Vorliegen einer Leistungsanforderung an das PSW wird in Abhängigkeit der vorliegenden Fallhöhe der zugehörige Teilbereich und damit die maximal fahrbare Leistung für alle verfügbaren PSS berechnet. Unter weiterer Berücksichtigung der unteren Einsatzgrenzen der einzelnen PSS, wobei bei Vorhandensein unterschiedlicher Maschinentypen in einem PSW sowohl die maximal fahrbare Leistung als auch die untere Einsatzgrenze der einzelnen PSS verschieden sein können, werden alle möglichen Einsatzkombinationen (wie viele PSS welchen Typs) bereitgestellt, mit denen die Anforderung erfüllbar ist.
Für die möglichen Einsatzkombinationen werden die Leistungen der einzelnen PSS bei Einhaltung der Leistungsanforderung variiert und jeweils die zugehörige Verlustleistungssumme gebildet, so dass im Ergebnis das Minimum der Einsatzkombination bekannt ist.
Die beste Einsatzkombination mit der kleinsten Verlustleistungssumme wird ausgewählt und in der Leittechnik zum Einsatz freigegeben. Dazu werden die zugehörigen Betriebspunkte an die Regler der beteiligten einzelnen Pumpspeichersätze weitergeleitet und von diesen angefahren.
Mit den aktuellen Werten der Regelsignale für die Primär- und Sekundärregelung läuft die Ermittlung der besten Einsatzkombination ständig weiter, wird also ständig gemäß der gerade geltenden Leistungsanforderung an das PSW aktualisiert und die zugehörigen Betriebspunkte der eingesetzten PSS durch die Leittechnik nachfolgend angefahren. Wenn durch weitere Veränderungen der Leistungsanforderung an das PSW, sei es durch eine veränderte Fahrplanleistung und/oder veränderter Regelbänder und/oder veränderte Regelsignale der Primär- und Sekundärregelung die Grenzen der eingestellten Einsatzkombination erreicht werden, so wird durch Zu- oder Abschalten eines PSS eine andere Einsatzkombination gestartet, die unter den dann vorliegenden Bedingungen das Minimum der Verlustleistungssumme aufweist.
Anhand eines Ausführungsbeispieles soll nachstehend die Erfindung näher erläutert werden.
Dabei zeigen die
1: den schematischen Aufbau des PSW,
2: das Blockschaltbild der Leistungsregelung des PSW,
3: schematisch die Lage der Schaltpunkte beim Übergang von m auf (m – 1) beteiligte PSS oder umgekehrt
Ein Pumpspeicherwerk (PSW) mit einem Oberbecken (OB) 1 und einem Unterbecken (UB) 2 ist mit 4 Pumpspeichersätzen (PSS) 8, 9, 10, 11 gleicher Nennleistung ausgerüstet (1). Die Differenz der geodätischen Höhen der Wasserpegel des OB 1 und des UB 2 wird als Fallhöhe (H) 12 bezeichnet. Sie ist für den Betrieb des PSW ein entscheidender Parameter. Sie schwankt während des Betriebes zwischen den Werten H_max, bei dem im OB 1 der höchste Wasserstand und im UB 2 der niedrigste Wasserstand vorliegt, und H_min, wobei die Pegelverhältnisse genau umgekehrt sind. Zeiten niedrigen Energiebedarfes im Netz werden zur Energiespeicherung genutzt, indem Wasser aus dem UB 2 mit Hilfe der PSS 8, 9, 10, 11, die in einem Krafthaus untergebracht sind, und über entsprechende unterwasser- und oberwasserseitige Triebwasserleitungen in das OB 1 gepumpt wird. In Zeiten erhöhten Energiebedarfes (Spitzenlastzeiten) wird das im OB 1 gespeicherte Wasser genutzt, um mit Hilfe der PSS 8, 9, 10, 11 im Turbinenbetrieb Elektroenergie zu erzeugen, wobei das Wasser wieder vom OB 1 in das UB 2 fließt. Neben dieser Aufgabe des groben Ausgleiches der Leistungsbilanz im Elektroenergienetz werden die PSS 8, 9, 10, 11 für weitere Aufgaben der Frequenzregelung (Primär- und Sekundärregelung) genutzt.
Die vier PSS 8, 9, 10, 11 sind mit baugleichen Pumpturbinen (PT) 3 ausgerüstet. An den PSS 8 und 11 sind die PT 3 jeweils mit einem drehzahlvariablen Asynchronmotorgenerator (ASM) 4, 5 gekoppelt, während an den PSS 9 und 10 die PT 3 mit Synchronmotorgeneratoren (SM) 6, 7 betrieben werden. Somit stehen in diesem PSW jeweils zwei PSS 8, 11 und 9, 10 unterschiedlichen Typs zur Verfügung, die sich im Turbinenbetrieb in folgenden Parametern unterscheiden:

Typ ASM: η_gesASM = f₁(H, P)

P_min = P_minASM

P_max = f₂(H)

Typ SM: η_gesSM = f₃(H, P)

P_min = P_minSM

P_max = f₄(H)
Dabei bedeuten auch nachfolgend P die elektrische Leistung, P_minASM die Minimalleistung des PSS 8 oder 11 (Pumpturbine 3 mit einem Asynchronmotorgenerator 4, 5), P_minSM die Minimalleistung des PSS 9 oder 10 (Pumpturbine 3 mit einem Synchronmotorgenerator 6, 7), H die aktuelle Fallhöhe und η_gesASM der Gesamtwirkungsgrad des PSS 8 oder 11 und η_gesSM der Gesamtwirkungsgrad des PSS 9 oder 10, f_1–9 Symbol für unterschiedliche funktionelle Beziehung.
Im Pumpbetrieb resultieren aus den unterschiedlichen Motorgeneratoren erhebliche Unterschiede. Beim Typ ASM ist durch die mögliche Drehzahlveränderung eine Regelung der Leistungsaufnahme in bestimmten Grenzen möglich. Daraus ergibt sich die Möglichkeit, mit diesen PSS 8, 11 auch im Pumpbetrieb Aufgaben der Frequenzregelung im Netz mit zu übernehmen.
Das ist beim Typ SM nicht möglich. Dort hängen die Leistungsaufnahme und auch der Gesamtwirkungsgrad nur von der Fallhöhe ab. Die Bedingungen für den Pumpbetrieb lauten:

Typ ASM: η_gesASM = f₅(H, P)

P_min = f₆(H)

P_max = f₇(H)

Typ SM: η_gesSM = f₈(H)

P = f₉(H)
Im Folgenden wird die Leistungsregelung für den Turbinenbetrieb beschrieben (2). Sie läuft für den Pumpbetrieb unter Beachtung der angegebenen Bedingungen ganz analog ab.
Die Leistungsanforderung 13 an das PSW setzt sich zusammen aus einer konstanten Fahrplanleistung (FPL), den Regelbändern für die Sekundärregelung SEKREG und den Regelbändern für die Primärregelung PRIMREG. Die Regelbänder der Frequenzregelung können symmetrisch (PRIMREG_symmetrisch bzw. SEKREG_symmetrisch) oder auch einseitig positiv (PRIMREG_positiv bzw. SEKREG_positiv) oder negativ (PRIMREG_negativ bzw. SEKREG_negativ) sein. Ebenso können alle möglichen Kombinationen für beide Regelungsarten vorkommen.
Im konkreten Beispiel lautete die Leistungsanforderung 13 an das PSW:
FPL = 697 MW
PRIMREG = +140 MW (einseitig positiv)
SEKREG = –160 MW (einseitig negativ)
Die bisher übliche Verteilung der Anforderungen an die einzelnen PSS 8, 9, 10, 11 wird verlassen. Stattdessen wird das PSW als Werk betrachtet. Aus der genannten Leistungsanforderung 13 werden zuerst die erforderlichen Leistungswerte P_min und P_max berechnet. Pmin = FPL + PRIMREGnegativ – |PRIMREGsymmetrisch| + SEKREGnegativ – |SEKREGsymmetrisch| Pmax = FPL + PRIMREGpositiv + |PRIMREGsymmetrisch| + SEKREGpositiv + |SEKREGsymmetrisch|
Daraus ergeben sich die Werte P_min und P_max zu: Pmin = 697 MW – 160 MW = 537 MW Pmax = 697 MW + 140 MW = 837 MW
Jetzt muss geprüft werden, ob der geforderte Leistungsbereich von P_min bis P_max mit dem Leistungsvermögen 29 der verfügbaren PSS 8, 9, 10, 11 bei der vorliegenden Fallhöhe 12 erfüllt werden kann, wobei nicht immer alle PSS 8, 9, 10, 11 verfügbar sein müssen. Ist diese Verträglichkeitsbedingung nicht erfüllt, muss die Leistungsanforderung 13 an das PSW soweit geändert werden, bis diese notwendige Bedingung erfüllt ist.
Es ist möglich, dass die Leistungsanforderung 13 durch mehrere Einsatzkombinationen (EK) 18 erfüllt ist. Die Anforderung kann z. B. durch den Einsatz aller 4 PSS 8, 9, 10, 11 oder durch 2 PSS 8, 11 Typ ASM + 1 PSS 9 oder 10 Typ SM oder durch 1 PSS 8 oder 11 Typ ASM + 2 PSS 9, 10 Typ SM erfüllt werden. Die möglichen Einsatzkombinationen 18 werden gespeichert.
Die Fallhöhe 12 beträgt zum Anforderungszeitpunkt 308 m. Das entspricht dem zehnten Teilbereich für die Fallhöhe 12 mit folgenden Einsatzgrenzen:
Typ SM: 100–290 MW
Typ ASM: 40–295 MW

Mit diesen Einsatzgrenzen für die PSS 8, 9, 10, 11 ergeben sich für die Erfüllung der Leistungsanforderung 13 die möglichen Einsatzkombinationen 18 in nachfolgender Tabelle:

Nr.	Einsatzkombinationen 18	Leistungsvermögen 29
EK1	1 × Typ SM + 2 × Typ ASM	180 MW bis 880 MW
EK2	2 × Typ SM + 1 × Typ ASM	240 MW bis 875 MW
EK3	2 × Typ SM + 2 × Typ ASM	280 MW bis 1170 MW

Ohne die Leistungsregelung für das PSW mussten die oben angeführten Regelanforderungen einzelnen PSS 8, 9, 10, 11 zugeordnet werden. Im Beispiel ergaben sich damit folgende Einzelanforderungen:
1PSS Typ SM : Arbeitspunkt 265 MW – 160 MW SEKREG
1PSS Typ ASM: Arbeitspunkt 112 MW + 140 MW PRIMREG
1PSS Typ SM : Arbeitspunkt 265 MW
1PSS Typ ASM: Arbeitspunkt 55 MW
Die Erfüllung der Leistungsanforderung 13 erforderte ohne das erfindungsgemäße Verfahren demzufolge immer den Einsatz aller 4 PSS 8, 9, 10, 11.
Die Kennfeldfunktionen η_gesASM und η_gesSM müssen in eine solche Form gebracht werden, dass die Gesamtwirkungsgrade in Abhängigkeit der Leistung P und der Fallhöhe 13 schnell berechnet werden können. Dazu wird der Fallhöhenbereich H_max – H_min beispielsweise in vierzehn Teilbereiche unterteilt. Für jeden Teilbereich wird aus dem Wirkungsgradkennfeld
η_gesASM = f₁(H, P) bzw.
η_gesASM = f₃(H, P)
die entsprechende Wirkungsgradkennlinie ermittelt. Für den i-ten Teilbereich hat sie dann die Form
η_gesASMi = f_1i(P)
für den PSS Typ ASM und für den PSS Typ SM
η_gesSMi = f_3i(P).
Ebenso werden für alle Teilbereiche die maximal fahrbaren Leistungen P_maxi für den Typ ASM und den Typ SM gebildet und mit den Kennlinien gespeichert.
Aus der Leistungsanforderung 13 an das PSW und den aktuellen Größen der Frequenzabweichung k1 15 und des FÜ-Signals k2 16 wird der aktuelle Wirkleistungssollwert P_wsoll 17 gebildet. Pwsoll = FPL + PRIMREG·k1 + SEKREG·k2
Beide Regelparameter k₁ und k₂ können Werte zwischen –1 und +1 annehmen. Wenn beide Regelparameter Null sind ist P_wsoll = FPL. Nehmen sie Werte zwischen Null und +1 an, so werden bei der Bestimmung des Wirkleistungssollwertes 17 jeweils die positiven Zweige der geforderten Regelbänder herangezogen. Die negativen Zweige der Regelbänder kommen bei Werten zwischen –1 und Null zum Tragen.
Für jede mögliche Einsatzkombination 18 wird die Aufteilung des aktuell geforderten Wirkleistungssollwertes 17 so variiert, dass die Verlustleistungssumme 19 aller m beteiligten PSS ein Minimum wird. Die Verlustleistung des n-ten PSS berechnet sich zu:
Diese Prozedur wird für alle möglichen Einsatzkombinationen 18 durchlaufen und für jede Einsatzkombination wird die als Minimum ermittelte Verlustleistungssumme 19 und die zugehörige Verteilung von P_wsoll 17 auf die m beteiligten PSS 8, 9, 10, 11 ausgerechnet und ausgewiesen. Die Einsatzkombination, bei der die kleinste Verlustleistungssumme 19 erreicht wird, ist bei dem aktuellen Leistungsanforderung 13 die Beste und kommt mit der zugehörigen Aufteilung des aktuell geforderten Wirkleistungssollwertes P_wsoll 17 auf die m beteiligten PSS 8, 9, 10, 11 zum Einsatz.
Diese Abfolge von erfindungsgemäßen Verfahrensschritten wird nachfolgend beispielhaft an 3 Fällen mit unterschiedlichen Werten für die Regelparameter k₁ und k₂ vorgestellt.
Man erkennt an den drei Fällen, wie sich bei unterschiedlicher Größe der Regelparameter sowohl die beste Einsatzkombination als auch die Aufteilung des Wirkleistungssollwertes 17 auf die beteiligten PSS 8, 9, 10, 11 verändert. In allen Fällen ist aber die Verlustleistungssumme 19 mit Anwendung des patentgemäßen Verfahrens deutlich niedriger als ohne dessen Anwendung.
Aus dem Berechnungsbaustein 14 werden über eine Prozessleittechnik (PLT) entsprechend des aktuellen Wirkleistungssollwertes 17 die zur ermittelten besten Einsatzkombination gehörenden Betriebspunkte (BP) 20, 21, 22, 23 an die Regler der einzelnen PSS 8, 9, 10, 11 übertragen und von diesen umgehend angefahren. Somit wird die aktuelle Anforderung an das PSW unter Einschluss aller geforderten Regelaufgaben und unter Berücksichtigung der aktuellen Größe der Regelparameter Frequenzabweichung k1 15 und FÜ-Wert k2 16 erfüllt, wobei gleichzeitig erreicht wird, dass die Verlustleistungssumme 19 aller beteiligten PSS 8, 9, 10, 11 ein Minimum ist. Das Minimum der Verlustleistungssumme 19 aller an der Erfüllung der Leistungsanforderung 13 beteiligten PSS 8, 9, 10, 11 ist gleichbedeutend mit einem Minimum der dynamischen Belastungen der beteiligten PSS 8, 9, 10, 11.
Neben der bei vorgegebener Leistungsanforderung 13 an das PSW erreichten maximalen Ausbeute des im OB 1 gespeicherten Wassers werden durch die Reduzierung der dynamischen Belastungen ein Maximum an Laufzeiten der Ausrüstungen und damit geringere Instandhaltungsaufwendungen erreicht.
Der aktuelle Wirkleistungssollwert 17 kann sich ändern. Das kann sowohl durch Änderungen der Leistungsanforderung 13 an das PSW (FPL und/oder PRIMREG und/oder SEKREG) und/oder auch durch Änderungen der Regelparameter der aktuelle Frequenzabweichung k1 15 und/oder des FÜ-Signal k2 16 geschehen. Die Ermittlung einer neuen Verteilung von P_wsoll 17 und eines neuen Minimums der Verlustleistungssumme 19 unter der nunmehr geltenden Leistungsanforderung 13 wird im Berechnungsbaustein 14 erneut durchgeführt. Die geänderten BP 20, 21, 22, 23 werden durch die PLT an die PSS 8, 9, 10, 11 übertragen und dort umgehend angefahren.
Durch die angeführten Änderungen des Wirkleistungssollwertes 17 kann es dazu kommen, dass die bisher beste Einsatzkombination ihren Status verliert und eine andere Einsatzkombination für die Verlustleistungssumme 19 der beteiligten PSS 8, 9, 10, 11 einen kleineren Wert aufweist. Wenn z. B. bei einem hohen SEKREG und einem FÜ-Wert k₂ 16 nahe +1 zunächst der Einsatz aller 4 PSS 8, 9, 10, 11 die beste Einsatzkombination war, wird bei Absinken des FÜ-Wertes k₂ 16 unter einen bestimmten Wert eine Einsatzkombination mit nur drei beteiligten PSS günstiger. Der Berechnungsbaustein 14 veranlasst die Abschaltung eines PSS (PSS 8 oder PSS 9 oder PSS 10 oder PSS 11) und verteilt P_wsoll 17 auf die restlichen drei PSS so, dass für diese PSS die minimale Verlustleistungssumme 19 erreicht wird. Falls durch erneuten Anstieg des FÜ-Wertes k₂ 16 wieder eine Einsatzkombination mit 4 beteiligten PSS 8, 9, 10, 11 besser wird, so wird durch den Berechnungsbaustein 14 der im Stillstand befindliche PSS (PSS 8 oder PSS 9 oder PSS 10 oder PSS 11) wieder zugeschaltet und P_wsoll 17 auf alle 4 PSS so aufgeteilt, dass die Verlustleistungssumme 19 dieser Einsatzkombination wieder ein Minimum gegenüber anderen auch fahrbaren Einsatzkombinationen 18 wird.
Der erläuterte Vorgang des Ab- oder Zuschaltens eines PSS (PSS 8 oder PSS 9 oder PSS 10 oder PSS 11) verläuft analog bei jedem Wechsel der besten Einsatzkombination beim Übergang von m auf m – 1 beteiligte PSS 8, 9, 10, 11 oder umgekehrt (3). Der Übergang von m auf m – 1 beteiligte PSS 8, 9, 10, 11 oder umgekehrt ist durch eine Grenzleistung P_gr 24 bestimmt, bei der die kleinste Verlustleistungssumme 19 der Einsatzkombination mit m beteiligten PSS den gleichen Wert hat wie die Einsatzkombination mit m – 1 beteiligten PSS. Die Grenzleistung P_gr 24 ist für einen bestimmten Übergang zwischen den Einsatzkombinationen 18 eine Funktion der Fallhöhe 12 und der möglichen Einsatzkombination 18.
Die Ermittlung der Grenzleistung P_gr 24 stellt eine komplexe Berechnung dar. Sie wird für alle möglichen Übergänge zwischen den Einsatzkombinationen 18 für die vierzehn Fallhöhenteilbereiche H_i berechnet und als Grenzwertmatrix im Berechnungsbaustein 14 hinterlegt.
Das Zu- und Abschalten eines PSS (PSS 8 oder PSS 9 oder PSS 10 oder PSS 11) erfolgt nicht direkt an der Grenzleistung P_gr 24, aber in Abhängigkeit von der Grenzleistung P_gr (3). Dafür gibt es zwei Gründe. Die Anforderungen der Primärregelung müssen innerhalb von 30 s erfüllt werden. Das Zuschalten eines PSS (PSS 8 oder PSS 9 oder PSS 10 oder PSS 11) aus dem Stillstand bis zur Leistungswirksamkeit dauert aber länger. Deshalb muss zum einen gesichert werden, dass der positive Zweig des Primärregelbandes (PRIMREG positiv + |PRIMREG symmetrisch|) auch von m – 1 beteiligten PSS immer erfüllt werden kann. Das Zuschalten eines PSS (PSS 8 oder PSS 9 oder PSS 10 oder PSS 11) beim Übergang von m – 1 auf m beteiligte PSS 8, 9, 10, 11 erfolgt deshalb bereits dann, wenn der Wirkleistungssollwert 17 noch den Abstand des positiven Zweigs von PRIMREG zur maximal möglichen Leistung P_{max m–1} 25 bei m – 1 beteiligten PSS hat. Die Zuschaltleistung 26 kann in Abhängigkeit von der Größe des positiven Zweiges von PRIMREG über oder auch unter der Grenzleistung P_gr 24 liegen. Diese Relationen sind in 3 schematisch dargestellt.
Zum anderen soll die Zahl der zusätzlichen Zu- und Abschaltvorgänge der PSS (PSS 8 oder PSS 9 oder PSS 10 oder PSS 11) durch die Anwendung des erfindungsgemäßen Verfahrens begrenzt werden, da diese Vorgänge auch mit Verlusten verbunden sind. Das Abschalten eines PSS (PSS 8 oder PSS 9 oder PSS 10 oder PSS 11) beim Übergang von m auf m – 1 beteiligte PSS erfolgt deshalb bei der Abschaltleistung P_ab 27, die noch mit einer Hysterese 28 unter der Zuschaltleistung P_zu 26 liegt. Damit wird verhindert, dass kurzzeitige, relativ kleine Änderungen der Regelparameter, insbesondere vom FÜ-Signal k₂ 16, zum wiederholten Ab- und Zuschalten eines PSS (PSS 8 oder PSS 9 oder PSS 10 oder PSS 11) führen.
Im oben angeführten Zahlenbeispiel beträgt die Grenzleistung P_gr 24 für den Übergang vom Betrieb mit 3 PSS (Fall 1) zum Betrieb mit 4 PSS (Fall 2) 769 MW. Der Zuschaltpunkt liegt für diesen Vorgang für den 4. PSS bei P_zu 26 = 735 MW. Die maximale Leistung für den Betrieb mit 3 PSS P_{max m–1} 25 beträgt 875 MW (2 mal 290 MW für SM und einmal 295 M für ASM). Für den Übergang in umgekehrter Richtung (Fall 2 zu Fall 3) liegt die Grenzleistung bei P_gr 24 = 762 MW und die Abschaltleistung P_ab 27 = 703 MW.

1: Oberbecken (OB)
2: Unterbecken (UB)
3: Pumpturbine (PT)
4, 5: Asynchronmotorgenerator (ASM)
6, 7: Synchronmotorgenerator (SM)
8, 9, 10, 11: Pumpspeichersatz (PSS)
12: Fallhöhe
13: Leistungsanforderung
14: Berechnungsbaustein
15: Frequenzabweichung k₁
16: FÜ-Signal k₂
17: Wirkleistungssollwert P_wsoll
18: Einsatzkombinationen
19: Verlustleistungssumme
20, 21, 22, 23: Betriebspunkte der PSS (BP)
24: Grenzleistung P_gr
25: P_{max m–1} (maximale Leistung mit m – 1 beteiligten PSS)
26: Zuschaltleistung P_zu
27: Abschaltleistung P_ab
28: Hysterese
29: Leistungsvermögen

Claims

Verfahren zur Leistungsregelung eines mit Pumpspeichersätzen (8, 9, 10, 11) ausgerüsteten Speicherkraftwerkes, wobei – Wirkungsgradkennlinien für jeden Pumpspeichersatz (8, 9, 10, 11) in Abhängigkeit einer Fallhöhe (12) zwischen einem Oberbecken (1) und einem Unterbecken (2) des Speicherkraftwerkes ermittelt werden, – ein momentaner Wirkleistungssollwert (17) für das Speicherkraftwerk aus einer an das Speicherkraftwerk gestellten Leistungsanforderung (13), bestehend aus der Summe einer zeitlich konstanten Fahrplanleistung, einer Primärregelleistung und einer Sekundärregelleistung ermittelt wird, wobei die Primärregelleistung aus der Multiplikation einer aktuellen Frequenzabweichung (15) mit Regelbändern einer Primärregelung und die Sekundärregelleistung aus der Multiplikation eines aktuellen FÜ-Signals (16) mit Regelbändern einer Sekundärregelung gebildet wird, – mögliche Einsatzkombinationen (18) aus den zur Verfügung stehenden Pumpspeichersätzen (8, 9, 10, 11) ermittelt werden, welche die gestellte Leistungsanforderung (13) erfüllen und für diese möglichen Einsatzkombinationen (18) jeweils die Aufteilung des Wirkleistungssollwertes (17) auf die beteiligten einzelnen Pumpspeichersätze (8, 9, 10, 11) auf Grundlage der Wirkungsgradkennlinien so bestimmt wird, dass die zugehörige Verlustleistungssumme (19) der beteiligten einzelnen Pumpspeichersätze (8, 9, 10, 11) ein Minimum ist, – diejenige Einsatzkombination als Beste aus den Einsatzkombinationen 18 ausgewählt wird, deren ermitteltes Minimum der Verlustleistungssumme (19) der beteiligten einzelnen Pumpspeichersätze (8, 9, 10, 11) am kleinsten ist und die zugehörigen Betriebspunkte (20, 21, 22, 23) an Regler der beteiligten einzelnen Pumpspeichersätze (8, 9, 10, 11) weitergeleitet und angefahren werden, – beim Erreichen einer Grenzleistung (24) durch den Wirkleistungssollwertes (17) infolge der Änderung der Leistungsanforderung (13), bei der die kleinste Verlustleistungssumme (19) der Einsatzkombination mit m beteiligten Pumpspeichersätzen gleich der kleinsten Verlustleistungssumme (19) der Einsatzkombination mit m + 1 oder m – 1 beteiligten Pumpspeichersätzen ist, Pumpspeichersätze zu oder abgeschaltet werden, die unter der veränderten Leistungsanforderung (13) zum Betrieb der besten Einsatzkombination mit der kleinsten Verlustleistungssumme (19) führt, – durch die sich zeitlich verändernde Leistungsanforderung (13) der Wirkleistungssollwert (17) und unter Berücksichtigung der Änderungen der Wirkungsgradkennlinien durch den Einfluss der Fallhöhe (12) die Ermittlung der besten Einsatzkombination mit der kleins ten Verlustleistungssumme (19) der beteiligten Pumpspeichersätzen (8, 9, 10, 11) ständig aktualisiert werden.
Verfahren nach Anspruch 1, gekennzeichnet dadurch, dass das Zuschalten eines Pumpspeichersatzes beim Übergang von m – 1 auf m beteiligte Pumpspeichersätze bereits dann erfolgt, wenn der Wirkleistungssollwert (17) noch den Abstand des positiven Teils des Regelbandes der Primärregelung zur maximal möglichen Leistung P_{max m–1} (25) bei m – 1 beteiligten Pumpspeichersätzen hat.
Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, gekennzeichnet dadurch, dass zur Begrenzung der Anzahl der zusätzlichen Zu- und Abschaltvorgänge von Pumpspeichersätzen (8, 9, 10, 11) infolge der Leistungsregelung das Abschalten eines Pumpspeichersatzes beim Übergang von m auf m – 1 beteiligte Pumpspeichersätze bei einer Abschaltleistung P_ab (27) erfolgt, die noch mit einer Hysterese (28) unter einer Zuschaltleistung P_zu (26) liegt.