Machine concept optimization for pumped-storage plants through combined dispatch simulation for wholesale and reserve markets

Optimisation de la conception des équipements d’une station de transfert d’énergie par pompage grâce à la simulation du dispatching pour le marché de gros, de réserve et d’ajustement

¹ E.ON Wasserkraft GmbH, Luitpoldstrasse 27, 84034 Landshut, Germany
e-mail : Klaus.Engels@eon.com, Michaela.Harasta@eon.com, Werner.Braitsch@eon.com
² Institute of Power Systems and Power Economics at RWTH Aachen University, Schinkelstrasse 6, 52062 Aachen, Germany
e-mail : am@iaew.rwth-aachen.de, as@iaew.rwth-aachen.de

Abstract

In Germany’s energy markets of today, pumped-storage power plants offer excellent business opportunities due to their outstanding flexibility. However, the energy-economic simulation of pumped-storage plants, which is necessary to base the investment decision on a sound business case, is a highly complex matter since the plant’s capacity must be optimized in a given plant portfolio and between two relevant markets : the scheduled wholesale and the reserve market. This mathematical optimization problem becomes even more complex when the question is raised as to which type of machine should be used for a pumped-storage new build option.

For the first time, it has been proven possible to simulate the optimum dispatch of different pumped-storage machine concepts within two relevant markets – the scheduled wholesale and the reserve market – thereby greatly supporting the investment decision process. The methodology and findings of a cooperation study between E.ON and RWTH Aachen University in respect of the German pumped-storage extension project “Waldeck 2+” are described, showing the latest development in dispatch simulation for generation portfolios.

Résumé

La grande flexibilité de fonctionnement des Stations de Transfert d’Energie par pompage offre des opportunités de développement exceptionnelles sur le marché allemand de l’énergie. Avant de prendre une décision d‘investissement, il est indispensable de réaliser une étude de rentabilité approfondie qui s’appuiera sur une simulation énergéticoéconomique complexe. La capacité de production de la centrale doit être optimisée au sein un portefeuille de centrales et en mesurant les contributions des marchés de gros, de réserve et d’ajustement. La résolution mathématique du problème est encore plus complexe lorsque l’étude doit permettre d’optimiser la sélection des machines qui équiperont une nouvelle construction.

Pour la première fois, il a été démontré qu’il est possible de simuler un dispatching optimal de l’énergie produite par différents types de turbine pompe sur les deux marchés précités, offrant ainsi des éléments de décision pour l’investissement. La méthodologie et les résultats d’une étude conjointe menée par E.ON et par l’université d’Aix La Chapelle (RWTH) dans le cadre de l’extension du projet de ‘Waldeck 2+’ en Allemagne sont décrits par la suite, illustrant le dernier développement de simulation de dispatching dans des portefeuilles de production d’énergie.