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Für Fernwärmeversorger spielt die Lastprognose bei der Anlageneinsatzplanung eine zentrale Rolle. Benötigte Fernwärme oder auch -kälte lassen sich umso kostengünstiger, effizienter und emissionsärmer bereitstellen, je exakter die zu erwartende Last abgeschätzt werden kann. Ein neuartiges, an der Hochschule Kempten entwickeltes Verfahren namens »Deep DHC« kann die Genauigkeit dieser Lastprognosen deutlich erhöhen
Im Projekt KWK-Flex untersuchte die Hochschule Kempten innovative Methoden und Anlagenbetriebsstrategien zur flexiblen, stromgeführten Fahrweise von Kraft-Wärme-Kopplungs-(KWK)-Anlagen in Fernwärmeverbundnetzen im Kontext steigender Anteile erneuerbarer Energien. Solche KWK-Anlagenverbunde im Leistungsbereich ab einigen MW werden in Deutschland aufgrund ihrer hohen Brennstoffnutzungsgrade und der daraus folgenden Ressourcen- und Klimafreundlichkeit von mehreren hundert Stadtwerken bzw. Fernwärmeversorgern betrieben.
Bei der Methodenentwicklung und den daraus resultierenden optimierten Anlagenbe-triebsstrategien standen neben den Zielgrößen Dynamik und Flexibilität der Strombe-reitstellung insbesondere die Ressourceneffizienz, d.h. hohe Wirkungsgrade, geringe Emissionen und hohe Wirtschaftlichkeit, sowie eine hohe Versorgungssicherheit im Fokus. Als Schwerpunkte des Forschungsvorhabens wurde Untersuchungen zur in-stationären Prozesssimulation von KWK-Kraftwerken mit dem Ziel der Erhöhung der stromseitigen Anlagendynamik mit dem Einsatz numerischer Methoden zur optimierten Anlageneinsatzplanung der Kraftwerke in KWK-Verbunden kombiniert.
Das Projekt wurde am Institut für Energie- und Antriebstechnik (IEAT) der Hochschule Kempten mit Unterstützung der beiden assoziierten gewerblichen Partner Fernwärme Ulm GmbH (FUG) und ZAK Energie GmbH (ZAK) sowie dem Fernwärmeversorgerdachverband AGFW | Der Energieeffizienzverband für Wärme, Kälte u. KWK e.V. durchgeführt.
Die verstärkte Einbindung fluktuierender erneuerbarer Energien erfordert hochflexible thermische Kraftwerke zur Netzstabilisierung und bedarfsgerechten Abdeckung der verbleibenden Netzlasten. Für einen effizienten Anlageneinsatz spielt dabei die möglichst genaue Kenntnis der zu erwartenden Fernwärmelast eine zentrale Rolle. Für die Fernwärmelastprognose können innovative Verfahren unter Verwendung moderner maschineller Lernverfahren zum Einsatz kommen, die im Folgenden vorgestellt werden.
Decarbonisation of district heating networks requires a heat generation and storage portfolio that allows for maximised integration of renewable energies. However, it is also essential to have a precise forecast of the thermal loads to be expected in the network and – based on this forecast – an optimised dispatch strategy in order to best match the available generation and storage portfolio with the actual heat demands in the grid. This paper presents a holistic approach that combines modelling and optimisation activities related to these three aspects: first, detailed process modelling and optimisation of power plants and thermal storages; second, a numerical model for dispatch optimisation; and third, machine-learning-based load forecasting. This work, which was performed as part of the publicly funded research projects “KWKflex” and “deepDHC”, was based on operating data from the district heating network of the city of Ulm in Germany. The paper presents the modelling, validation and simulation results of a stationary and instationary process simulation for a 58 MW thermal biomass-fired combined heat and power plant. The analysis identifies a potential to integrate additional renewable power of up to 17 MW thermal power by “power-to-heat” technologies into different parts of the process. The economic benefit is quantified with a mixed-integer linear programming dispatch optimisation model of the district heating network. In order to allow for real-time optimisation of the power plant and thermal energy storage dispatch, a machine-learning-based thermal load forecasting method was developed. The performance of different machine learning algorithms, including decision trees and deep learning techniques, is compared based on a 72-hour forecast horizon. In addition, the economic impact of uncertainties in thermal load prediction is analysed with the numerical dispatch optimisation tool.
Das Wissen um den zukünftigen Wärmebedarf gewinnt, bei komplexer werdenden Fernwärmesystemen mit volatilen und heterogenen Erzeugungsanlagen, immer weiter an Bedeutung. Denn zur Vermeidung von ineffizienten und unwirtschaftlichen Betriebszuständen muss für eine passende Einsatzoptimierung eine möglichst präzise und zuverlässige Wärmelastprognose vorliegen. Maschinelle Lernverfahren, steigende Datengrundlagen und Verfügbarkeit von ausreichender Rechenleistung bergen hierbei erhebliches Verbesserungspotential. Das von der Hochschule für angewandte Wissenschaften Kempten durchgeführte Forschungsvorhaben „DeepDHC - Untersuchung und Weiterentwicklung modernster maschineller Lernverfahren für die hochgenaue Lastprognose in Fernwärmenetzen“ (FKZ: 03EN3017) befasste sich mit der Performance unterschiedlicher maschineller Lernverfahren zur Wärmelastprognose in Fernwärmenetzen. Unter Berücksichtigung unterschiedlicher Fernwärmenetztopologien, der Einbindung von Smart Meter Daten und der automatisierten Berücksichtigung von Veränderungen im Fernwärmenetz wurden hierbei besonders relevante Fragestellungen aufgegriffen und bearbeitet.
Die Integration fluktuierender erneuerbarer Energien erfordert hoch flexible Kraftwerke, Energiespeicher und Power-to-X-Anlagen zur Netzstabilisierung und bedarfsgerechten Abdeckung der verbleibenden Netzlasten.
Im Projekt KWK-Flex untersucht die Hochschule Kempten mit den Partnern Fernwärme Ulm GmbH (FUG) aus Baden-Württemberg und der ZAK Energie GmbH (ZAK) aus Bayern die Entwicklung innovativer Methoden und Anlagenbetriebsstrategien zur flexiblen, stromgeführten Fahrweise von Kraft-Wärme-Kopplungs-(KWK)-Anlagen mit hohen Anteilen erneuerbarer Energien.
Die Analysen wurden unterstützt von der AGFW | Der Energieeffizienzverband für Wärme, Kälte und KWK e.V.
Efficient operation of district heating networks requires a precise forecasting of the thermal loads and an optimised dispatch strategy for the available generation and storage portfolio. This paper presents a holistic modelling and optimisation approach: first, detailed process modelling and optimisation of power plants and thermal storages; second, a numerical model for dispatch optimisation; and third, machine-learning-based load forecasting. The work is based on operating data from the district heating network of the city of Ulm in Germany. The paper presents the modelling, validation and simulation results of stationary and instationary process simulation for a biomass-fired combined heat and power plant. The analysis identifies a potential to integrate additional renewable power by “power-to-heat” technologies into different parts of the process. The economic benefit is quantified by mixed-integer linear programming optimisation applied to the district heating network. In order to allow for real-time dispatch optimisation, a machine-learning-based thermal load forecasting method was developed and evaluated, based on a 72-h forecast horizon. In addition, the economic impact of prediction uncertainties is analysed with the numerical dispatch optimisation tool.
Precise forecasting of thermal loads is a critical factor for economic and efficient operation of district heating and cooling networks. If thermal loads are known with high accuracy in advance, use of renewable energies can be maximized, and – in combination with thermal storage units – fossil generation, in particular in peaking units, can be avoided. Machine learning has proven to be a powerful tool for time series forecasting, and has demonstrated significant advancements in recent years. This paper presents the scientific methodology and first results of the publicly funded research project “deepDHC”, which aims at a broad benchmarking of traditional and advanced machine learning methods for thermal load forecasting in district heating and cooling applications. The analysis covers autoregressive forecasting approaches, decision trees such as “adaptive boosting”, but also latest “deep learning” techniques such as the “long short-term memory” (LSTM) neural network. This work is based on data from the district heating network of the city of Ulm in Germany. First, different performance metrics for evaluating forecasting qualities are introduced. Second, approaches for data screening and results of a linear and non-linear correlation analysis are presented. Third, the machine learning tuning process is described. For thermal load forecasting, weather data are key input parameters. This work uses hourly weather forecasts from weather models provided by the German meteorological service. These weather data are updated automatically, and have been statistically corrected in order to represent very accurate point forecasts for up to ten days ahead. In addition, a user-friendly web interface has been developed for use by the district heating network operator. The performance of different machine-learning algorithms is compared based on 72 h heating load forecasts.
Load Forecasting in District Heating Systems Using Stacked Ensembles of Machine Learning Algorithms
(2021)
For district heating, heat demand forecasting is playing a key role for an optimised power plant dispatch. Machine Learning can help to significantly improve forecasts of thermal loads. The prediction quality of neural networks is higher than that of decision trees in most cases. However, compared to decision trees neural networks have weaknesses when extrapolating outside known ranges. This work presents a novel method called “Deep DHC” (Deep Learning for District Heating and Cooling), which combines these two approaches in order to benefit from strengths of both methods. On the one hand, the novel approach uses conventional decision tree based regression algorithms such as the AdaBoost and Random Forest, as well as artificial neural networks. In addition to common feed forward neural networks (FNN), a deep learning network structure, which consists of long short-term memory (LSTM) cells, is used for the first time. The LSTM method has already proven to be very powerful in modern speech recognition. In order to achieve best possible heat demand forecasts, the aforementioned methods for load forecasting are combined and weighted by an additional machine learning method. Results show that it is possible to achieve a further improvement in forecasting quality for district heating loads by purposefully combining individual forecasting methods. Hence, mean and absolute deviations are significantly reduced in comparison to the individual methods.
Hintergrund: Fluktuierende erneuerbare Energien erfordern flexible Kraftwerke zum Lastausgleich
Projektziele: Erhöhung der Flexibilität kommunaler Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK) durch:
- Optimierte Anlagendynamik
- Wärmespeicherung
- Nutzung von Power-to-Heat
- Einbindung von Strommärkten
Vorgehensweise:
- Instationäre Prozesssimulation der Anlagen
- Nicht-lineare Optimierung der Anlageneinsatzplanung
- Demonstration durch Einbindung in die Leitstandstechnik
- Erstellung eines Betreiberleitfadens