Modelling and control of transients in parabolic trough power plants with single-phase heat transfer fluids

Noureldin, Kareem; Pitz-Paal, Robert; Mitsos, Alexander

doi:38697

Modelling and control of transients in parabolic trough power plants with single-phase heat transfer fluids = Modellierung und Regelung transienten Verfahren in Parabolrinnenkraftwerke mit einphasigem Wärmeträgermedium

Noureldin, Kareem^RWTH*

2018 & 2019

Verantwortlichkeitsangabevorgelegt von Kareem Noureldin

ImpressumAachen 2018

Umfang1 Online-Ressource (xxiii, 155 Seiten) : Illustrationen, Diagramme

Dissertation, Rheinisch-Westfälische Technische Hochschule Aachen, 2018

Veröffentlicht auf dem Publikationsserver der RWTH Aachen University 2019

Genehmigende Fakultät
Fak04

Hauptberichter/Gutachter
Pitz-Paal, Robert (Thesis advisor)^RWTH* ; Mitsos, Alexander (Thesis advisor)^RWTH*

Tag der mündlichen Prüfung/Habilitation
2018-12-03

Online
DOI: 10.18154/RWTH-2019-10244
URL: http://publications.rwth-aachen.de/record/771557/files/771557.pdf

Einrichtungen

Lehrstuhl für Solartechnik (DLR) (412910)

Inhaltliche Beschreibung (Schlagwörter)
concentrating solar power (CSP) (frei) ; parabolic trough (frei) ; performance assessment (frei) ; solar field modelling (frei) ; transient simulation (frei)

Thematische Einordnung (Klassifikation)
DDC: 620

Kurzfassung
Eine Betriebs- und -Regelungsoptimierung in Parabolrinnenkraftwerken ist besonders für transiente Vorgänge wie zum Beispiel den Durchzug von Wolken oder Anfahrprozeduren notwendig, um die Wirtschaftlichkeit der Technologie in Vergleich zu anderen erneuerbaren Energietechnologien zu verbessern. Obwohl Simulationswerkzeuge eine wesentliche Rolle bei der Konzeption und Optimierung spielen, können verfügbare numerische Modelle für die Solarfelder das Verhalten solcher Systeme mit hoher zeitlicher und räumlicher Variabilität in der Energiequelle nicht abbilden. Einige sehr detailgetreue Tools können mit praktikablem Zeit- und Rechenaufwand jeweils nur Teile des gesamten Systems simulieren. Das macht solche Werkzeuge als Testplattform für neue Regelkonzepte unter realistischen Betriebsbedienung nicht brauchbar. Auf der anderen Seite sind reale Versuche in Pilot- oder gar kommerziellen Anlagen nicht nur sehr aufwändig, es ist auch faktisch unmöglich, gleiche Bedienungen für zwei verschiedene Konfigurationen herbeizuführen, welche für einen systematischen Vergleich erforderlich sind. Davon ausgehend wird in der vorliegenden Doktorarbeit ein neues Solarfeldmodell, Virtual Solar Field (VSF), entwickelt. Das Modell koppelt ein statisches hydraulisches Modell mit einem detaillierten dynamischen thermischen Modell. Auf diese Weise lassen sich unterschiedliche Zeitskalen für diese beiden Teilprozesse abbilden, wodurch sowohl präzise als auch rechenzeiteffiziente Simulationen realisiert werden können. Beispielsweise kann das Programm den zehnstündigen Betrieb eines Andasol-III Solarfeldes in weniger als 10 Minuten durchrechnen. VSF wurde mit Betriebsdaten des Solarkraftwerks Andasol-III und mit anderen Simulationsmodellen validiert. In der Arbeit wurden dann neue Regelungskonzepte, die auf Solareinstrahlungskarten sowie Strangregelventilen basieren, implementiert und getestet. Ein auf die Anwendung zugeschnittenes Reglerbewertungsschema wurde entwickelt, um das Verhalten verschiedener Regler vergleichen zu können. Die Verfügbarkeit eines solchen Simulationswerkzeugs ebnet den Weg zur Entwicklung neuartigen Regelstrategien die beispielsweise auf modellprädiktiver Regelung zur Optimierung des Feldbetriebs und Ertrag aufbauen.

Optimizing solar field operation and control during transient processes, like passing clouds and solar field start-up, is key to improve the competitiveness of line-focus solar thermal power plants in comparison to other renewable energy technologies. Although Simulation tools play a significant role in the design and optimization procedures, common solar field computational models cannot predict the behaviour of such a system exposed to high degrees of, both, temporal and spatial variability in the energy input. Some very detailed tools can only simulate parts of the system within acceptable time and computational power, and hence, they are not utilized as platforms to test new concepts under realistic operation conditions. On the other hand, tests in pilot or full-sized solar fields not only are too costly to prove a concept, but it is also nearly impossible to reproduce a transient test case with exactly the same disturbances to provide fair comparisons. Thus, a novel transient solar field model, the Virtual Solar Field (VSF), is developed within the scope of this thesis. The model couples a static hydraulic flow model with a detailed dynamic loop model making use of the different time scales in the system. This results in an accurate and computationally efficient simulation tool for commercial power plants scale, such that, for example, 10 hours of Andasol-III solar field operation can be simulated in under 10 minutes. VSF has been validated against solar field operation data from Andasol-III as presented in the thesis. Also new control schemes that use direct normal irradiance (DNI) maps from nowcasting systems, as well as single loop valve control have been implemented and tested in VSF. A controller performance assessment scheme based on energy output and conversion efficiency has been developed to estimate the expected revenues of the solar field within the simulated time. This provides information to quantify the benefits of using one control strategy over another. The availability of the simulation tool also paves the way for developing model-predictive control strategies to optimize the field operation and production.

OpenAccess:
PDF
(zusätzliche Dateien)