Für die Energiesystemforschung sind Software-Modelle ein Kernelement zur Analyse von Szenarien. Das Forschungsprojekt UNSEEN hatte das Ziel eine bisher unerreichte Anzahl an modellbasierten Energieszenarien zu berechnen, um Unsicherheiten – vor allem unter Nutzung linear optimierender Energiesystem-Modelle - besser bewerten zu können. Hierfür wurden umfangreiche Parametervariationen auf Energieszenarien angewendet und das wesentliche methodische Hindernis in diesem Zusammenhang adressiert: die rechnerische Beherrschbarkeit der zu lösenden mathematischen Optimierungsprobleme. Im Vorläuferprojekt BEAM-ME wurde mit der Entwicklung und Anwendung des Open-Source-Lösers PIPS-IPM++ die Grundlage für den Einsatz von High-Performance-Computing (HPC) zur Lösung dieser Modelle gelegt. In UNSEEN war dieser Löser die zentrale Komponente eines Workflows, welcher zur Generierung, Lösung und multi-kriteriellen Bewertung von Energieszenarien auf dem Hochleistungscomputer JUWELS am Forschungszentrum Jülich implementiert wurde. Zur effizienten Generierung und Kommunikation von Modellinstanzen für Methoden der mathematischen Optimierung auf HPC wurde eine weitere Workflow-Komponente von der GAMS Software GmbH entwickelt: der Szenariogenerator. Bei der Weiterentwicklung von Lösungsalgorithmen für linear optimierende Energie-Systemmodelle standen gemischt-ganzzahlige Optimierungsprobleme im Fokus, welche für die Modellierung konkreter Infrastrukturen und Maßnahmen zur Umsetzung der Energiewende gelöst werden müssen. Die in diesem Zusammenhang stehenden Arbeiten zur Entwicklung von Algorithmen wurden von der Technischen Universität Berlin verantwortet. Bei Design und Implementierung dieser Methoden wurde sie vom Zuse Instituts Berlin unterstützt.
Synergistic approach of multi-energy models for a European optimal energy system management tool
(2021)
In the transition towards a pure hydrogen infrastructure, repurposing the existing natural gas infrastructure is considered. In this study, the maximal technically feasible injection of hydrogen into the existing German natural gas transmission network is analysed with respect to regulatory limits regarding the gas quality. We propose a transient tracking model based on the general pooling problem including linepack. The analysis is conducted using real-world hourly gas flow data on a network of about 10,000 km length.
Die europaische Gasinfrastruktur wird disruptiv in ein zukunftiges dekarbonisiertes Energiesystem verändert; ein Prozess, der angesichts der jüngsten politischen Situation beschleunigt werden muss. Mit einem wachsenden Wasserstoffmarkt wird der pipelinebasierte Transport unter Nutzung der bestehenden Erdgasinfrastruktur wirtschaftlich sinnvoll, trägt zur Erhöhung der öffentlichen Akzeptanz bei und beschleunigt den Umstellungsprozess. In diesem Beitrag wird die maximal technisch machbare Einspeisung von Wasserstoff in das bestehende deutsche Erdgastransportnetz hinsichtlich regulatorischer Grenzwerte der Gasqualität analysiert. Die Analyse erfolgt auf Basis eines transienten Tracking-Modells, das auf dem allgemeinen Pooling-Problem einschließlich Linepack aufbaut. Es zeigt sich, dass das Gasnetz auch bei strengen Grenzwerten gen ̈ugend Kapazität bietet, um für einen großen Teil der bis 2030 geplanten Erzeugungskapazität für grünen Wasserstoff als garantierter Abnehmer zu dienen.
Die europäische Gasinfrastruktur wird disruptiv in ein zukünftiges dekarbonisiertes Energiesystem verändert; ein Prozess, der angesichts der jüngsten politischen Situation beschleunigt werden muss. Mit einem wachsenden Wasserstoffmarkt wird der pipelinebasierte Transport unter Nutzung der bestehenden Erdgasinfrastruktur wirtschaftlich sinnvoll, trägt zur Erhöhung der öffentlichen Akzeptanz bei und beschleunigt den Umstellungsprozess. In diesem Fachbeitrag wird die maximal technisch machbare Einspeisung von Wasserstoff in das bestehende deutsche Erdgastransportnetz hinsichtlich regulatorischer Grenzwerte der Gasqualität analysiert. Die Analyse erfolgt auf Basis eines transienten Tracking-Modells, das auf dem allgemeinen Pooling-Problem
einschließlich Linepack aufbaut. Es zeigt sich, dass das Gasnetz auch bei strengen Grenzwerten genügend Kapazität bietet, um für einen großen Teil der bis 2030 geplanten Erzeugungskapazität für grünen Wasserstoff als garantierter Abnehmer zu dienen.
About 23% of the German energy demand is supplied by natural gas. Additionally, for about the same amount Germany serves as a transit country. Thereby, the German network represents a central hub in the European natural gas transport network. The transport infrastructure is operated by transmissions system operators (TSOs). The number one priority of the TSOs is to ensure the security of supply. However, the TSOs have only very limited knowledge about the intentions and planned actions of the shippers (traders). Open Grid Europe (OGE), one of Germany’s largest TSO, operates a high-pressure transport network of about 12,000 km length. With the introduction of peak-load gas power stations, it is of great importance to predict in- and out-flow of the network to ensure the necessary flexibility and security of supply for the German Energy Transition (“Energiewende”). In this paper, we introduce a novel hybrid forecast method applied to gas flows at the boundary nodes of a transport network. This method employs an optimized feature selection and minimization. We use a combination of a FAR, LSTM and mathematical programming to achieve robust high-quality forecasts on real-world data for different types of network nodes.
Deep learning for spatio-temporal supply anddemand forecasting in natural gas transmission networks
(2021)
Germany is the largest market for natural gas in the European Union, with an annual consumption of approx. 95 billion cubic meters. Germany's high-pressure gas pipeline network is roughly 40,000 km long, which enables highly fluctuating quantities of gas to be transported safely over long distances. Considering that similar amounts of gas are also transshipped through Germany to other EU states, it is clear that Germany's gas transport system is essential to the European energy supply. Since the average velocity of gas in a pipeline is only 25km/h, an adequate high-precision, high-frequency forecasting of supply and demand is crucial for efficient control and operation of such a transmission network. We propose a deep learning model based on spatio-temporal convolutional neural networks (DLST) to tackle the problem of gas flow forecasting in a complex high-pressure transmission network. Experiments show that our model effectively captures comprehensive spatio-temporal correlations through modeling gas networks and consistently outperforms state-of-the-art benchmarks on real-world data sets by at least 21%.
The results demonstrate that the proposed model can deal with complex nonlinear gas network flow forecasting with high accuracy and effectiveness.
As a result of the legislation for gas markets introduced by the European Union in 2005, separate independent companies have to conduct the transport and trading of natural gas. The current gas market of Germany, which has a market value of more than 54 billion USD, consists of Transmission System Operators (TSO), network users, and traders. Traders can nominate a certain amount of gas anytime and anywhere in the network. Such unrestricted access for the traders, on the other hand, increase the uncertainty in the gas supply management. Some customers’ behaviors may cause abrupt structural changes in gas flow time series. In particular, it is a challenging task for the TSO operators to predict gas nominations 6 to 10 h-ahead. In our study, we aim to investigate the regime changes in time series of nominations to predict the 6 to 10 h-ahead of gas nominations.