Empfohlener Beitrag

Impulse zur Wasserkraft-Optimierung

Technische Beitraege fuer Wasserkraftbetreiber und Turbineningenieure zu Hill Charts, optimalem Betriebspunkt, Kavitationsrisiko und erloesorientiertem Dispatch.

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Empfohlener BeitragVeroeffentlicht: 25. Mai 2026Lesezeit: 9 min

Kavitationsschaeden an Francis-Turbinen: Verschleisskosten quantifizieren und den Betriebspunkt optimieren

Kavitationsschaeden an einer Francis-Turbine sind nicht nur ein Instandhaltungsthema. Sie sind ein Dispatch-Kostenfaktor. Wenn der Betriebspunkt in sigma-kritische Off-BEP-Zonen rutscht, werden kurzfristige MWh spaeter oft mit Laeuferschaden bezahlt.

Schadenssignal

Sigma-Marge und BEP-Abstand

Kostenmetrik

Verschleiss in EUR/h

Entscheidungslogik

Mehrerloes minus Schadenskosten

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Empfohlener BeitragVeroeffentlicht: 21. Mai 2026Lesezeit: 9 min

STEP-Optimierung: Arbitrageerloese mit dynamischer Programmierung maximieren

STEP-Optimierung ist heute mehr als eine Billig-kaufen-teuer-verkaufen-Regel. Relevanter Mehrerloes entsteht erst dann, wenn EPEX-Spot-Spreads, Speichertrajektorie, Fallhoehe und Turbinenwirkungsgrad gemeinsam optimiert werden.

Zielmarkt

Frankreich + Schweiz

Kernmethode

Dynamische Programmierung

Typischer Hebel

8-15% vs. naive Planung

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Empfohlener BeitragVeroeffentlicht: 16. Mai 2026Lesezeit: 8 min

Pumpspeicherkraftwerk Optimierung: Arbitrageerlöse mit dynamischer Programmierung maximieren

Pumpspeicher-Arbitrage ist heute kein simples Billig-kaufen-teuer-verkaufen-Spiel mehr. Die wertvollsten Fahrpläne verbinden EPEX-Spot-Spreads, Beckenbewirtschaftung, Betriebspunkt Optimierung der Wasserturbine und dynamische Programmierung.

Zielmarkt

CH / DE / AT

Kernmethode

Dynamische Programmierung

Typischer Hebel

8-15% vs. naive Planung

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Empfohlener BeitragVeroeffentlicht: 14. Mai 2026Lesezeit: 8 min

Pumpspeicher-Einsatzplanung mit dynamischer Programmierung

Der wirtschaftliche Vorteil eines Pumpspeicherkraftwerks entsteht nicht aus einem einzelnen Spread, sondern aus einer Einsatzplanung, die Speicherzustand, Fallhoehe und Intraday-Aenderungen gemeinsam bewertet.

Zielmarkt

EPEX Spot Day-Ahead + Intraday

Verfahren

Dynamische Programmierung

Typischer Mehrerlös

8-15% vs naive Planung

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Empfohlener BeitragVeroeffentlicht: 12. Mai 2026Lesezeit: 8 min

Optimierung von Francis-Turbinen: Mit dem Hillchart mehr Erloes erzielen

Das Hillchart einer Francis-Turbine ist mehr als ein Versuchsdokument. Es verbindet BEP, Ns, Kavitationsrisiko und Erlos zu einer praktischen Betriebskarte.

Kernkarte

Hillchart

Wichtige Kennwerte

BEP, Ns, Kavitationssigma

Ziel

Hoeherer Nettoerloes

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Empfohlener BeitragVeroeffentlicht: 11. Mai 2026Lesezeit: 7 min

Wasserkraftoptimierung mit dynamischer Programmierung — mehr Erlös, weniger Verschleiß

Wasserkraftwerk Optimierung ist heute kein statisches Wirkungsgradproblem mehr. Der beste Betriebspunkt verbindet Hillchart, Marktpreis, Speicherwert und Maschinenverschleiß.

Kernmethode

Dynamische Programmierung

Marktsignale

EPEX Spot + aFRR/mFRR

Typischer Hebel

5-15% pro Turbine/Jahr

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Empfohlener BeitragVeroeffentlicht: 10. Mai 2026Lesezeit: 6 min

Pumpspeicher: Arbitrageerlöse durch optimalen Einsatz maximieren

Ein Pumpspeicherkraftwerk verdient seine Marge nicht nur dadurch, nachts zu pumpen und morgens zu erzeugen. Der Wert entsteht durch die richtigen Stunden, die richtige Speichertrajektorie und die richtige Lastaufteilung auf EPEX Spot.

Leitmarkt

EPEX Spot + ENTSO-E

Kernproblem

Day-Ahead- und Intraday-Dispatch

Typischer Hebel

5-15% pro Turbine und Jahr

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Empfohlener BeitragVeroeffentlicht: 4. Mai 2026Lesezeit: 6 min

Den optimalen Betriebspunkt einer Francis-Turbine finden

Bei einer Francis-Turbine ist der optimale Betriebspunkt nicht nur die Insel mit dem hoechsten Wirkungsgrad. Er ist der Bereich, in dem hydraulischer Wirkungsgrad, Kavitationsreserve, mechanische Belastung und Marktwert des Wassers zusammenpassen.

Zentrale Karte

Hill Chart

Kritische Grenze

Kavitationssigma

Wirtschaftlicher Treiber

Spotpreis und Wasserwert

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