Kurzbeschreibung
(Deutsch)
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Das SmallFlex Goms-Projekt zielt zunächst darauf ab, die im SmallFLEX-Projekt ermittelte Flexibilität des KWGO-Kraftwerks zu bestätigen, indem der Betrieb dieser neuen flexiblen Modi diesmal langfristig überwacht wird (WP1). Unter Anwendung der für KWGO entwickelten Methodik wird eine umfassende Bestandsaufnahme der Kleinwasserkraftwerke in der Goms-Region durchgeführt, um Auswahlkriterien zu definieren (WP2). Für die aussichtsreichsten Standorte wird eine hydraulische Analyse der technischen Grenzen dieser Kraftwerke durchgeführt (WP3), sowie eine kurzfristige Vorhersage der Zuflussmengen und des Solarpotenzials (WP4). Parallel dazu wird das Risiko der Luftverschleppung bewertet (WP5), bevor Feldtests durchgeführt werden, um die Ergebnisse zu bestätigen (WP6). Der Nutzen der Integration von flexiblen Laufwasserkraftwerken oder Pumpspeicherkraftwerken in ein VPP in Verbindung mit anderen Stromquellen Stromerzeugung und -speicherung in der Nähe des Kraftwerks wird bewertet (WP7). Schließlich wird ein Geschäftsmodell die wirtschaftlichen Gewinne durch die Einführung dieser neuen Betriebsarten bewerten (WP8).
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Kurzbeschreibung
(Englisch)
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The SmallFlex Goms project aims first to confirm the flexibility of the KWGO plant identified in the SmallFLEX project with a monitored long-term operation of these new flexible modes (WP1). Applying the methodology developed for KWGO, an exhaustive inventory of small hydro power plants in the Goms region will be carried out to define selection criteria (WP2). For the most promising sites, a hydraulic analysis of the technical limits of these plants will be carried out (WP3), as well as a shortterm prediction of the inflow and solar potential (WP4). In parallel, the risk of air entrainment will be evaluated (WP5) before carrying out on-site test campaigns to confirm these results (WP6). The interest of integrating flexible run-of-river or pumped storage plants in a Virtual Power Plant (VPP) associated with other sources of electricity generation and storage in the vicinity of the plant will be evaluated (WP7). Finally, a business model will be developed to evaluate the economic gains from the implementation of these new operating modes (WP8).
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Kurzbeschreibung
(Französisch)
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Le projet SmallFlex Goms vise d’abord à confirmer la flexibilité de la centrale KWGO identifiée dans le projet SmallFLEX avec un suivi de l’exploitation de ces nouveaux modes flexibles cette fois sur le long terme (WP1). En appliquant la méthodologie mise en place pour KWGO, un inventaire exhaustif des petites centrales hydroélectriques de la région de Goms sera effectué afin de définir des critères de sélection (WP2). Pour les sites les plus prometteurs, une analyse hydraulique des limites techniques de ces centrales sera réalisée (WP3), ainsi qu’une prédiction à court-terme des débits d’apports et du potentiel solaire (WP4). En parallèle, le risque d’entraînement d’air sera évalué (WP5) avant de réaliser des campagnes d’essais sur site pour confirmer ces résultats (WP6). L’intérêt d’intégrer des centrales au fil de l’eau flexibles ou à accumulation avec pompage dans un VPP associé à d’autres sources deproduction et de stockage électrique à proximité de la centrale sera évalué (WP7). Enfin un business model permettra d’évaluer les gains économiques par la mise en place de ces nouveaux modes d’exploitation (WP8).
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Schlussbericht
(Deutsch)
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Hintergrund, Motivation und Ziele
Das Projekt SmallFLEX Goms knüpft an das ursprüngliche SmallFLEX-Projekt an, in dessen Rahmen neue Ansätze zur Steigerung der Flexibilität von Laufwasserkraftwerken identifiziert wurden. Vor dem Hintergrund der zunehmenden Integration variabler erneuerbarer Energien ist die Verbesserung der betrieblichen Flexibilität von Wasserkraftwerken in den Alpen von entscheidender Bedeutung, um die Netzstabilität zu gewährleisten und die Energieerzeugung zu optimieren. Das Hauptziel des Projekts besteht darin, diese flexiblen Betriebsmodi unter realen Bedingungen für das Kraftwerk Gletsch–Oberwald (KWGO) zu validieren und umzusetzen. Im weiteren Sinne zielt das Projekt darauf ab, die „verborgenen“ Flexibilitäten kleiner und mittlerer Wasserkraftwerke mit begrenzten Speicherkapazitäten zu identifizieren und zu nutzen sowie deren potenzielle Rolle in virtuellen Kraftwerken (Virtual Power Plants, VPP) zu bewerten.
Projektinhalt und Methodik
Das Projekt begann mit einer umfassenden Bestandsaufnahme, gefolgt von einer Potenzialanalyse der kleinen und mittleren Wasserkraftwerke im Goms. Anhand einer multikriteriellen Bewertung (unter Einbeziehung von Speicherkapazität, Spitzenleistung und Risikofaktoren) wurden die Kraftwerke klassifiziert, die zwar über eine begrenzte Speicherkapazität, aber ein hohes Flexibilitätspotenzial verfügen. Die Kraftwerke in Merezenbach und Mörel wurden für eingehende Untersuchungen im Hinblick auf Feldversuche ausgewählt, während das Kraftwerk in Altstafel für die Untersuchung der VPPs ausgewählt wurde. Für diese Kraftwerke wurden mithilfe der Software SIMSEN detaillierte Analysen der hydraulischen Transienten durchgeführt, um die technischen Grenzen der Flexibilität zu bewerten, das zusätzliche Speicherpotenzial (in Volumen und Energie) zu quantifizieren und Optionen wie die Integration von Pumpspeicherkraftwerken zu untersuchen. Parallel dazu wurde ein hydrometeorologisches Prognoserahmenwerk entwickelt, um den kurzfristigen Betrieb und die langfristige Planung zu unterstützen. Dieses umfasste Prognosen zu den Wasserzuflüssen, zur Photovoltaik- und Windenergieerzeugung sowie Simulationen von hybriden Energiesystemen, die diese Ressourcen mit Speicherkapazitäten kombinieren. Ein Schwerpunkt des Projekts lag auf der Bewertung der Risiken der Luftansaugung bei der Nutzung von Wasserwegen als Zwischenlager. Diese Frage wurde anhand einer Literaturrecherche, physikalischer Modellierungen der Befüllung des Kraftwerks Mörel und numerischer Simulationen untersucht, was zur Entwicklung einer strukturierten ingenieurtechnischen Bewertungsmethodik führte. Zur Validierung dieser Analysen wurden vor Ort in Merezenbach und Mörel Versuchsreihen durchgeführt, begleitet von einer detaillierten Überwachung und Risikobewertungsverfahren. Ergänzend wurde die Integration flexibler Wasserkraft in ein virtuelles Kraftwerkskonzept, das Wasserkraft, Solarenergie, Windkraft und Speicherung kombiniert, mithilfe von Optimierungsansätzen analysiert. Schließlich wurde ein Geschäftsmodell entwickelt, um die wirtschaftliche Tragfähigkeit dieser Flexibilitätsmaßnahmen zu bewerten.
Wichtigste Ergebnisse und Schlussfolgerungen
Das Projekt zeigt, dass in kleinen und mittleren Laufwasserkraftwerken durch geeignete Betriebsstrategien ohne größere infrastrukturelle Änderungen ein erhebliches Flexibilitätspotenzial mobilisiert werden kann. Kraftwerke mit geringen Speicherkapazitäten weisen das größte Potenzial auf, obwohl aufgrund hydraulischer Transienten und sicherheitstechnischer Einschränkungen technische Grenzen bestehen. Das Ansaugen von Luft wurde als wesentlicher begrenzender Faktor identifiziert, weshalb von einer umfangreichen Entleerung der Stollen oder Druckleitungen generell abgeraten wird. Hydrometeorologische Vorhersagen verbessern die Betriebsoptimierung, insbesondere für Wasserkraft und Photovoltaik, und unterstreichen gleichzeitig die Bedeutung von Speicherkapazitäten. Feldversuche am Kraftwerk Mörel haben die Machbarkeit einer kontrollierten Entwässerung bestätigt und eine zusätzliche Flexibilität von etwa ±3 MW nachgewiesen. Die Integration in ein virtuelles Kraftwerk verbessert die Rentabilität und senkt die Kosten für Abweichungen, wobei Pumpspeicher und Batterien zusätzliche Unterstützung bieten, auch wenn die Ergebnisse weiterhin von den Marktbedingungen abhängig sind. In wirtschaftlicher Hinsicht wird die Flexibilität weiterhin durch technische und ökologische Faktoren eingeschränkt. Dennoch kann die Nutzung bestehender „versteckter“ Flexibilitäten messbare Vorteile bringen, mit etwa +1 % zusätzlichen Wintererlösen für KW Mörel sowie einer Steigerung der Erlöse und der Produktion um +3 % bzw. +2 % für KWGO.
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Schlussbericht
(Englisch)
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Background, Motivation and Objectives
The SmallFLEX Goms project builds on the initial SmallFLEX project, which identified new approachesto increase the flexibility of run-of-river hydropower plants. In the context of increasing integration of variable renewable energy sources, enhancing the operational flexibility of alpine hydropower is essential to support grid stability and optimise energy production. The main objective of the project is to confirm and implement these flexible operating modes under real operating conditions for the Gletsch–Oberwald power plant (KWGO). More broadly, the project aims to identify and exploit “hidden” flexibility in small and medium-sized hydropower plants with limited storage capacity, and to assess their potential role within Virtual Power Plants (VPPs).
Project Content and Methodology
The project started with a comprehensive inventory followed by a potential assessment of small and medium-sized hydropower plants in the Goms valley. Using a multi-criteria evaluation (including storage capacity, peak power, and risk factors), plants with limited storage capacity but high flexibility potential were ranked. The Merezenbach and Mörel power plants were selected for in-depth investigations with a view to on-site testing, while the Altstafel power plant was chosen for VPP studies. For these plants, detailed transient hydraulic analyses were carried out using SIMSEN software to assess technical flexibility limits, quantify additional storage potential (in volume and energy), and evaluate options such as pumping integration. In parallel, a hydro-meteorological forecasting framework was developed to support short-term operation and long-term planning. This included forecasts of hydrological inflows, photovoltaic production, and wind generation, as well as simulations of hybrid energy systems combining these resources with storage. A key focus of the project was the assessment of air entrainment risks when using hydraulic waterways as temporary storage. This issue was investigated through a literature review, physical modelling of the pressurisation process of the Mörel power plant, and numerical simulations, leading to the development of a structured engineering assessment methodology. To validate these analyses, on-site experimental campaigns were conducted at Merezenbach and Mörel, supported by detailed monitoring and risk assessment procedures. In addition, the integration of flexible hydropower into a Virtual Power Plant framework combining hydropower, solar, wind, and storage was analysed using optimisation-based approaches. Finally, a business model was developed to evaluate the economic viability of these flexibility measures.
Main Results and Conclusions
The project demonstrates that significant flexibility can be mobilised in small and medium-sized run-ofriver hydropower plants through adapted operating strategies, without major infrastructure modifications. Plants with limited storage capacity show the greatest potential, although technical limits arise from hydraulic transients and safety constraints. Air entrainment was identified as a major limiting factor, making significant dewatering of headrace tunnels or hydraulic waterways generally inadvisable. Hydro-meteorological forecasts improve operational optimisation, particularly for hydropower and photovoltaic generation, while highlighting the importance of storage capacity. On-site tests at KW Mörel confirmed the feasibility of controlled dewatering and validated an additional flexibility of approximately ±3 MW. Integration into a Virtual Power Plant improves profitability and reduces imbalance costs, with additional support provided by pumping and battery storage, although results remain sensitive to market conditions. From an economic perspective, flexibility remains constrained by technical and environmental factors. Nevertheless, exploiting existing “hidden” flexibility can generate measurable benefits, with approximately +1% additional winter revenue for KW Mörel, as well as increases in revenue and production of +3% and +2%, respectively, for KWGO.
Zugehörige Dokumente
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Schlussbericht
(Französisch)
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Contexte, motivation et objectifs
Le projet SmallFLEX Goms s’inscrit dans la continuité du projet initial SmallFLEX, qui a permis d’identifier de nouvelles approches pour accroître la flexibilité des centrales hydroélectriques au fil de l’eau. Dans un contexte d’intégration croissante des énergies renouvelables variables, l’amélioration de la flexibilité opérationnelle des centrales hydroélectriques alpines est essentielle pour soutenir la stabilité du réseau et optimiser la production d’énergie. L’objectif principal du projet est de confirmer et de mettre en oeuvre ces modes d’exploitation flexibles en conditions réelles pour la centrale de Gletsch–Oberwald (KWGO). Plus largement, le projet vise à identifier et exploiter les flexibilités « cachées » des petites et moyennes centrales hydroélectriques disposant de capacités de stockage limitées, ainsi qu’à évaluer leur rôle potentiel au sein de centrales virtuelles (Virtual Power Plants, VPP).
Contenu du projet et méthodologie
Le projet a débuté par un inventaire complet suivi d’une analyse de potentiel des petites et moyennes centrales hydroélectriques de la vallée de Conches (Goms). À l’aide d’une évaluation multicritère (incluant la capacité de stockage, la puissance de pointe et les facteurs de risque), les centrales présentant une capacité de stockage limitée mais un fort potentiel de flexibilité ont été classées. Les centrales de Merezenbach et de Mörel ont été retenues pour des investigations approfondies en vue d’essai sur site, tandis que la centrale d’Altstafel a été choisie pour l’étude des VPP. Pour ces centrales, des analyses détaillées de transitoires hydrauliques ont été menées à l’aide du logiciel SIMSEN afin d’évaluer les limites techniques de flexibilité, de quantifier le potentiel de stockage supplémentaire (en volume et en énergie) et d’étudier des options telles que l’intégration du pompage. En parallèle, un cadre de prévision hydrométéorologique a été développé pour soutenir l’exploitation à court terme et la planification à long terme. Celui-ci comprenait des prévisions des apports hydrologiques, de la production photovoltaïque et de la production éolienne, ainsi que des simulations de systèmes énergétiques hybrides combinant ces ressources avec du stockage. Un axe majeur du projet a porté sur l’évaluation des risques d’entraînement d’air lors de l’utilisation des voies d’eau hydrauliques comme stockage temporaire. Cette question a été étudiée au moyen d’une revue de la littérature, de modélisations physiques de la mise en charge de la centrale de Mörel et de simulations numériques, conduisant au développement d’une méthodologie structurée d’évaluation d’ingénierie. Afin de valider ces analyses, des campagnes expérimentales sur site ont été réalisées à Merezenbach et Mörel, avec un monitoring détaillé et des procédures d’évaluation des risques. En complément, l’intégration de l’hydroélectricité flexible dans un cadre de centrale virtuelle combinant hydroélectricité, solaire, éolien et stockage a été analysée à l’aide d’approches d’optimisation. Enfin, un business model a été développé afin d’évaluer la viabilité économique de ces mesures de flexibilité.
Principaux résultats et conclusions
Le projet démontre qu’une flexibilité significative peut être mobilisée dans les petites et moyennes centrales hydroélectriques au fil de l’eau grâce à des stratégies d’exploitation adaptées, sans modifications majeures des infrastructures. Les centrales disposant de faibles capacités de stockage présentent le plus grand potentiel, bien que des limites techniques apparaissent en raison des transitoires hydrauliques et des contraintes de sécurité. L’entraînement d’air a été identifié comme un facteur limitant majeur, rendant généralement déconseillé un dénoyage important des galeries ou conduites hydrauliques. Les prévisions hydrométéorologiques améliorent l’optimisation de l’exploitation, en particulier pour l’hydroélectricité et le photovoltaïque, tout en soulignant l’importance des capacités de stockage. Les essais sur site à KW Mörel ont confirmé la faisabilité d’un dénoyage contrôlé et validé une flexibilité supplémentaire d’environ ±3 MW. L’intégration dans une centrale virtuelle améliore la rentabilité et réduit les coûts liés aux écarts, avec un soutien supplémentaire apporté par le pompage et les batteries, même si les résultats restent sensibles aux conditions du marché. Sur le plan économique, la flexibilité reste contrainte par des facteurs techniques et environnementaux. Néanmoins, l’exploitation des flexibilités « cachées » existantes peut générer des bénéfices mesurables, avec environ +1 % de revenu hivernal supplémentaire pour KW Mörel ainsi qu’une augmentation du revenu et de la production de +3 % et +2 % respectivement pour KWGO.
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