Wasser Energie Luft 3/2012

3-2012

Cambambe, travaux de surélévation en cours sur la rive droite (août 2012).

20. September 2012

· Zur Schweizer Wasserkraft · Erhöhung von Talsperren / Surélévation des barrages · Kombinierter Geschiebeund Holzrückhalt

Weitblick hat Zukunft.

Die K o der I mmunik at nform ation ion

CH-54

Symposium Projekt Hochwasserschutz Linth 2000 6./7. Juni 2013 HSR Hochschule für Technik Rapperswil Das Projekt «Hochwasserschutz Linth 2000» ist eines der ersten Hochwasserschutzprojekte in der Schweiz, das nach dem neuen Bundesgesetz über den Wasserbau rasch und erfolgreich umgesetzt worden ist – unter Berücksichtigung der sozialen, ökologischen, ökonomischen, politischen und technischen Aspekte.

Am 6./7. Juni 2013 veranstaltet das Linthwerk zu diesem Thema ein Symposium an der Hochschule für Technik Rapperswil. Referieren werden die am Projekt beteiligten Fachleute. Zeitgleich erscheint eine umfassende Fachpublikation zum Projekt «Hochwasserschutz Linth 2000».

Wir freuen uns, Sie beim Symposium «Projekt Hochwasserschutz Linth 2000» begrüssen zu dürfen.

Regierungsrat Willi Haag, Kanton St. Gallen Präsident der Linthkommission

Veranstalter: Das Linthwerk, www.linthwerk.ch In Zusammenarbeit mit: HSR Hochschule für Technik Rapperswil VAW Versuchsanstalt für Wasserbau, Hydrologie und Glaziologie, Zürich BAFU Bundesamt für Umwelt, Bern SWV Schweizerischer Wasserwirtschaftsverband, Baden WWF Schweiz SFV Schweizerischer Fischerei-Verband

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«Wasser Energie Luft» – 104. Jahrgang, 2012, Heft 3, CH-5401 Baden

Editorial Winterspeicher

D

Roger Pfammatter Geschäftsführer SWV, Directeur ASAE

ie Schweiz verbraucht im Winterhalbjahr, wenn die Tage kurz und die Temperaturen tief sind, am meisten Strom. Die einheimische Produktion hingegen ist – Niederschlägen und Schmelzwasser sei Dank – im Sommerhalbjahr am grössten. Dieses saisonale Ungleichgewicht von Dargebot und Nachfrage vermögen wir mit den Speicherseen zwar etwas auszugleichen: immerhin rund ein Viertel der genutzten Wasserkräfte lässt sich mit dem vorhandenen Seevolumen ins Winterhalbjahr umlagern. Das reicht allerdings seit einigen Jahren bei Weitem nicht mehr aus, um den Bedarf zu decken. Deshalb muss die Schweiz im Winter regelmässig grosse Mengen Strom importieren.

Wir könnten also bereits heute grössere Speicher gut gebrauchen.

Bei einem Wegfall der Produktion aus Kernkraft sowie Zubau von Photovoltaik und Windkraft wird sich die Versorgungslage ausgerechnet im Winterhalbjahr weiter verschlechtern. Wollen wir nicht immer mehr Importe aus zweifelhafter Quelle, brauchen wir mehr Speicher. Und zwar sowohl für die saisonale Umlagerung mittels Speicherseen wie auch für den kurzfristigeren Ausgleich mittels Pumpspeicherwerken.

Das bedingt den Bau von neuen oder die Erhöhung

bestehender Talsperren. Die Schweiz hat sich in den Boom-Jahren der Wasserkraft sehr viel Know-how für den Bau von Talsperren angeeignet. Und obwohl der inländische Bedarf in den letzten Jahrzehnten auf den Unterhalt und die Überwachung konzentriert war, ist die entwickelte Ingenieurkunst auch für den Neubau und Erhöhungen noch vorhanden (vgl. dazu die Artikelserie zur Erhöhung von Talsperren ab Seite 199 in diesem Heft). Eine Handvoll der Bauwerke wurde in der Vergangenheit bereits erhöht, ein paar sind im Bau oder in Planung und mindestens bei einem weiteren Dutzend dürften Erhöhungen machbar sein.

Speichervergrösserungen machen sehr viel Sinn, auch wenn a priori keine zusätzliche Jahresproduktion damit verknüpft ist. Der dringend benötigte saisonale Ausgleich und der gleichzeitige Beitrag zum Hochwasserschutz sind Gründe genug. Allerdings kommt dieser Speicherbedarf in den von Subventionen und billigen Alternativen geprägten Strompreisen (noch) nicht zum Ausdruck. Die Investitionsentscheide werden aber davon abhängen, ob künftig die Speicherung als Leistung angemessen vergütet wird bzw. sich die Winter-Knappheit einheimischer Stromquellen im Strompreis niederschlägt.

Réserves hivernales

L

a Suisse consomme plus d’électricité au cours du semestre hivernal, lorsque les jours sont brefs et les températures basses. En revanche, la production indigène est plus élevée durant le semestre estival, grâce aux précipitations et aux eaux de la fonte des neiges. Certes, ce déséquilibre saisonnier entre l’offre et la demande est légèrement compenser par des lacs artificiels: environ un quart de l’énergie hydraulique consommée est en faite distribuée en hiver grâce aux volumes des lacs existants. Toutefois, cela ne couvre de loin plus les besoins depuis quelques années. En conséquence, la Suisse importe régulièrement de grandes quantités d’électricité en hiver. Dès lors, nous pourrions aujourd’hui déjà avoir recours à des réservoirs plus grands.

Avec un abandon du nucléaire ainsi que l’avènement du photovoltaïque et de l’éolien, la question de l’approvisionnement hivernal se posera d’autant plus. Si nous ne désirons pas nous remettre à des importations d’origine toujours plus douteuse, plus de capacités nous sont nécessaires et ce, aussi bien pour la redistribution saisonnière par les lacs artificiels que pour la compensation à plus court terme par les centrales mixtes de pompage-turbinage. Cela induit la construction de nouveaux barrages ou la surélévation «Wasser Energie Luft» – 104. Jahrgang, 2012, Heft 3, CH-5401 Baden

des barrages existants. Au cours des années de forte croissance de l’énergie hydraulique, la Suisse a acquis un savoir-faire important pour la construction des barrages. Bien que le besoin national s’est concentré ces dernières décennies sur l’entretien et la surveillance, les techniques d’ingénierie sont encore disponibles pour la reconstruction et la surélévation des barrages (cf. la série d’articles à partir de la page 199 de ce numéro).

Une poignée d’ouvrages ont déjà été surélévés par le passé, certains sont en cours de construction ou planifiés, et au moins une douzaine d’autres pourraient être surélévés du point vue technique.

Les agrandissements de réservoirs sont pertinents, même si a priori aucune hausse de la production annuelle n’y est liée. La nécessaire compensation saisonnière et la contribution simultanée à la protection contre les crues sont des raisons suffisantes.

Toutefois, ce besoin de stockage ne s’exprime pas (encore) dans les prix du courant conditionnés par les subventions et les alternatives bon marché. Les décisions d’investissement dépendront toutefois du fait de savoir si ce stockage sera à l’avenir convenablement rémunéré à la performance, respectivement si la rareté hivernale des sources d’énergie indigènes se répercute sur le prix du courant.

III

Inhalt 181  

187

3l2012

Zur Schweizer Wasserkraft – Referat anlässlich des «Swiss Tunnel Congress 2012» Jörg Aeberhard

Schweizer Pumpspeicher für Europas Energiewende?

Referat anlässlich der «Powertage 2012» Felix Vontobel 190

190

Vom Auf- und Abbau der schweizerischen Wasserkraftwerke Hans-Peter Bärtschi

196

Wasserkraftausbau: ja, aber ... ein Streitgespräch / Développer la force hydraulique: oui mais ... une entretien Dani Heusser, Roger Pfammatter

 

196 199

Talsperrenerhöhungen in der Schweiz: energiewirtschaftliche Bedeutung und Randbedingungen Anton Schleiss

204

Innalzamento diga Luzzone: uno sguardo su 15 anni d’esercizio Andrea Baumer

202 209

Surélévation du barrage de Vieux Emosson Olivier Vallotton

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Inhalt

3l2012

Surélévation du barrage-voûte de Cambambe, Angola Alexandre Wohnlich

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Technische Grundlagen zur Erhöhung von Schüttdämmen R. Peter Brenner

220

Sicherheit bei Stauanlagen, ein Gespräch mit Georges Darbre, Leiter Sektion Talsperren des BFE Jürg Wellstein

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Kombinierter Geschiebe- und Holzrückhalt am Fallbeispiel Engelberger Aa Karin Anhorn, Lukas Schmocker, Volker Weitbrecht

233

Nachrichten Politik Wasserkraftnutzung Gewässerschutz/Renaturierung Energiewirtschaft Rückblick Veranstaltungen Veranstaltungen Agenda Literatur Industriemitteilungen

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Branchen-Adressen

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Impressum

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«Wasser Energie Luft» – 104. Jahrgang, 2012, Heft 3, CH-5401 Baden

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«Wasser Energie Luft» – 104. Jahrgang, 2012, Heft 3, CH-5401 Baden

Zur Schweizer Wasserkraft Referat anlässlich des «Swiss Tunnel Congress 2012» Jörg Aeberhard

Zusammenfassung Die Schweizer Wasserkraft präsentiert sich wie überall auf der Welt: Sie die ist technische und ökologische Bestleisterin, wenn es um die Herstellung von Strom geht.

Die Wasserkraft weist von allen Arten der Stromproduktion die mit Abstand höchsten Wirkungsgrade aus und sie hat vergleichsweise die geringsten ökologischen Belastungen. Sie eignet sich bestens für den Stromverbrauchausgleich, für die Spannungshaltung und Netzausregulierung. Und sie ist willkommener Träger verschiedener finanzieller Leistungen – eine Tatsache, die ihr allerdings den Wettbewerbsvorteil in Zukunft auch erschwert. Im vorliegenden Artikel, der auf einem anlässlich des «Swiss Tunnel Congress 2012» gehaltenen Referat basiert, werden aktuelle Herausforderungen aus der Sicht eines Wasserkraftbetreibers skizziert.

1.

Die Bedeutung der Wasserkraft in der Schweiz Seit der Bündner Hotelier Badrutt im Jahre 1878 zum ersten Mal den Bergbach neben seinem Hotel zur elektrischen Erleuchtung seines Speisesaals verwendet hat, hat sich die Wasserkraft in der Schweiz kontinuierlich, Mitte der 50er- und 60er-Jahre auch stürmisch entwickelt (vgl. Bild 1). Grosse Bauequipen zogen von einem Talsperrenbau im Kanton Graubünden zu einem andern im Kanton Wallis, ins Berner Oberland, dann ins Tessin. Schon Anfang des letzten Jahrhunderts hatten clevere Inge-

nieurbüros fast alle Nutzungsstandorte im schweizerischen Alpenbogen identifiziert und in vielen Fällen auch realisiert. Für den Antrieb des Bahnnetzes oder für die Aluminiumproduktion wurden bereits in den frühen Jahren des 20. Jahrhunderts Kraftwerke erstellt.

Die Sorge der Produzenten war eine hinlängliche Verwendung des produzierten Stroms. Sie mussten etwa elektrische Kochherde propagieren, um den Strom aus dem Kraftwerk Ruppoldingen absetzen zu können. Heute ist es – das wissen wir alle – umgekehrt. Der jährliche

Mehrverbrauch liegt weit über den Neubauten für zusätzliche Produktion. Die im Jahre 2010 in Bau befindlichen Kraftwerke geben gerade mal 250 GWh Strom ab; das fünffache wäre bei einem Mehrverbrauch von 2% erforderlich. Bis zur Inbetriebnahme der Kernkraftwerke in den 70erJahren war die Wasserkraft fast einziger Lieferant des Stroms in der Schweiz. Auch heute bringt sie 55% des Stromverbrauchs auf (vgl. Bild 2). 40% wird aus Kernkraft erzeugt und 5% aus diversen Anlagen (vor allem thermische Produktion und wenig Solar- und Windproduktion).

Die Schweiz verfügt demnach über eine fast emissionslose Stromproduktion – eine ganz seltene Errungenschaft, die nur dank dem Alpenbogen möglich ist, der fast zwei Drittel der Fläche der Schweiz bedeckt.

Die Schweiz hat kein Öl, kein Gas und keine Kohle. Und sie hat wenig Sonne und Wind. Gezwungenermassen musste sie auf die Wasserkraft setzen. Es hatte sich eine bedeutende Anlageindustrie mit berühmten Namen entwickelt, die sich mit den erlahmenden Investitionen leider massiv zurückgebildet hat.

Bild 1. Stromproduktion der Schweiz nach Erzeugerkategorien seit 1950 (Quelle: BfE 2011).

«Wasser Energie Luft» – 104. Jahrgang, 2012, Heft 3, CH-5401 Baden

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Bild 2. Stromproduktion der Schweiz im Jahre 2010 nach Kraftwerkskategorien (BfE, 2011).

Bild 3. Stauanlagen im schweizerischen Alpenbogen (Foto: Alpiq).

Bild 4. Schweiz: Wasserschloss Europas, 2012 – Jahr des Wassers.

Das konsequente Ausspielen der Karte Wasserkraft hat allerdings auch zur Folge, dass die Schweiz hydraulisch heute nahezu gebaut ist. Es gibt keine grossen zusätzlichen Möglichkeiten mehr, die Wasserkraft zur Energiegewinnung zu nutzen. Rund die Hälfte der Wasserkraft besteht aus regulierbarer Leistung aus Speicherkraftwerken, damit kann die Wasserkraft in der Schweiz derzeit dem gesamten Lastgang der Schweizer Verbraucher nachfahren. Bei 13 000 MW installierter Kraftwerksleistung wird eine jährliche Produktion von 36 TWh erwartet. Dank reichlichem Niederschlag und Schmelzwasser kann die Schweiz in den Sommermonaten Strom in die umliegenden Länder exportieren. In den Wintermonaten ist sie auf Stromimporte angewiesen (vgl. Bild 5).

Die Netzstabilität wird aus Wasserkraftwerken garantiert. Durch dezentral gesteuerte Spannungshaltung in einzelnen Bilanzgruppen wurde eine hohe Versorgungssicherheit erreicht. Durch die Gründung einer schweizerischen Netzge182

sellschaft und mit der Übertragung des Höchstspannungsnetzes Mitte 2012 an diese Gesellschaft wird diese Aufgabe nun zentral von der swissgrid übernommen.

2.

Und jetzt: Pumpspeicher ausbauen!

Durch die demographische, technische und politische Entwicklung wird der Bedarf an elektrischer Energie und Leistung immer erhöht. Augenfällig verlangt der stets modernisierte Bahnverkehr nach zusätzlichen Leistungsspitzen. Dies ist ein Grund, weshalb sich Elektrizitätsgesellschaften mit dem Zubau von Pumpspeicherkraftwerken beschäftigten. Daneben wird in ganz Europa mit konsequenten Förderungsprogrammen die neue erneuerbare Energieproduktion enorm verstärkt.

Im Jahr 2020 werden rund 300 000 MW Wind- und Solarstromanlagen in den europäischen Ländern installiert sein.

Dies führt zu einem zusätzlichen Bedarf an speicherbarer Leistung. Beispielsweise verlangt bereits heute der

Dayahead-Prognosefehler der Wind- und Photovoltaikproduktion rund 10 000 MW spontan abrufbare Leistung (vgl. Bilder 6 und 7). Es hat sich auch herausgestellt, dass sich die zahlreichen Windproduktionsstandorte nicht kompensieren, sondern in ihrer Produktion eher kumulieren und damit zu noch höheren Produktionsspitzenwerten führen. Beide Elemente, die zunehmende Bedarfsspitze und die stochastische Produktion haben dazu geführt, dass in der Schweiz derzeit 2300 MW Pumpspeicherleistung in Bau sind. Und etwa weitere 2000 MW sind in einem fortgeschrittenen Planungsstadium.

Es liegt auf der Hand, dass hauptsächlich auf fossile Energien ausgerichtete Stromunternehmungen in umliegenden Ländern an einer technisch und ökologisch einwandfreien Spitzenenergie aus dem schweizerischen Alpenbogen hochinteressiert sind. Die rohstoffarme Schweiz kann dank ihrer Lage zu einem guten Teil an die europäische Netzregelung und an die europäische Versorgungssicherheit beitragen. Dies ist eine neue Aufgabe an unsere Wasserkraft. Und wenn es die schweizerischen Stromunternehmungen gut machen, können sie mit diesen Dienstleistungen an das Ausland ihre langfristige Versorgungsaufgabe im Inland absichern.

Voraussetzung dazu ist selbstverständlich, dass das erforderliche Übertragungsnetz auch über die Grenzen hinweg erstellt ist. Dieses weist derzeit noch Lücken und Mängel auf. Experten haben über 60 Punkte von strategischer Bedeutung im schweizerischen Stromnetz identifiziert, die es zu verbessern gilt. Der dringende Netzausbau braucht unsere gesamte politische Entschlusskraft. Ein weiteres Risiko der Pumpspeicherung besteht: Die derzeit beobachtete Annäherung der Spreads zwischen Peak- und Off-Peak-Preisen beunruhigt Controller und Analysten.

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Bild 5. Anteile Leistungsabruf der Kraftwerke und Verbrauch sowie Einfuhr/Ausfuhr nach Jahreszeit (Quelle: Schweiz. Elektrizitätsstatistik 2010, BFE 2011).

Fundamentale und plausible Überlegungen zeigen aber auch, dass Investitionen in Pumpspeicherkraftwerke im deutlich volatileren Stromumfeld langfristig eine prägnante Chance haben.

3. Öffentliche Belastungen Seit jeher ist die Nutzung der Schweizer Wasserkraft mit Abgaben belastet. Die Hoheitsträger für die öffentlichen Gewässer, die Gemeinden und/oder die Kantone, verlangen für die zur Verfügung gestellte

Wasserkraft eine Ressourcenabgabe, den Wasserzins. Dieser Wasserzins wird in einem politischen Prozess auf schweizerischer Ebene periodisch der Entwicklung des Strommarktes und der Teuerung angepasst. Heute beträgt er CHF 100.– pro Kilowatt oder im Durchschnitt 1.3 Rappen pro kWh produzierter Energie. Eine weitere Erhöhung auf CH 110 ab 2015 hat das Parlament bereits beschlossen. Die Belastung der Wasserkraft hat sich in der geschichtlichen Entwicklung immer erhöht.

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Als das Risiko der Stromproduktion in den Anfangszeiten noch gross war, waren die Konzessionsbehörden in den Forderungen zurückhaltend. Nun zeigt sich, dass der Strom ein gefragtes Gut ist und über die Jahre vergleichsweise billig wird; damit erhöht sich der Druck auf die Leistungen aus der Wasserkraft. Gratis- und Vorzugsenergie, Beiträge an Infrastrukturbauten, Ertrags- und Liegenschaftssteuern ergeben heute ein Paket, das oftmals die eigentlichen Produktionskosten überwiegt.

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Bild 6. Tatsächliche Produktion Solar 25.04.2011 (Quelle: www.transparency.eex.com).

Bild 7. Variabilität Windproduktion am Mont Soleil (CH), Produktion 2.5.2012.

Bei der Kraftwerk Zervreila AG betragen beispielsweise die Steuer- und Wasserzinse 43% der gesamten Jahreskosten (Bild 8).

Das Seilziehen geht weiter. Einzelne Konzessionsbehörden verlangen rigoros die Abgeltung aller Wertschöpfungsstufen an den Produktionsstandorten, während die Standorte der Handelshäuser und Energieversorger auf die durch sie getragenen Risiken und auf den Aufwand der Vermarktung hinweisen. Immer wieder gibt es politische Stimmen, die zusätzliche Abgaben auf die Produzenten, wie etwa Netzgebühren überwälzen wollen. Mit Recht ist dies bisher allerdings 184

verhindert worden. Würde etwa der Pumpenstrom (wie teils im Ausland) einer Netzgebühr unterstellt, käme dies einem Dolchstoss für die Pumpspeicherung gleich.

4.

Heimfall und das Konzessionsende Die Schweizer Wasserkraft basiert auf befristeten Konzessionen. In der Regel sind diese auf 80 Jahre abgeschlossen. Bei neuen Konzessionen zeigt sich ein Trend, diese Frist zu verkürzen. Bei Ablauf einer Konzession tritt in der Regel ein Heimfall ein. Dabei fällt der sogenannte nasse Teil gratis an die wasserrechtlichen Hoheitsträger zurück. Für den elektrischen Teil

wird eine angemessene Entschädigung geschuldet. Diese Regelung macht einem investitionswilligen Elektrizitätsunternehmen anfänglich keine Sorgen. Heute aber gegen Ende der grossen Konzessionen wirkt diese Konstellation belastend. Die Elektrizitätsunternehmen müssen nahezu gratis wertvolle Kraftwerksanlagen in betriebsfähigem Zustand an die Gemeinden und/oder Kantone abtreten, sie verlieren ihre Produktionsquellen.

Vielleicht können sie einen Verzicht auf den Heimfall aushandeln. Dies führt aber zu hohen Zahlungen an die Öffentlichkeit. Ein solcher Geldsegen ist für die Berggemeinden natürlich willkommen, provoziert aber zahlreiche politische Spannungen aus der Verwendung dieses Honigtopfes. Und die Produktion wird aus dieser Heimfallverzichtsentschädigung verteuert. Der jeweilige Betreiber hat gegenüber Kraftwerken, die aus dem Heimfall fast gratis übernommen werden können, preisliche Wettbewerbsnachteile.

Ein anderes Problem entsteht mit erforderlichen Investitionen kurz vor dem Heimfall.

Zwar sehen gesetzliche Regelungen eine Entschädigung des Restwertes solcher Investitionen in die Ertüchtigung der Anlagen bei Konzessionsende vor, sie sind aber für den Investor ungenügend. Mit dem Übergang der Abschreibungsmethode von sogenannten Annuitäten auf eine lineare Abschreibung gemäss den neuen Rechnungslegungsvorschriften fällt der hohe Abschreibungsanteil in den ersten Jahren des Betriebes an. Durch eine Entschädigung zu Buchwerten trägt er den Hauptteil der Investition, doch ihm wird die

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Nutzung des vorteilhafteren Endes (man spricht vom Nutzen des goldenen Endes der Wasserkraftanlagen) vereitelt. Will man die Optimierung der Kraftwerkanlagen politisch fördern, braucht es demzufolge eine Änderung der Restwertentschädigung zugunsten eines Verkehrswertes der entsprechenden Anlageteile.

5.

Partnerwerkstruktur – eine Erfolgsgeschichte Seit Beginn werden grosse Schweizer Kraftwerke nach dem Modell eines Partnerwerkes strukturiert. Was heisst das?

Mehrere Stromunternehmen beschliessen gemeinsam die Erstellung einer Kraftwerkanlage. Sie schliessen zu diesem Zweck unter sich einen Vertrag ab (Partner- oder Gründungsvertrag), in dem sie ihre Anteile und die Grundsätze des Betriebes festlegen. Dieser Partnervertrag ist für die Dauer des Kraftwerkbetriebes abgeschlossen.

Ein Ausscheiden etwa eines Partners oder eine Modifikation des Vertrages ist nur mit Zustimmung aller beteiligten Partner möglich. Der einzelne Partner hat das anteilige Recht auf entsprechende Energie und Leistung aus der Kraftwerkanlage. Daneben hat er die Pflicht zur Tragung aller mit dem Betrieb anfallenden Kosten, der sogenannten Jahreskosten. Zumal die Rechnungslegungsvorschriften eine lineare Abschreibung erfordern, sind in der Regel die Anfangsjahre eines neuen Kraftwerkes defizitär. Die Energiehändler würden da gerne auf den Bezug der Energie verzichten – gerade dies ist aber nicht möglich.

Können sich die Partner eine Konzession sichern, wird eine Kraftwerksgesellschaft in Form einer Aktiengesellschaft gegründet (vgl. Bild 9). Diese hat die Aufgabe, das Kraftwerk zu erstellen und zu betreiben. Die Gesellschaft kommt auch für die Finanzierung der Anlagen auf. Die Kraftwerksgesellschaft ist nicht mehr und nicht weniger als eine gemeinsame Betriebsstätte der Partner. Obwohl sie gegen aussen als verselbstständigte Gesellschaft auftritt, ist ihre Aktivität an den Willen und an die vertraglichen Vereinbarungen der Partner gebunden. Diese Konstruktion wird oft als zu schwerfällig qualifiziert und es entstehen immer wieder Bestrebungen, die verschiedenen Beteiligungen so zu verändern, dass klare Mehrheiten oder Alleineigentum für einzelne Partner entstehen. Ein chancenloses Ansinnen!

Das enge Korsett der Kraftwerksaktiengesellschaften ist vielfach kosteneffizient und stellt eine sehr willkommene und entscheidende Ausgleichung der Risiken dar.

Gerade in einem technischen Havariefall

Bild 8. Kostenstruktur von Wasserkraftwerken am Beispiel Kraftwerk Zervreila AG.

Bild 9. Konstruktion Partnerwerk, eine gemeinsame Betriebsstätte für die Stromproduzenten. oder beim Ausgleich von hydrologischen Risiken stützt man sich gerne auf die aufgeteilte Beteiligungsstruktur in den einzelnen Partnerwerken ab.

6.

Neue politische Anforderungen an die Wasserkraft Bekanntlich hat die schweizerische Politik als Reaktion auf die Ereignisse in Fukushima beschlossen, aus der Kernenergie auszusteigen. Deshalb müssen je nach Entwicklung des Stromverbrauchs und der Sparerfolge zwischen 25 und 50 TWh Strom anderweitig beschafft und produziert werden. Neben Effizienzanforderungen setzt die Politik auch auf den Zubau neuer erneuerbarer Energie und dann eben auch auf den weiteren Ausbau der Wasserkraft. Und dies ist nur schwerlich möglich: Das Ausbaupotenzial ist genutzt und neue Grossanlagen können nicht erstellt werden. Zudem ist die Wasserkraft mit ökologischen Anforderungen aus der Blütezeit des Wasserkraftbaus konfrontiert. Es werden zusätzliche Restwasservorschriften verlangt, einerseits bei einer Erneue-

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rung der Konzession, andererseits auch in einem etwas bescheideneren Rahmen bei laufenden Konzessionen. Diese Minderproduktion, die je nach Interessenabwägung, auf 1 bis 3 TWh geschätzt wird, fehlt der schweizerischen Stromversorgung just in einem Moment, wo sie wirklich gebraucht wird.

Projekterschwerend wirkt sich auch die Ausscheidung verschiedener raumplanerischer Nutzungszonen aus.

Es gibt durchaus schöne Landschaften, die nicht einer Drittnutzung unterworfen werden sollen. Eine neue Gewichtung der Schutz- und Nutzungsinteressen sollte dort zu Gunsten einer Wassernutzung ausfallen, wo der ökologische Eingriff gering ist. Eigenartige Wirkungen hat auch die Möglichkeit, dass sich die Regionen vertraglich gegen eine Nutzung der Wasserkraft verpflichten und im Gegenzug Ausgleichszahlungen erhalten. Damit werden durchaus sinnvolle Projekte verhindert.

Der Bundesrat erwartet im Rahmen seiner Energiestrategie 2050 eine zusätzliche Produktion der schweizerischen 185

Wasserkraft von 3.2 TWh, dies allerdings nur unter der Annahme extrem optimistischer Rahmenbedingungen, wie eine jüngst publizierte Studie des Bundes zeigt (BFE, 2012). Bei den heutigen Rahmenbedingungen ist dies aber unmöglich; neue Kleinkraftwerke, die vereinzelte Erstellung von grösseren Wasserkraftwerken, die Erhöhung der Wirkungsgrade, die Verlustoptimierung usw. erlauben ein zusätzliches Potenzial, das auf rund 1.5 TWh geschätzt wird. Und langfristig (etwa ab dem Jahr 2050) wird die Klimaveränderung mit dem Abschmelzen der Gletscher und vermehrten Starkniederschlägen der Wasserkraft zusetzen.

7.

Ausblick: Chancen und Risiken der Wasserkraft Die Nutzung der Wasserkraft wird in der Schweiz wie in der übrigen Welt weiterhin eine attraktive Art der Stromgewinnung bleiben. Sie hat zu viele Vorteile. Mit dem da und dort gefällten Entscheid, aus der Kernenergie auszusteigen, wird die Erwartung an die Wasserkraft noch erhöht.

Die Illusionen der Politiker sind allerdings höher als die technischen Realitäten. Die in der Blütezeit der Wasserkraft eingeführten Restwasserbestimmungen führen zu einer Minderproduktion und Standorte für grössere Anlagen scheitern an ökologischen Abwehrdispositionen. Und schliesslich ist das Wasserdargebot in den meisten Fällen schon so genutzt, dass effiziente Anlagen nicht mehr realisiert werden können.

Deshalb müssen – wird die Erreichung der bundesrätlichen Ziele gefordert – Wasserfassungsbauwerke auch in Schutzzonen zugelassen werden. Und durch ein flexibles System von Restwassermengen müssen diejenigen Fälle herausgefiltert werden, wo trotz erhöhten Restwassermengen eben kein ökologischer Gewinn entsteht. Ob sich dafür eine politische Mehrheit finden lässt, ist zurzeit noch völlig offen. Das Schweizer Volk hat nämlich bisher den Gewässer- und Landschaftsschutz immer stark gewichtet.

Langfristig gesehen sind die Wasserkraftwerke auch dem klimatischen Wechsel ausgesetzt. Mit dem Weg-

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schmelzen der Gletscher werden sich sicherlich die Niederschlagscharakteristiken in einem Einzugsgebiet verändern.

Insgesamt ist von einer Verringerung der Produktion auszugehen. Schon heute ist festzustellen, dass die Betriebe auf vermehrte Sedimentzufuhren wegen freigelegten Moräneflächen reagieren müssen.

Der Rückgang von Permafrostzonen führt zu einer Destabilisierung von einzelnen Einzugsgebieten und Starkniederschläge erlauben keine optimale Wasserfassung.

Ob es gelingen wird, mit freigelegten Gletscherseen neue Wassernutzungsstandorte zu realisieren, ist mithin eine politische und finanzielle Frage.

Insgesamt ist aber die Zukunft der Wasserkraft attraktiv und die Akteure der Wassernutzung sind aufgefordert, diese überall auf der Welt zu fördern.

Anschrift des Verfassers Jörg Aeberhard Präsident Hydrosuisse, Leiter Hydraulische Produktion der Alpiq, CH-4600 Olten joerg.aeberhard@alpiq.com, www.alpiq.com

05.07.12 14:48

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Schweizer Pumpspeicher für Europas Energiewende?

Referat anlässlich der «Powertage 2012» Felix Vontobel

Zusammenfassung Ganz Europa spricht von der Energiewende, von smartgrid, smartmeter, smarthome, cleantech usw. Die Begriffsflut vernebelt langsam aber sicher den Blick auf das Wesentliche, nämlich eine «sichere, wirtschaftliche und umweltverträgliche Energieversorgung». Der vorliegende Artikel basiert auf dem anlässlich der Powertage 2012 gehaltenen Referat.

1.

Energieversorgung im Umbruch Ich spreche an dieser Stelle bewusst von «Energie» und nicht von «Strom», der in der Schweiz weniger als ein Viertel des Endenergieverbrauchs und weltweit noch weniger ausmacht. Strom ist zudem nur ein sekundärer Energieträger und keine Primärenergiequelle wie Gas, Kohle, Bio-

masse, Sonneneinstrahlung oder Uran und kommt in der Natur in nutzbarer Form gar nicht vor.

Die Schweiz ist heute zu über 80% von Energieimporten abhängig und muss sich überlegen, wie sie die Energieversorgung langfristig sicherstellen will.

Es geht also um die Energieversorgung insgesamt und die Gestaltung der

künftigen Energiesysteme. Dabei steht vor dem Hintergrund der Endlichkeit der fossilen Energieträger und der Klimadebatte insbesondere die Rollenverteilung zwischen Fossilen und Erneuerbaren zur Diskussion.

Die Schweiz hat nach Fukushima faktisch den Kernenergieausstieg beschlossen. Die Erkenntnis, dass die Erneuerbaren die Lücke nur teilweise schliessen können und als Alternativen nur Gaskraftwerke oder verstärkte Stromimporte in Frage kommen, hat in weiten Kreisen Konsternation ausgelöst. Nüchtern betrachtet, bleibt einzig die Frage, ob Kernenergie als CO2-arme Stromerzeugung besser oder schlechter als Strom aus Gaskraftwerken oder Importen zu beurteilen ist oder nicht.

Bild 1. Pumpspeicherprojekt Lagobianco; ein Schweizer Beitrag zur Energiewende.

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Mengenmässig beträgt der Beitrag der Kernenergie weniger als 10% des Endenergieverbrauchs und der Brennstoff Uran wird letztendlich ebenfalls importiert.

Europa hat, wenn auch etwas weniger akzentuiert die gleiche Situation wie die Schweiz. Der Energiehunger übersteigt die eigenen Ressourcen deutlich, die Importabhängigkeit bei fossilen und nuklearen Brennstoffen ist hoch; die Bestrebungen, diese zu reduzieren sind deshalb mehr als nachvollziehbar.

Sicher ist, dass Europa massiv auf den Ausbau der Erneuerbaren mit Schwergewicht Wind- und Solarenergie setzt. Das ehrgeizige Ziel lautet: Bis 2050 zumindest die Stromerzeugung CO2neutral zu gestalten und so zumindest die «Stromwende», die etwas bescheidenere Schwester der «Energiewende», zu schaffen.

Klar scheint auch, dass Strom dank seiner Qualitäten (einfache Übertragung und Verteilung, Verlustarme Umwandlung in fast alle anderen Energieformen) als Energieträger weiter an Bedeutung gewinnen wird.

Was hat nun die Schweiz in diesem Kontext, in dem sie immer auf Kooperation sprich «Importe» angewiesen sein wird zu bieten? Welchen Beitrag kann und will sie leisten?

Es ist inzwischen Allgemeingut, dass die Stromwende nur zusammen mit einem massiven Ausbau der Transportund Speichersysteme zu haben ist. Und hier kommen die Pumpspeicherkraftwerke (PSW) ins Spiel.

Rahmenbedingungen für Pumpspeicherkraftwerke Pumpspeicher brauchen starke Stromnetze, Speicherbecken mit möglichst viel Gefälle dazwischen (sprich Berge) und ein wenig Wasser; Voraussetzungen, die in der Schweiz mit Einschränkungen beim Stromnetz an vielen Orten in hervorragender Weise gegeben sind.

Trotzdem ist die Skepsis nicht klein und wenn es dann an ein konkretes Projekt geht, sind die lokalen Interessen plötzlich viel bedeutender als alle übergeordneten Überlegungen. Konzessionsgeber und Umweltvertreter sehen in Pumpspeicherkraftwerken «Gelddruckautomaten» und fordern entsprechend hohe Abgaben und Ersatzleistungen. Regulierungsfreundliche Kräfte sehen sich frei nach dem Motto «wehret den Anfängen» genötigt frühzeitig zu verhindern, dass die «Strombarone» (Kantone) damit Gewinne erzielen. Denn noch immer gilt, Exporte und Gewinne von

Pharma-, Maschinenindustrie oder Banken sind das Lebenselixier unserer Volkswirtschaft; Gewinne aus Stromgeschäften hingegen werden irgendwo zwischen fragwürdig und unnötig angesiedelt.

Erschwerend kommt hinzu, dass die Marktmechanismen durch die Eingriffe der Politik und der Regulierungsbehörden ausgehebelt werden. Der Strom aus subventionierten erneuerbaren Quellen wird zunehmend über Steuern und Abgaben bezahlt und erscheint im Strommarkt mit Preis «Null». Preissignale für Investitionen gehen verloren. Wen wundert es da, wenn die klassische Stromindustrie auch an die Subventionstöpfe drängt und Kapazitätsmärkte fordert?

Die unregelmässige Einspeisung von Wind- und Solarenergie führt zu einer fortschreitenden Auflösung des klassischen Strompreisschemas mit hohen Preisen an Werktagen und tiefen während der Nacht und an den Wochenenden (Peak, Base und Offpeak); bei Schönwetterlagen mit starker Solarerzeugung fehlen insbesondere die Spitzenpreise während den Stunden um die Mittagszeit.

Dass es da nicht ganz einfach ist, Milliardeninvestitionen für die nächsten 80 Jahre zu begründen, wie sie Pumpspeicher nun einmal darstellen, liegt auf der Hand.

Trotzdem sind wir überzeugt, dass es gute Gründe gibt Pumpspeicherkraftwerke (PSW) voranzutreiben und zu bauen: • Ohne massiven Ausbau von Netzen und Speichern, keine «Stromwende» • PSW sind bezüglich Kosten-Nutzenverhältnis und Flexibilität unerreicht

•

•

• •

PSW «leben» von hohen und tiefen Preisen, nicht vom Verhältnis Peak/ Base PSW eignen sich hervorragend für die Erbringung von Systemdienstleistungen für den sichern Netzbetrieb. Deren Bedarf nimmt mit zunehmend stochastischer Erzeugung deutlich zu.

PSW können Opportunitäten im Intradaymarkt optimal nutzen PSW sind insbesondere in Kombination mit genügend grossen Becken, zur Arbitrage zwischen Stark- und Schwachwindperioden geeignet

3.

Wirtschaftlichkeitsbetrachtung am Beispiel Lagobianco Repower hat im Zusammenhang mit dem 1000 MW Pumpspeicherprojekt Lagobianco zwei unabhängige Studien zur Wirtschaftlichkeit durchgeführt.

In einem ersten Schritt wurden drei Marktszenarien definiert.

Zu den drei Marktszenarien: «Base case», «Stagnation» und «Dynamik» galt es jeweils ein ganzes Set von konsistenten Annahmen zu treffen. Von Bedeutung sind insbesondere: • Entwicklung Preise Gas, Kohle, Erdöl, CO2 …

• Entwicklung Stromnachfrage • Zubau Erneuerbare • Stilllegung von Kraftwerken im europäischen Park • Entwicklung Übertragungsnetze gemäss entso-e und Netzbetreibern Mittels komplexen Marktmodellen wurden in einem zweiten Schritt die erwarteten zukünftigen Strompreise errechnet.

2.

188

Bild 2. Marktszenarien im Fadenkreuz zwischen Wirtschaftsentwicklung und Umweltpolitik.

«Wasser Energie Luft» – 104. Jahrgang, 2012, Heft 3, CH-5401 Baden

Bild 3. Output Marktmodelle: Beispiel Entwicklung Stromerzeugung im Base case.

Gerechnet wurde für alle Szenarien in Fünfjahresschritten für die nächsten 40 Jahre.

In einem dritten Schritt wurde der Kraftwerkseinsatz unter Berücksichtigung der physikalischen Möglichkeiten und Grenzen der Anlage simuliert und die Erträge resp. die Wirtschaftlichkeit berechnet.

Dabei zeigte sich, dass sich das Projekt jeweils im Basisszenario und bei positiven Annahmen zur Entwicklung rechnet, bei negativen Entwicklungen (stagnierende/rezessive Wirtschaft; Abbruch des Zubaus von Erneuerbaren) die geforderte Verzinsung hingegen nicht erreicht werden kann.

4.

Konklusionen • Die Marktmechanismen werden durch die aktuellen Fördermechanismen zunehmend unterdrückt und erschweren Investitionen in «nichtgeförderte» Anlagen erheblich.

• Ineffiziente Einspeisevergütungen sind deshalb schnellstens durch Quotensysteme abzulösen, bei denen die Kosten der Förderung in die Marktpreise eingepreist werden.

• Aus übergeordneter Optik sind Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke der einzige Joker, den die Schweiz im Energiepoker Europa zu spielen hat.

• Voraussetzungen sind eine starke Position im europäischen Übertragungsnetz und Rahmenbedingungen, die eine genügende Wirtschaftlichkeit ermöglichen. Zusätzliche Belastungen, wie Netzgebühren wären wohl das Aus für jeden weiteren Ausbau.

Anschrift des Verfassers Felix Vontobel, Dipl. Ing. FH Leiter Anlagen, Stv. CEO, Repower AG CH-7742 Poschiavo felix.vontobel@repower.com

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Vom Auf- und Abbau der schweizerischen Wasserkraftwerke Hans-Peter Bärtschi

Zusammenfassung Wasser und Luft ermöglichen das Leben auf der Erde. Dass Wassergefälle auch eine kostbare Energiequelle sein können, wurde früh erkannt: «Wasser – Energie – Luft», die Themen dieser Zeitschrift. Die folgende kritische Würdigung geht dem Auf- und Abbau der Wasserkraftnutzung durch Unternehmen in der Schweiz nach.

1.

Einleitung Die Schweiz ist als zentraleuropäisches Wasserschloss mit reichlich Süsswasser und Wassergefällen gesegnet: Wasser ist der grösste natürliche Reichtum des Alpenlandes. Die lokale Wasserkraftnutzung verbreitete sich hier ausgehend von den Klöstern des Mittelalters und bis zur Einführung der Elektrizität. 1927 erhob das Eidgenössische Departement des Innern in ihrer Statistik der Wasserkraftanlagen 6019 Wasserkraftwerke, 3590 besassen damals noch Wasserräder. Es waren dies überwiegend Mikro- und Kleinkraftwerke mit Leistungen von wenigen Pferdestärken bis zu mehreren Dutzend Pferdestärken, verbunden mit aufwändig zu pflegenden Kanal- und Weiherbauten. Die Dichte an lokalen Wasserkraftanlagen war in der Schweiz höher als in den gut zehn Mal einwohnerstärkeren deutschen Landen, in denen 1925 48 732 Betriebe mit Wasserkrafteinrichtungen gezählt wurden.

Die Intensivierung der Wasserkraftnutzung förderte Ende 19. Jahrhundert eine Maschinen- und Elektroindustrie, die weltweit Spitzenpositionen einnahm: Im Tiefbau waren es Firmen wie Locher Zürich oder Motor Columbus Baden, im Turbinenbau Escher Wyss Zürich, Rieter Winterthur, Bell Kriens und ACMV Vevey, im Bau von Elektrizitätsausrüstungen die Maschinenfabrik Oerlikon, Alioth in Münchenstein, Brown Boveri in Baden und Sécheron in Genf.

190

Der Bau von immer grösseren Kraftwerken erforderte das Zusammenfassen von kleineren Wasserkraftnutzungen. Parallel dazu hatte die industrielle Konzentration Stilllegungen von vielen Klein- und Mittelbetrieben zur Folge. Ein dritter Faktor, der zur Aufgabe von kleinen Anlagen führte, war die relative Verbilligung der Energie. Kleinstwasserkraftwerke sind bezüglich baulichem Unterhalt und Reinigung von Laub, Geschiebe und Eis arbeitsintensiv. So ist die Zahl der Wasserkraftwerke auf 1000 gesunken.

2.

Pionierleistungen und Paläste der Stromindustrie 1884 lieferte ein erstes Kraftwerk in der Schweiz Strom über grössere Distanzen:

Das Werk Biel-Bözingen. In Meiringen und Luzern gingen frühe Elektrizitätswerke ab 1889 ans Netz. 1896 konnten gleich drei Kraftwerke mit neuen Leistungsdimensionen eingeweiht werden: An der Aare die Laufkraftwerke Wynau und Ruppoldingen und an der Rhone bei Genf das Werk Chèvres. 1897 war das damals grösste europäische Wasserkraftwerk Rheinfelden mit deutscher und schweizerischer Konzession vollendet – es musste nach Vollendung des neuen, weiter oben liegenden Kraftwerks 2010 einer teuren Renaturierung weichen. Zu den frühesten Grossanlagen gehörten auch diejenigen der Bernischen Kraftwerke BKW, die während der Aarekorrektion zum Schutz vor Überschwemmungen geplant wurden: 1899 und 1900

Bild 1. Wasserkraftwerke warben für die Industrie und die Landesversorgung der Schweiz, Bleistiftzeichnung HB 2004.

«Wasser Energie Luft» – 104. Jahrgang, 2012, Heft 3, CH-5401 Baden

Bild 2. Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke liefern in der Schweiz am zweit meisten Strom nach den Kernkraftwerken: Stausee Gelmer der KWO. Foto HB 2000.

Bild 3. Pump- und Kraftwerk Zürich für Seiltransmission. Es dauerte fast 100 Jahre, bis im ganzen Lande eine flächendeckende Abwasserentsorgung und eine Versorgung mit gereinigtem Trinkwasser aufgebaut waren, Originalplan Wasserwerk 1874.

«Wasser Energie Luft» – 104. Jahrgang, 2012, Heft 3, CH-5401 Baden

gingen die Kraftwerke Spiez und Hagneck ans Netz. Von diesen Pionierkraftwerken ist nicht nur dasjenige von Rheinfelden verschwunden, neue Kraftwerke stehen auch seit 1943 in Chèvres, seit 1996 in Wynau und seit 1997 in Ruppoldingen. Der Grund für den Ersatz all dieser Pionierwerke liegt in den bedeutenden Leistungssteigerungen, die mittels neuer Wasserführung und verbesserter Regulierung in neuen Anlagen möglich sind.

Das für die Bauzeit grosse Kraftwerk Beznau kam zu Stande, weil die 1891 gegründete BBC den Absatz für ihre Maschinen vergrössern wollte. Sie gründete zu diesem Zweck 1895 in Baden die AG MOTOR, die spätere MOTOR-COLUMBUS. Die AG MOTOR realisierte bis 1902 das erste grosse Verbundnetz der Schweiz. Das Problem der frühen Stromversorgung war, dass es zwar zahlreiche Kleinkraftwerke mit Inselnetzen gab, doch konnten diese den Spitzenstrombedarf nicht decken. Strom muss bekanntlich im Augenblick seiner Erzeugung gebraucht werden, da seine Speicherung in Batterien und anderen Energieträgern nicht wirtschaftlich ist. Die AG MOTOR stellte sich der Herausforderung und baute gleichzeitig das Flusslaufkraftwerk Beznau und das Speicherkraftwerk Löntsch mit dem künstlichen Klöntalersee in den Glarner Alpen.

Zwischen den Kraftwerken spannte die AG MOTOR Hochspannungsleitungen.

In Hauptabnahmeorten wie Winterthur transformierten Umformerwerke und Trafohäuschen den Strom auf Mittel- und Industriespannung hinunter. Die AG MOTOR verband und verteilte so die Dauerleistung von 8000 PS aus Beznau mit der Spitzendeckungsleistung von 24 000 PS aus dem Kraftwerk Löntsch.

Es war abzusehen, dass sich die Elektrizität zur «allmächtigen Zauberin unserer Zeit» entwickeln würde, dass alles von ihr abhängig werden würde. Und es war bekannt, dass nichts – weder Kohle noch Öl oder Gas – so plötzlich versiegt wie Strom. So baute das Elektrizitätswerk der Stadt Zürich eine erste bedeutende eigene Stromversorgung auf, mit Flusskraftwerken in der Limmat und Speicherkraftwerken im Bündnerland. Dort förderte auch die Elektromaschinenfabrik Alioth mit Basler Kapital den Kraftwerkbau: 1908 entstand die damals leistungsfähigste Speicherkraftwerke-Kette zwischen Bernina-Hospiz und der italienischen Grenze. Private und öffentliche Investoren konkurrenzierten sich. Jedoch standen die Signale für die öffentliche Kontrolle seit dem PrivatbahnDebakel und der Gründung der Schwei191

zerischen Bundesbahnen im Jahre 1902 auf grün. Die Kraftwerke der AG MOTOR gelangten in den staatlichen Verband der Nordostschweizerischen Kraftwerke NOK, während verschiedene Verteilanlagen schon in der Pionierzeit verstaatlicht wurden, so 1908 per Volksabstimmung die Elektrizitätswerke des Kantons Zürich. Die EKZ übernahmen das bereits vorhandene Netz der AG MOTOR und begannen, die flächendeckende Stromversorgung für alle Haushalte sicherzustellen.

3.

Jedem Dorf, jeder Bahn eine Stromversorgung!

Nach 1900 folgte die Zeit des Zusammenschlusses kleiner Stromversorgungsnetze. Kapitalintensive Unternehmen entstanden, in denen Gemeinden, Kantone oder der Bund Einfluss nahmen. Diese forcierten die flächendeckende Vollelektrifizierung: jedem Dorf, jeder Bahn eine Stromversorgung. Die Natur der Alpen wurde nach dem Bahnbau und dem Tourismus-Boom ein drittes Mal mit grossen Eingriffen gebändigt.

1910 deckte die Schweiz den grössten Teil ihres Energiebedarfs mit Kohle. Im 1. Weltkrieg brach die Energieversorgung zusammen. Sogar der Personenzugsverkehr musste grösstenteils eingestellt werden. Der Bundesrat beschloss 1916 den Bau von Kraftwerken für die Elektrifizierung der SBB. Im ganzen Land wuchs der politische Wille, die Wasserkraft als eigene Energiequelle möglichst weitgehend zu nutzen. Wie kein zweites Land nahm die Schweiz systematisch die Vollelektrifizierung in Angriff. Eigens für den elektrischen Betrieb der Bundesbahnen finanzierte die Eidgenossenschaft den Bau der Kraftwerke Amsteg, Ritom, Gö-

schenen, Massaboden und BarberineTrient-Vernayaz. Der besondere Stolz auf die Leistungen im schweizerischen Kraftwerkbau ist in monumentalen Staudämmen, Druckrohrleitungen, Zentralen und Elektromaschinen gestalterisch und mit Leistungsrekorden manifestiert.

Bis 1912 entstand nach fünf Jahren Bauzeit das Kraftwerk Augst-Whylen mit Wehr quer über den Rhein. Mit 36 000 PS Leistung war es das grösste Laufkraftwerk.

1995 wurde es mit grosser Rücksicht auf die Gründeranlage mit Wehr, Maschinenhäusern und Schifffahrtsschleuse modernisiert. In Etappen folgte die weitgehende Nutzung der Gefälle des schweizerischen Hochrheins: 1914 ging das Werk Laufenburg ans Netz, 1920 Eglisau, 1930 RyburgSchwörstadt, 1955 Birsfelden.

4.

Wasserreichtum machte die Schweiz zum Standort frühester Aluminiumhütten Die frühen, grossen Elektrizitätswerke im Bündnerland, im Tessin und im Kanton Wallis entstanden zu wesentlichen Teilen privatwirtschaftlich für die Stromversorgung grosser Industriewerke. Herausgegriffen sei hier der Aufbau der werkeigenen Kraftanlagen der Aluminiumindustrie.

Der Rheinfall war die Geburtsstätte von einer der drei weltweit ersten Aluminiumhütten. Das Areal dieser Pionierfabrik wurde nach langen Auseinandersetzungen zwischen Industrieförderern und Naturschützern geräumt, nur das Kraftwerk, zwei Portalbauten und die Verwaltung sind geblieben. 1810 hatten hier die Gebrüder Neher ein bestehendes Eisenwerk mit Wasserradantrieb erneuert. Das zu verhüttende Bohnerz kam aus dem Randen. Später beteiligte sich die Firma

Bild 4. Das Gefälle des Hochrheins wurde ab 1866 für den Bau von sieben Laufkraftwerken genutzt. Das 1955 vollendete Kraftwerk Birsfelden erhielt für seine Leistungsfähigkeit und seine Gestaltung mehrere Preise. Foto HB 1994.

192

auch am Gonzenbergwerk, betrieb eine zweite Hütte bei Sargans und war an der Gründung der Schweizerischen Industriegesellschaft SIG beteiligt. Die Eisenverarbeitung blieb für den Investitionsgüterbereich die Schlüsselindustrie des 19.

Jahrhunderts. Aber findige Köpfe ruhten nicht, neue Materialien zu erproben. Bereits in den 1820er-Jahren erschmolzen Franzosen bei Les Baux-de-Provence aus Tonerde ein undurchsichtiges, leichtes, rostfreies und silbrig dekoratives Material. Den Rohstoff benannte man nach dem Ort, Baux-it, das Produkt Aluminium.

Silber aus Erde zu erschmelzen war wegen des hohen Energiebedarfs extrem teuer.

Ein Esslöffel aus Aluminium war zwar leichter und geschmacksneutraler, aber nicht billiger als einer aus Silber. Die günstige Aluminium-Gewinnung ermöglichten erst Charles Hall und Paul-Louis Héroult mit ihrem Schmelzflussverfahren durch Elektrolyse. Für die Elektrolyse bedurfte es grosser Wasserkräfte und auch des entsprechenden Könnens beim Bau von Elektrizitätswerken. Speziell zu diesem Zweck gründete sich die Schweizerische Metallurgische Gesellschaft und kaufte 1887 das Nehersche Eisenwerk samt Wasserrechten. So wurde der Rheinfall zur Wiege der europäischen Aluminiumindustrie. Eines der frühesten werkeigenen Elektrizitätswerke deckte den hohen Energiebedarf für das Aluminiumschmelzen. Die Hütte nannte sich nun Aluminium-Industrie-AG AIAG und später Alusuisse. Man war stolz auf diese schweizerische Pionierleistung.

Die Konkurrenz schlief nicht, Bauxitvorkommen gab es ebenso wie in Frankreich auch in Kanada, Australien, Guinea. Und gleichzeitig mit der Hütte am Rheinfall vollendeten die Amerikaner an der Grenze

Bild 5. Die Alusuisse besass drei ab 1908 erbaute Grosskraftwerke. Ihre profitable Veräusserung durch Martin Ebner und Christoph Blocher führte zur Einstellung der Aluminiumproduktion in der Schweiz, Foto HB 1990.

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zwischen Kanada und der USA ihre eigene erste Aluminiumhütte an einem vergleichbaren, aber noch besseren Wasserkraftstandort: an den Niagarafällen. Die AIAG schlug sich im globalen Wettbewerb gut.

1892 war in Neuhausen das erste Walzwerk vollendet. Hinzu kamen die deutsche Hütte in Rheinfelden, Alusingen und die österreichische Hütte in Lend.

Das ganz grosse Projekt aber galt der Nutzbarmachung der enormen Wasserkräfte des Kantons Wallis für die Aluminiumerzeugung. Parallel zum Chemiekonzern Lonza begann die AIAG, das Wasserschloss der Schweiz zu erobern. Bei Leuk zweigte man die Rhone ab und führte durch den Pfynwald und in Stollen einen acht Kilometer langen Kanal nach Chippis. Im Kessel des Val d’Anniviers führte man jeden Tropfen Wasser zu Druckleitungen. So viel und so billige Energie war nur noch im Wallis zu haben. 1908 ging die Aluminiumhütte Chippis in Produktion. Im Ersten Weltkrieg boomte die Nachfrage, und danach noch mehr. Aluminium fand Verwendung für Fahrräder, Flugzeuge, Schienenfahrzeuge, Folien. Es wurde zum Massenprodukt. Die Werke galten nun als strategisch wichtige Schlüsselindustrie. In Sierre war 1929 das neue Walz- und Press-

werk vollendet. 1940 verlegte die AIAG ihr Domizil von Neuhausen nach Chippis, und es gab dort ein «maison Nazi» für deutsche Kontrollbevollmächtigte, denn wesentliche Anteile der Walliser Aluminiumproduktion gelangten an Hitlers Flugzeugindustrie. 1956 bis 1963 erfolgten weitere grosse Investitionen im Werk Sierre und mit dem Neubau des Musterwerkes Steg, eine produktionstechnische Sensation. In Australien, wo 53% der begehrten Tonerde herkommt, besass die Alusuisse nun eine eigene Rohstoffbasis mit riesigen Tagbauten. Die Werke produzierten jährlich 700 Millionen Tonnen Aluminium. Nach dem Vorbild des Werkes Steg nutzte die Alusuisse Islands Wasserkräfte und baute dort eine neue Hütte. 1974 übernahm sie das Walliser Chemieunternehmen Lonza.

Der Konzern beschäftigte in seinen besten Zeiten 44 000 Leute. 1979 publizierte die Alusuisse-Lonza Holding AG stolz, sie sei im Wallis der weitaus wichtigste Arbeitgeber, in der Schweiz würden 11 000 Arbeitskräfte beschäftigt.

1985 verkaufte der Konzern für seine Liquiditätssicherung erstmals Kraftwerke, die NZZ kommentierte: «Wie man die Legehenne verkauft und die Eier behält.» Während einer kurzen Erholungs-

und Aufschwungphase übernahm das Financier-Duo Christoph Blocher und Martin Ebner zusammen mit dem Finanzstrategen Sergio Marchionne die Macht in der Alusuisse-Lonza Holding. 1997 gehörten – mit sicherem Instinkt für Verkaufsgewinne – 27,5% der Aktien Ebners Firma BZ-Visionen. Der Kanton Wallis wurde unter Druck gesetzt, zu Gunsten der Alusuisse auf acht Prozente ihrer Wasserkraftsteuer zu verzichten. Die bis 2005 ausgehandelten Rabatte sollen den Kanton 30 Millionen Franken kosten. 2000 zerteilten die Financiers die ökonomisch und ökologisch sinnvolle Einheit des Alusuisse-Lonza-Konzerns in maximal lukrative Portionen. Unter dem Strich resultieren aus den Veräusserungen des Polymer-Bereichs der Lonza und des Energiegeschäfts mit den Kraftwerken Erträge von über einer Milliarde Franken, berichtete der Lonza-Chef Markus Gmür später stolz. Blochers Kraftwerke der EmsChemie machten denselben Wandel mit, aber etwas unkonventioneller, mit einer Abgeltung in Bargeld sowie Lieferverträgen zu sehr günstigen Bedingungen. Die im Wallis ausgehandelten Stromrabatte endeten 2005. Da die Aluminiumproduktion extrem viel Energie braucht, betragen die Stromkosten rund 35% der Produkti-

Bild 6. Zu den hervorragenden Staumauerkonstruktionen gehört diejenige von Marécottes. Sie entstand 1925 in einer sparsamen Eisenbetonbauweise mit Streben und Vielfachbögen, Foto HB 1989.

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6.

Bild 7. Die 1961 vollendete Gewichtstaumauer Grande-Dixence bleibt weltweit die grösste dieser Bauweise, Plan HB 1998. onskosten. 2006 wurden die Öfen der Walliser Hütten kalt gestellt, die Bestandteile der ehemaligen Alusuisse gehörten nun deutschen und amerikanischen Energieund Rohstoffkonzernen, das Aluminiumwalzwerk Chippis wird vom Inder Birla weiter betrieben.

5.

Die Schweiz als Musterland der Stromversorgung Bereits 1928 galt die Schweiz als Musterland der Stromversorgung. Auf dem Höhepunkt des Kraftwerkbaus, 1950, erzeugten die Wasserkraftwerke 20% der verbrauchten Energie. 4000 Kilometer Stollen und Kanäle führten 75% der ertragreichen Wassergefälle auf die Turbinen der Kraftwerke. In den Alpen entstanden bis in die 1960er-Jahre 50 grosse Stauseen, einzelne hinter Talsperren mit WeltrekordDimensionen. Die 1946 bis 1961 erbaute, 285 Meter hohe Gewichtsstaumauer Grande-Dixence ist mit 15 Millionen Tonnen Gewicht bis heute die grösste dieses Typs auf der Erde.

Zur weiteren Region mit grossen Elektrizitätswerken entwickelte sich das Berner Oberland. Das zu den Bernischen Kraftwerken BKW gehörenden Kraftwerke Oberhasli KWO nutzen die Wasserkräfte 194

des oberen Aaretals und des Gadmen- und Gentals bis zur Aareschlucht. Das Gebiet der KWO ist ideal für die Gewinnung von Strom zur Deckung der Verbraucherspitzen: Grosse Höhenunterschiede, viel Wasser und fester Fels. Ab 1925 entstanden neun Kraftwerke mit 25 Turbinen, sieben Pumpen und einer Pumpturbine, gespiesen von acht Stauseen und natürlichen Seen. Die KWO sind grundlegend wichtig für die schweizerische Stromversorgung, decken sie doch 11% der Speicherkapazität für die Spitzennachfrage im Winter, in den Morgen-, Mittags- und Abendstunden der Werktage.

Mit den drei im Bau befindlichen neuen Pumpspeicherwerken wird die Pumpspeicherleistung der Schweiz bis ins Jahr 2015 mit Milliardeninvestitionen um 2100 MW auf rund 3500 MW mehr als verdoppelt. Der weitere Ausbau von Speicherkraftwerken zu Pumpspeicherkraftwerken ist allerdings umstritten. Das Füllen der Stauseen durch das Hinaufpumpen von Wasser braucht mehr Energie als damit erzeugt wird. 2007 stammte zudem 20% des Stroms in der Schweiz aus unbekannter Herkunft, davon die Hälfte aus deutschen Kohlekraftwerken, der mit den Wasserkraftwerken «veredelt» wird.

Strommarkt-Liberalisierung auch in der Schweiz Die grossen Wasserkraftwerke der Schweiz werden von wenigen Werktätigen sehr effizient unterhalten, was bei geringen Betriebskosten hohe Renditen sichert – falls keine bedeutenden Investitionen in die Erneuerung und in den Ausbau anfallen. Dieses Refugium eines lukrativen, öffentlichen Eigentums ist seit den 1990erJahren ununterbrochenen Angriffen der Privatisierer ausgesetzt. Überall wurde ein Reformstau ausgemacht, bis die Europäische Union ihre Mitgliedstaaten verpflichtete, die Energiewirtschaft zwischen 1996 und 2003 zu liberalisieren. Grossbritannien, Deutschland und Skandinavien gingen voran und forderten von den anderen, sie müssten durch mehr Wettbewerb die Effizienz steigern.

Das Resultat war ein Wettlauf, wer wen wie schnell schluckt. Im europäischen Energiemarkt entstanden an Stelle von vielen öffentlich-politisch kontrollierten regionalen und nationalen Unternehmen internationale Konzerne: Im Juni 2000 die deutsche E.ON, die ehemalige Unternehmen in Osteuropa, in Skandinavien und eine 20%-Beteiligung an den Bernischen Kraftwerken BKW kontrolliert. Zum weiteren deutschen Energiemulti fusionierten die Deutsche Bank und die Allianz-Versicherungen die Ruhrgebiet-Werke zur RWE. Mit der Teilprivatisierung der Electricité de France EDF entstand ein weiterer Gigant.

Italien verlor einen Grossteil seiner Kraftwerke an die südamerikanisch-spanische ENDESA. Wie in der weitgehend ausverkauften übrigen Industrie drängen auch in der Stromindustrie Financiers mit Finanzinstituten in die Energieunternehmen und fordern Reformen zu ihren Gunsten. Ab 1998 frohlockte man in Deutschland: «Die Schweiz liberalisiert den Strommarkt… der Nationalrat will privatwirtschaftliche Organisationen – deutsche Beteiligungen an der Perle Elektrizitätsgesellschaft Laufenburg, an den BKW, an MOTOR-COLUMBUS. Kaufinteressen haben (auch) Bankier Ernst Müller-Möhl von der Actieninvest AG. Zusammen mit David de Pury hat er die Schweizer Stromnetz AG gegründet.» Wie weiter oben dargestellt, übernahmen Martin Ebner und Christoph Blocher die elektrochemischen Werke von Alusuisse-Lonza und spalteten diese auf – unter anderem zwecks milliardenschweren Verkaufs der Elektrizitätswerke an neue Stromkonzerne.

Im Bewusstsein dieser Zusammenhänge bildeten Grüne und ein Teil der Gewerkschaften 2001 ein Referendumskomi-

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tee gegen das neue schweizerische Elektrizitätsmarktgesetz EMG. Das Komitee stand in Opposition zum gesamten Machtspitze im Lande: Zu den Grossbanken CS und UBS, zur Industrie, zu den bürgerlichen Parteien, zu den sozialdemokratischen Nationalräten Rudolf Strahm und Simonetta Sommargua und zu Bundesrat Leuenberger. Die Abstimmung vom 22. September 2002 war mit 52% Stimmen gegen das EMG eine historische Überraschung. Vorübergehend stärkte das die Position der öffentlich geführten Unternehmen. Die Grossbanken CS und UBS zogen sich angesichts des Reformstaus vom schweizerischen Stromgeschäft zurück. Sie veräusserten die von ihnen kontrollierten Engineerings- und Finanzierungsunternehmen ELEKTROWATT und MOTOR-COLUMBUS. Teile der aufgespalteten ELEKTROWATT gingen an Siemens, an die finnische Pöyry Infra AG und an die nordostschweizerische AXPO. Zur ab 2001 fusionierten AXPO Gruppe gehören die Elektrizitäts-Gesellschaft Laufenburg, die Centralschweizerischen Kraftwerke und die Nordostschweizerischen Kraftwerken NOK. Mit 2700 Mitarbeitern ist sie der grösste Stromproduzent der Schweiz. Sie ist zu 100% im Besitz der Kantone. Doch untersteht sie als Holding nicht direkt einer parlamentarischen Kontrolle.

Auch der neue Stromkonzern ALPIQ ist mehrheitlich im öffentlichen Eigentum, seitdem die UBS ihre Beteiligung an der Vorläuferfirma MOTOR-COLUMBUS verkauft hat: Kurz vor dem Kollaps ihrer Bank haben sich die UBS-Manager damit saniert und eine schweizerische Energieholding unter dem Dach der Aare-Tessin-Elektrizitätswerke Atel gebildet. MOTOR-COLUMBUS hatte im letzten Geschäftsjahr 2006 noch 7900 Angestellte. Nach Umbenennung, Aktientausch, Sitzverlegung und Fusion mit der Energie «Ouest Suisse EOS Holding» hiess die neue Holding 2009 ALPIQ. An diesem neuen «schweizerischen» Konzern beteiligt ist die EDF. Durch die Trennung von Netz und Einspeisern ist ein weiterer Konzern entstanden. Denn zwecks nahtloser Verbindung mit dem europäischen Netz wurde die Starkstromübertragung theoretisch aus den alten Stromkonzernen herausgelöst: Von den Kraftwerken «unabhängige» Freileitungen und Seekabel sollen alle Länder Europas miteinander verbinden und so den Wettbewerb unter den einspeisenden Stromerzeugern fördern. So übernahm die neue schweizerische Betreibergesellschaft Swissgrid als Aktiengesellschaft das Hochspannungsnetz von den beteiligten Kraftwerkkonzernen.

7.

Schwierige und erfolgreiche Reaktivierung von Kleinkraftwerken Neben den grossen Werken mit mehr als 10 MW Leistung, die über 90% des Stroms aus Wasserkraft produzieren, existieren aber auch Hunderte von Kleinkraftwerken. Von den 1927 noch gezählten rund 6000 vorwiegend Kleinstkraftwerken ist der Grossteil verschwunden oder nicht mehr im Betrieb. Im Jahre 1985 wurde die Zahl der in Betrieb stehenden Kleinstkraftwerke mit weniger als 0.3 MW installierter Leistung noch auf rund 700 geschätzt.

Der Nahostkonflikt, die Erdölkrise und die Kernkraftwerkkatastrophe in Japan brachten Trendwenden im Wasserkraftwerksterben. Viele kleinere Werke, die überlebt hatten, werden nun reaktiviert und teilweise erneuert. Die Energiezentralen solcher Kleinwerke sind mit kostengünstiger Technik ausgerüstet. Noch heute gibt es einige Werke, deren Turbinen und Generatoren – abgesehen von kurzen Revisionsunterbrüchen – seit 100 Jahren Tag und Nacht laufen. Mit solchen Anlagen lässt sich Strom zu 12 bis 20 Rappen pro kWh Gestehungskosten produzieren.

Gefährdet sind sie dann, wenn die Tiefbauten oder die Maschinenanlagen grundlegend renoviert werden müssen. Anlass zu solchen Investitionen gibt auch der lokale Umweltschutz. Die Vorschrift zum Einbau von Fischtreppen und die Abgabe von Restwasser für die Revitalisierung vernetzter Ökoräume haben manches Kleinkraftwerk verschwinden lassen. Dennoch liefern heute, unter anderem auch durch den Bau von rund 130 neuen Trinkwasserkraftwerken gegen 1000 Werke mit weniger als 10 MW Leistung Strom.

Im Zuge der angestrebten, unerfüllten Ziele des Bundesprogramms «Energie 2000» ist es dank Umweltzertifizierung, Umverteilung von Einnahmen und öffentlichen Subventionen auf dem Markt der Kleinkraftwerke zu einer explodierenden Anzahl von Akteuren gekommen. Sie nutzen die Ökostromförderung und die Subventionen für das eigene Geschäft. Wäre da nicht ein steigender Stromverbrauch und die Liberalisierung zu Gunsten der grossen Teilnehmer, so hätten sich die öffentlichen Regelungen und Investitionen ökonomisch und für den Klimaschutz gelohnt: vor allem aufgrund der erwähnten neuen Trinkwasserkraftwerke ist die installierte Leistung der Kleinstwasserkraftwerke mit weniger als 0.3 MW installierter Leistung seit 1985 wieder von total 42 auf 56 Megawatt gestiegen – allerdings produzieren diese zusammen nur 210 GWh pro

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Jahr und tragen damit gerade mal 0.6% zur schweizerischen Wasserkraftproduktion bei.

Mit der Fortsetzung des Programms unter dem Titel «EnergieSchweiz» hat der Bund ein spezielles Beitragsprogramm für Kleinwasserkraftwerke entwickelt, das einen neuen Investitionsboom begünstigt. Beschleunigt wird diese Entwicklung allenfalls durch die Integration der Schweiz in den globalen CO2-Emissionshandel.

Dabei werden etliche idealistische Akteure aus der Pionierzeit der Ökobewegung durch Teilnehmer der grossen Stromkonzerne verdrängt. Diese investieren in die lukrativen mittelgrossen Werke. Die Betreiber der Kleinstkraftwerke hingegen sehen in der Strommarkt-Liberalisierung fast nur Nachteile. Bereits heute sucht der seit den 1990er-Jahren wichtige «Interessenverband schweizerischer KleinkraftwerkBesitzer» ISKB neue Strukturen. Im Bereich der Wasserkraftnutzung durch kleine Werke wird zwar ein zusätzliches Potenzial von 80% geschätzt. Dabei müssten aber vor allem Kleinstkraftwerke mit Leistungen unter 1 MW gefördert werden. Für diese im Betrieb überdurchschnittlich aufwändigen Anlagen müsste der Abnahmetarif weiter angehoben werden können. Eine solche Wirtschaftspolitik würde dann auch zur rascheren Modernisierung von historischen Klein- und Kleinstkraftwerken führen. Eine grosse Zahl solcher Werke sind letztmals in den 1940er-Jahren modernisiert worden – in einer Kriegs- und Krisenzeit, in der die Schweiz unter Energienot litt.

Literatur Bärtschi Hans-Peter: Industriekultur, unterwegs zu 333 Zeugen des produktiven Schaffens – im Kanton Bern, Zürich 2006; – im Kanton Zürich, Zürich 2009; – in der Ostschweiz, Zürich 2012.

Bärtschi Hans-Peter: Die industrielle Schweiz – aufgebaut und ausverkauft, Baden 2011.

Bärtschi Hans-Peter: Kleinwasserkraftwerke in der Schweiz, in: Nike-Bulletin 1–2/2009.

Eidgenössisches Departement des Innern: Statistik der Wasserkraftanlagen der Schweiz auf den 1. Januar 1928, Bern 1928.

Electriciens Romands (Hg.): Talsperren der Schweiz, Gollion 2006.

Wyssling Walter: Die Entwicklung der schweizerischen Elektrizitätswerke und ihrer Bestandteile, Zürich 1946.

Anschrift des Verfassers Hans-Peter Bärtschi, Dr. sc.techn./dipl.Arch.

ETH, Geschäftsführer www.sgti.ch Lokdepot Lindstr. 3, CH- 8400 Winterthur baertschi@arias-industriekultur.ch

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Wasserkraftausbau: ja, aber ...

Ein Streitgespräch Dani Heusser, Roger Pfammatter

Beim Thema Wasserkraftausbau scheiden sich die Geister. WWF-Gewässerschutzexperte Dani Heusser und Roger Pfammatter, der Geschäftsführer des Wasserwirtschaftsverbands, stellen sich einem vom «1to1 energy forum» organisierten Streitgespräch.

Stellen Sie sich vor, Ihnen erscheint eine gute Fee, die spezialisiert ist auf Energiewunder. Was würden Sie sich wünschen?

Heusser: Ich wünschte mir, dass alle Gebäude, die wir in der Schweiz haben, ökologisch saniert würden, sodass man einen Grossteil der Energie einsparen könnte.

Pfammatter: Dass die Schweiz als Vorreiterin den Umbruch Richtung nachhaltige Energieversorgung schafft und damit auch die Abkehr von endlichen fossilen Energieträgern.

Kommen wir zum Thema Wasserkraft: Welche Bedeutung hat sie im Schweizer Energiemix?

Pfammatter: Eine zentrale. Wir haben das Glück, dass wir viel Wasser und viel Gefälle haben in der Schweiz, und damit können wir einen massgeblichen Teil unseres Bedarfs mit einheimischer und erneuerbarer Wasserkraft abdecken.

Momentan liefert sie rund 36 TWh Strom und deckt mit 97 Prozent praktisch den gesamten erneuerbaren Anteil.

Heusser: Ich sehe es ähnlich. Die Schweiz ist das Wasserschloss Europas. Über 50 Prozent unserer Stromproduktion stammen aus Wasserkraft. Sie wird weiterhin eine wesentliche Rolle spielen: in der Regulierung und Stabilisierung der Netze, aber nicht im Ausbau. Hier müssen wir andere Lösungen finden.

Welche Technologien kommen dafür in Frage?

Heusser: Die beste Technologie ist, den Strom gar nicht zu verbrauchen.

Das ist auch das Günstigste. Das heisst Energieeffizienz, einerseits im Gebäudebereich, andererseits bei stromfressenden 196

Bild 1. WWF-Gewässerschutzexperte Dani Heusser und Roger Pfammatter, der Geschäftsführer des Wasserwirtschaftsverbands.

Geräten. Grosses Potenzial sehe ich auch in der Solartechnik.

Pfammatter: Effizienz steigern und Strom sparen ist gut, wird aber nicht reichen. Wir brauchen zusätzlichen Strom.

Die Alternativen sind fossile Stromproduktion und Importe zweifelhafter Zusammensetzung. Weil Sonne und Wind nicht immer verfügbar sind, werden wir zudem Mühe mit der Versorgungssicherheit haben. Hier hat die Wasserkraft enorme Vorteile: Sie liefert Band- und Spitzenenergie. Wir können speichern und flexibel und kurzfristig Wasserkraftwerke zu- und abschalten.

Laut einem Bundesratsbeschluss sollen Schutzzonen aufgehoben werden zugunsten der Wasserkraft. Was halten Sie davon?

Heusser: Dieser Beschluss geht in die falsche Richtung. Der WWF hat eine klare Haltung: Eine nachhaltige Energiezukunft darf nicht auf Kosten von Gewässern in Schutzgebieten gehen, denn wir haben nur noch wenige Gewässer, die wirklich wild und unberührt sind. Diese Perlen müssen wir unbedingt erhalten. Zudem ist die Stromproduktion in Schutzgebieten marginal und steht in keinem Verhältnis zum Eingriff in die Natur.

Pfammatter: Es geht nicht darum, Schutzgebiete aufzuheben, sondern Erweiterungsprojekte zuzulassen, bei denen mit möglichst wenig Eingriffen möglichst viel Strom produziert werden kann.

Haben Sie ein konkretes Beispiel?

Pfammatter: Im Oberaletschgebiet. Dort wurde vertraglich beschlossen, das Gebiet nicht zu nutzen. Die Gemeinden und der Kanton wollen dies nun doch.

Mit der Erweiterung der bestehenden Anlage könnten 100 GWh produziert werden. Das entspricht der Produktion von 100 Windturbinen. Und die Auswirkungen wären sehr bescheiden.

Heusser: Das bezweifle ich. Zudem hat es Präjudizcharakter, wenn wir beginnen, Verträge aufzulösen und Schutzgebiete wie das Aletschgebiet, das zum Unesco-Weltnaturerbe gehört, aufzubrechen. Deshalb sollten wir zuerst Erweiterungsprojekte realisieren, die kein Konfliktpotenzial bergen.

Stichwort Restwasser: Hier kämpfen Naturschützer und Stromproduzenten um jeden Liter pro Sekunde. Wie kampflustig sind Sie noch?

Pfammatter: Kraftwerksbetreiber müssen möglichst viel Wasser turbinieren,

«Wasser Energie Luft» – 104. Jahrgang, 2012, Heft 3, CH-5401 Baden

denn sie werden an der Rentabilität gemessen. Sie halten sich an die Gewässerschutzgesetzgebung, die ausgesprochen streng ist. In den nächsten 20 Jahren wird zudem 1 Milliarde Franken investiert in die ökologische Sanierung bestehender Anlagen: u.a. für die Fischdurchgängigkeit und die Behebung von Abflussschwankungen.

Heusser: Zum Teil warten wir fast 30 Jahre, dass gewisse Flüsse wieder Restwasser führen. Stromproduzenten arbeiten mit der Ressource Wasser und gleichzeitig mit dem Lebensraum Natur.

Deshalb ist es wichtig, dass sie so viel Restwasser zur Verfügung stellen, damit die Fische unterhalb der Fassungen schwimmen und laichen können. Dafür kämpfen wir.

Gibt es eine Zukunft der Wasserkraft, mit der Sie beide zufrieden wären?

Pfammatter: Wir müssen einerseits die Wasserkraft noch ökologischer machen. Und andererseits schauen, dass nicht zuviel Produktion verloren geht.

Die günstigste Energie mag die nicht gebrauchte sein. Die zweitgünstigste Energie ist die, die wir nicht durch unnötige Verluste verlieren. Deshalb müssen wir bei den Restwassermengen moderate Lösungen finden und Schwerpunkte setzen: nicht überall alles wollen, sondern sinnvolle Lösungen finden.

Heusser: Es braucht eine Zukunft der Schweizer Wasserkraft, aber keine neuen Wasserkraftwerke an wirklich wertvollen Gewässern oder in Schutzgebieten wie der Rheinschlucht oder im Aletschgebiet. Dann haben wir den Ausgleich, den wir brauchen. Konflikte bringen nichts in dieser Diskussion ...

Pfammatter: ... sind aber wohl unvermeidlich. Widerstand werden alle Massnahmen hervorrufen: Denkmalschützer sind gegen Photovoltaik, Landschaftsschützer gegen Wind, Klimaschützer gegen die fossile Produktion, Fischer und Gewässerschützer gegen die Wasserkraft.

Die Schweiz braucht neue Kompromisse.

Zur Verfügung gestellt von «1to1 energy forum», erschienen in der Ausgabe 02-12.

Anschriften Dani Heusser, WWF Schweiz Hohlstrasse 110, CH-8037 Zürich dani.heusser@wwf.ch, www.wwf.ch Roger Pfammatter, SWV Rütistrasse 3a, CH-5400 Baden r.pfammatter@swv.ch, www.swv.ch

Développer la force hydraulique: oui, mais ...

Une entretien

Le développement de la force hydraulique est une question qui divise. Dani Heusser, expert en matière de protection des eaux chez WWF Suisse et Roger Pfammatter, directeur de l’association suisse pour l’aménagement des eaux, s’entretiennent à ce sujet.

Une bonne fée, spécialisée dans les miracles énergétiques, accepte d’exausser l’un de vos vœux. Que lui demandez-vous?

Heusser: Je souhaiterais qu’en Suisse, tous les bâtiments fassent l’objet d’un assainissement écologique, ce qui permettrait de réaliser d’importantes économies d’énergie.

Pfammatter: Je lui demanderais de faire de la Suisse un pays leader en matière d’approvisionnement durable et d’abandon des énergies fossiles.

Revenons-en à la force hydraulique: quelle est sa place dans le mix énergétique suisse?

Pfammatter: Une place centrale.

Nous avons la chance de disposer en

Suisse d’un vaste système hydrologique, qui nous permet de couvrir une bonne part de nos besoins en électricité avec une source d’énergie locale et renouvelable.

Actuellement, la force hydraulique produit 36 TWh de courant , soit 97% de la part de production issue du renouvelable.

Heusser: La Suisse est le château d’eau de l’Europe. Plus de 50% de notre production est issue de la force hydraulique. Cette dernière continuera de jouer un rôle déterminant pour la régulation et la stabilisation des réseaux. En ce qui concerne le renforcement de la production en Suisse, je pense toutefois qu’il faudrait se concentrer sur d’autres technologies.

A quelles technologies pensez-vous?

Heusser: La meilleure technologie, et la moins coûteuse, est de ne pas utiliser d’électricité! Il faut promouvoir l’efficacité énergétique, dans le domaine des bâtiments comme dans celui de l’électroménager. Je vois aussi un fort potentiel dans la technologie solaire.

Pfammatter: Augmenter l’efficacité et faire des économies d’énergie, c’est bien, mais cela ne suffira pas. Nous avons

«Wasser Energie Luft» – 104. Jahrgang, 2012, Heft 3, CH-5401 Baden

besoin de plus d’électricité. Ces besoins peuvent être couverts par des sources fossiles et des importations de courant dont l’origine est peu claire. Le soleil et le vent étant des sources d’énergie irrégulières, la sécurité d’approvisionnement ne peut pas être garantie. La force hydraulique, elle, détient un atout majeur: elle fournit aussi bien de l’énergie en ruban que de l’énergie de pointe, ce qui nous permet de stocker l’énergie et de la produire quasiment à la seconde selon les besoins.

Selon un arrêté du Conseil fédéral, des zones protégées devront être supprimées pour permettre le développement de la force hydraulique. Qu’en pensez-vous?

Heusser: Cet arrêté va dans la mauvaise direction. Le WWF suit une ligne claire: un avenir énergétique durable ne peut pas se construire au détriment des zones protégées. Il ne reste plus beaucoup de cours d’eau à l’état naturel en Suisse, et nous devons absolument préserver ces joyaux. De plus, la production d’électricité dans les zones protégées est marginale et donc complètement disproportionnée par rapport à l’impact sur la nature.

197

Pfammatter: Il ne s’agit pas de supprimer des zones protégées mais d’autoriser des projets d’extension qui permettraient d’augmenter sensiblement la production pour un impact environnemental minimal.

Pouvez-vous nous donner un exemple concret?

Pfammatter: La région de l’Oberaletsch. Il a été décidé par contrat de ne pas exploiter la force hydraulique dans cette zone. Les communes et le canton souhaiteraient toutefois le faire. En agrandissant les installations existantes, il serait possible de produire 100 GWh, ce qui correspond à la production de 100 éoliennes.

Et cela avec un impact environnemental minime.

Heusser: Permettez-moi d’en douter. Annuler des contrats existants et construire dans une zone protégée telle que la région d’Aletsch, qui fait partie du patrimoine naturel mondial de l’UNESCO, me semblent être des mesures préjudiciables.

Nous devrions peut-être d’abord réaliser des projets d’extension qui recèlent un potentiel de conflit moins important.

Parlons de débits résiduels: les associations de protection de la nature et les producteurs d’électricité se disputent chaque litre par seconde. Continuez-vous à vous battre?

Pfammatter: Les exploitants de centrales doivent turbiner un maximum d’eau, leur critère étant la rentabilité. Ils respectent la législation en matière de

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Figure 2. Roger Pfammatter et Dani Heusser. protection des eaux, qui est très stricte.

Au cours des 20 prochaines années, près d’un milliard de francs sera investi dans l’assainissement écologique d’installations existantes, notamment dans le domaine de la migration des poissons et la suppression des variations de débits.

Heusser: Cela fait presque 30 ans que nous réclamons un débit résiduel suffisant pour certaines rivières. Les producteurs d’électricité, qui exploitent une source d’énergie naturelle, ont également une influence directe sur l’écosystème. Il est donc important qu’ils laissent un débit résiduel permettant aux poissons de frayer en aval des prises d’eau. Nous nous battons pour cela.

Quelle serait votre vision d’avenir pour la force hydraulique?

Pfammatter: L’exploitation de la force hydraulique doit devenir encore plus écologique. Avant de discuter de l’extension de cette filière, il est important que nous puissions maintenir les acquis.

Nous devons donc trouver des solutions satisfaisantes concernant les débits résiduels et nous concentrer sur des pointsclés: ne pas vouloir tout et partout, mais proposer des solutions judicieuses.

Heusser: La force hydraulique a un avenir, mais nous n’avons pas besoin de nouvelles centrales exploitant des cours d’eau situés dans des zones protégées telles que la région de l’Aletsch. Il faut trouver le juste équilibre. Les conflits ne font pas avancer le débat…

Pfammatter: ... mais ils sont inévitables. Toutes les technologies susciteront une opposition: les partisans de la protection des monuments sont contre le photovoltaïque, les défenseurs du paysage contre l’éolien, les pro-climat s’opposent au thermique fossile, les pêcheurs et les défenseurs des cours d’eaux sont contre la force hydraulique. Ce dont la Suisse a besoin, c’est de nouveaux compromis.

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STK-Tagung

Talsperrenerhöhungen in der Schweiz: energiewirtschaftliche Bedeutung und Randbedingungen Anton Schleiss

Zusammenfassung Die Schweiz kann bereits seit mehreren Jahren ihren eigenen Stromverbrauch im Winter nicht mehr abdecken und ist auf erhebliche Stromimporte angewiesen. Diese Unterversorgung im Winter wird sich insbesondere mit dem Ausstieg aus der Kernenergie zukünftig noch verschärfen. Eine Erhöhung der Winterproduktion durch Umlagerung von Sommerenergie mittels erhöhter Speicherkapazität ist also auch in Zukunft für die Sicherheit der schweizerischen Stromversorgung von grösster Bedeutung.

Neue Speicher sind in der Schweiz nur noch an wenigen Standorten realisierbar. Mit geringfügigen Erhöhungen der bestehenden Talsperren, das heisst um weniger als 10% der ursprünglichen Höhe, könnte bei rund 20 Projekten ein zusätzliches Speichervolumen von etwa 700 Mio. m3 geschaffen werden. Damit könnte die Winterproduktion um 2 TWh und somit um 10% gegenüber heute erhöht werden. Berücksichtigt man dass einige Talsperren stärker erhöht werden könnten, dürfte gar eine Steigerung der Winterproduktion gegenüber heute von etwa 15% möglich sein.

Die Umlagerung durch Erhöhung von Talsperren ist für eine zukünftig sichere und eigenständige Stromversorgung der Schweiz, und für ihre vorrangige Stellung im europäischen Strommarkt als Lieferant von Spitzenenergie von ausserordentlicher Bedeutung.

1.

Einleitung – Bedeutung der Speicherenergie für die Schweiz und Europa Mehr als die Hälfte der Wasserkraftproduktion in der Schweiz stammt aus Speicherkraftwerken, welche jederzeit verfügbar ist und damit die Spitzen des Konsums abdecken kann. Die Schweiz mit ihren zahlreichen Stauseen verfügt über die grösste Speicherkapazität aller Alpenländer und hat deshalb bereits heute eine massgebende Stellung im europäischen Strommarkt als Lieferant von Spitzenenergie (Bild 1).

Nach dem geplanten Ausstieg aus der Kernenergie soll die jährliche Stromlücke teilweise durch Wasserkraft, aber insbesondere durch Solar- und Windenergie abgedeckt werden. Die neuen erneuerbaren Energien wie Sonne und Wind sind jedoch stark von meteorologi-

Résumé Depuis plusieurs années en hiver, la Suisse n’est plus capable de couvrir la demande en électricité par sa propre production.

Dès lors, le manque d’énergie doit être importé de l’étranger. Cet approvisionnement déficitaire hivernal s’aggravera encore avec la décision d’abandonner l’énergie nucléaire. Une augmentation de la production en hiver par transfert de l’énergie d’été grâce à un agrandissement de la capacité de stockage dans les retenues est très importante pour l’approvisionnement fiable et sûr d’électricité en Suisse.

La réalisation de nouvelles retenues est très limitée en Suisse.

Néanmoins par une faible surélévation des barrages existants, c’est-à-dire de moins de 10% de la hauteur initiale, avec environ une vingtaine de projets imaginables, il serait possible d’augmenter la capacité des retenues de 700 Mio. m3. La production en hiver pourrait ainsi être augmentée de plus de 2 TWh, ce qui correspond à une croissance de 10% par rapport à la production actuelle. En tenant compte que certains de ces barrages ne pourraient qu’être surélevés de seulement 10%, une croissance de 15% de la production serait réalisable en hiver.

Ceci est d’une importance primordiale pour la sécurité et l’indépendance de l’approvisionnement en électricité en Suisse, d’une part, et la position de la Suisse comme fournisseur de l’énergie de pointe dans le marché européen, d’autre part.

schen Bedingungen abhängig und somit grossen Schwankungen unterworfen. Um die Stabilität der Stromnetze und somit die Stromversorgungssicherheit zu gewähr-

leisten, sind bedeutende Leistungs- und Speicherkapazitäten in den Wasserkraftwerken erforderlich. Deshalb steht neben einem bedeutenden Zubau von neuen

Bild 1. Speicherkapazitäten in den Alpenländern für die jährliche Elektrizitätsproduktion und deren Anteil an der gesamten Wasserkraftproduktion (gemäss World Atlas Hydropower & Dams, 2011).

«Wasser Energie Luft» – 104. Jahrgang, 2012, Heft 3, CH-5401 Baden

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STK-Tagung Bild 2. Ausfuhr- und Einfuhrüberschuss über das gesamte Kalenderjahr (rechts) sowie im Winterhalbjahr (links) gemäss Schweizerische Elektrizitätsstatistik 2010 (BFE, 2011).

Pumpspeicherwerken auch die Erhöhung der Speicherkapazität im Vordergrund.

Die Schweiz kann damit nicht nur die Sicherheit ihrer eigenen Versorgung gewährleisten, sondern auch vermehrt die Batteriefunktion im europäischen Verbundnetz übernehmen.

Zu beachten ist, dass die Schweiz bereits heute in kalten Wintern ihren eigenen Stromverbrauch nicht abdecken kann [1]: in den letzten 10 Jahren mussten im Winterhalbjahr systematisch beträchtliche Strommengen importiert werden (Bild 2).

Betrachtet man die Jahre 2008 bis 2010 (Bild 3) so ist ersichtlich, dass sich dieser Einfuhrüberschuss auf die Monate Oktober bis April erstreckt. Diese Unterversorgung im Winter wird sich zukünftig noch verschärfen, insbesondere mit dem Ausstieg aus der Kernenergie. Eine Erhöhung der Winterproduktion durch Umlagerung von Sommerenergie mittels erhöhter Speicherkapazität ist also in Zukunft für die Sicherheit der schweizerischen Stromversorgung und deren Konkurrenzfähigkeit gegenüber dem Ausland von grösster Bedeutung.

Der Bau von neuen Speichern ist in der Schweiz nur noch beschränkt möglich. Deshalb muss das erforderliche Speichervolumen in naher Zukunft durch die Erhöhung bestehender Talsperren erzielt werden. Der vorliegende Beitrag gibt einen Überblick über die Möglichkeiten und Randbedingungen von Talsperrenerhöhungen in der Schweiz.

200

Bild 3. Monatliche Ausfuhr- und Einfuhrüberschüsse in den Jahren 2008–2010 (BFE, 2011).

2.

Ausbaupotenzial der Wasserkraft – Bedeutung der Winterenergie Unmittelbar nach der Erdbebenkatastrophe in Japan wurde im Mai 2011 im Rahmen der Energieziele des Bundesrates bis 2050 von einem Beitrag der Wasserkraft von 6.7 TWh ausgegangen, welcher sich aus 2.4 TWh aus Umbauten, 2.4 TWh aus Neubauten der Grosswasserkraft sowie 1.9 TWh aus Kleinwasserkraft zusammensetzte [2]. Wird dieser Zuwachs zur mittleren Produktionserwartung der bestehen-

den Kraftwerke (2011) addiert, erhält man 42.5 TWh. Dies ist mehr als das allgemein für die Schweiz angenommene technisch nutzbare Potenzial von 42 TWh. Es wurde also von der vollständigen Ausnutzung (100%) der Wasserkraft in der Schweiz ausgegangen, was sicher unrealistisch ist.

Im Juni 2012 wurden die Zahlen in der BFE-Studie «Wasserkraftpotenzial der Schweiz – Abschätzung des Ausbaupotenzials der Wasserkraftnutzung im Rahmen der Energiestrategie 2050» deutlich nach unten korrigiert [3]. Unter Berück-

«Wasser Energie Luft» – 104. Jahrgang, 2012, Heft 3, CH-5401 Baden

3.

Gründe, Bedingungen und grundsätzliche Möglichkeiten für Talsperrenerhöhungen Als die grossen Speicher in der Schweiz bemessen wurden, stützte man sich auf hydrologischen Daten von eher trockeneren beziehungsweise kälteren Jahren in der ersten Hälfte des letzten Jahrhunderts. Inzwischen haben sich die Zuflüsse zu vielen Stauseen mit dem Abschmelzen der Gletscher deutlich verstärkt; ein Trend der noch bis 2050 anhalten wird. Viele der Stauseen sind heute deshalb nicht in der Lage, sämtliche Sommerzuflüsse durch Speicherung in den Winter umzulagern. Veränderte Nutzungsbedingungen, wie beispielsweise grössere Freiborde infolge Naturgefahren oder Stauraumverlandungen, bewirken zudem eine Verminderung des ursprünglichen Speichervolumens.

Eine verstärkte saisonale Umlagerung gewinnt mit der Klimaveränderung immer mehr an Bedeutung. Auch die Speicherung und Veredelung von Sonnen- und Windenergie, welche stark von meteorologischen Bedingungen abhängen, werden noch grössere saisonale und auch kurzzeitige Umlagerungen in den Stauseen verlangen, insbesondere in Kombination mit der Pumpspeicherung. Die Erhöhung der Zuflüsse zu den Stauseen, beispielsweise durch neue Fassungen und Zuleitungen aber auch durch den Betrieb von Pumpspeicherwerken, kann auch Anlass für eine Speichervergrösserung durch Talsperrenerhöhungen sein. Und schliesslich ist nicht zuletzt auch der Wunsch nach erhöhtem Rück-

STK-Tagung

sichtigung der erhöhten Restwassermengen nach Erneuerung der Konzessionen gemäss Gewässerschutzgesetz wird bis 2050 noch von einem Jahresenergiezuwachs aus der Wasserkraft von 1.53 TWh unter den heutigen Nutzungsbedingungen und bis zu 3.16 TWh unter zukünftig optimierten Nutzungsbedingungen ausgegangen. Damit ist man wieder auf dem realistischen Prognoseniveau früherer Studien [4, 5, 6] sowie der Einschätzung des Schweizerischen Wasserwirtschaftsverbandes angelangt [7].

Leider wird in der erwähnten BFEStudie die Bereitstellung der erforderlichen Winterenergie nicht erwähnt, obwohl bereits heute die Schweiz ihren Bedarf nur durch Stromimporte im Winter abdecken kann. Es wird nur eine Erhöhung der Jahresproduktion von 170 GWh infolge von Potenzial aus Staumauererhöhungen und der Erschliessung neuer Zuflüsse angegeben.

Bild 4. Grundsätzliche Möglichkeiten für die Erhöhung von Talsperren am Beispiel von Gewichtsmauern (schematisch). haltevolumen für den Hochwasserschutz ein möglicher Grund.

Zusammenfassend können also folgende Gründe Anlass für eine Talsperrenerhöhung sein: • Speichervolumen ist unterdimensioniert • Verminderung des Speichervolumens • Verstärkte saisonale Umlagerung • Erhöhung der Zuflüsse • Rückhalteraum für Hochwasser Damit die Erhöhung einer Talsperre überhaupt in Betracht gezogen werden kann, muss das Verhalten der Talsperre gut bekannt sein und darf keine Anomalie seit der Inbetriebnahme aufweisen. Dasselbe gilt insbesondere für die Fundation und die Auftriebsverhältnisse. Allenfalls sind zusätzliche Erkundungen erforderlich. Im Zuge der Erhöhung müssen Massnahmen wie Drainagen und Injektionen in Betracht gezogen werden um den Auftrieb zu beschränken. Die Qualität der Materialien der bestehenden Talsperre (Beton und Dammmaterial) muss ausreichend sein um die zusätzlichen Belastungen übernehmen zu können.

Falls die Talsperre eine genügende Tragreserve aufweist und die Erhöhung entsprechend klein ist, kann die bauliche Massnahme allenfalls auf eine Kronenverstärkung beschränkt werden (Bild 4).

Dies dürfte in vielen Fällen zutreffen, vor allem falls die Erhöhung geringer als 10% der ursprünglichen Höhe ist. Eine solch geringfügige Erhöhung kann meistens auch ohne grössere Anpassungen bei den Triebwassersystemen bewerkstelligt werden. Sie kann zudem durch die hydraulischen Maschinen und Abschlussorgane mit noch ausreichender Sicherheit verkraftet werden.

«Wasser Energie Luft» – 104. Jahrgang, 2012, Heft 3, CH-5401 Baden

Bei grösseren Erhöhungen muss die Talsperre auf der ganzen Höhe verstärkt werden. Eine Verstärkung auf der Luftseite hat den Vorteil, dass der Stausee nicht entleert werden muss. Die Verstärkung wird aber erst belastet, wenn der Wasserspiegel die Kote übersteigt bei welcher die Verstärkung realisiert wurde. Soll die Verstärkung bereits bei tiefen Stauspiegeln Last übernehmen, müsste der Stausee auch abgesenkt werden. Dies ist bei einer Verstärkung auf der Wasserseite auf jeden Fall notwendig. Eine wasserseitige Verstärkung hat den Vorteil, dass sie mit der ursprünglichen Talsperre für alle Stauspiegel monolithisch tragen kann. Dies muss natürlich im Falle von Betonsperren neben einem aufgerauten Kontakt allenfalls mit Verdübelungen zwischen neuem und altem Beton gewährleistet werden.

Bei unvermeidbaren Durchlässigkeitsunterschieden zwischen neuem und altem Beton müssen allenfalls Drainagen im Kontakt vorgesehen werden, damit sich nicht ein Auftriebsdruck zwischen altem und neuem Beton aufbauen kann. Neben der Verstärkung der Talsperre auf der ganzen Höhe kann bei Betongewichtsmauern die zusätzlich erforderliche Trag- und Stabilitätssicherheit mit einer Vorspannung erzielt werden [8].

4.

Potenzial der Talsperrenerhöhungen in der Schweiz Mehrere Talsperren wurden in der Schweiz bereits erhöht, wie zum Beispiel: • Bogenmauer Mauvoisin um 13.5 m auf 250 m zwischen 1989 und 1991 (Vergrösserung des Stauseevolumens um 30 Mio. m3; zusätzliche Winterenergie 100 GWh) • Bogenmauer Luzzone um 17 m auf 201

STK-Tagung

225 m zwischen 1995 und 1999 (Vergrösserung des Stauseevolumen um 20 Mio. m3; zusätzliche Winterenergie 60 GWh) (Bild 5).

• Bogengewichtsmauer Muslen um 5 m auf 28 m im Jahre 1982.

Zurzeit im Bau ist die Vergrösserung des Muttsees um 15 Mio. m3 durch eine neue, bis zu 35 m hohe Gewichtsmauer (Bild 6), sowie die Erhöhung der Bogengewichtsmauer Vieux Emosson um 21.5 m zur Vergrösserung des Stauvolumens um 15 Mio. m3 (Bild 7). Im Weiteren ist die Erhöhung des Göscheneralpdammes um 8 m (Realisierung sistiert) sowie der Staumauern Lago Bianco Nord und Süd um je 4 m geplant. Baureif ist nicht zuletzt die Erhöhung der Staumauern Grimsel um 23 m welche das Nutzvolumen des Stausees um 75 Mio. m3 vergrössert und somit eine zusätzliche Winterproduktion von 200 GWh erlaubt. Dies ist für den Kraftwerkskomplex Oberhasli von grösster Bedeutung, da die Sommerzuflüsse heute nur teilweise in den Winter umgelagert werden können. Dadurch muss im Sommerhalbjahr erheblich turbiniert werden, selbst wenn die Preise der Spitzenenergie tief sind. Diese Situation wird sich mit der Zunahme von ins Netz eingespeisten Sonnenenergie noch verschärfen.

Das Potenzial der Staumauerhöhungen in der Schweiz wurde erstmals in einer Studie 1987 abgeschätzt [1]. Eine erneute Betrachtung wurde in der Elektrowatt-Studie im Jahre 2004 zuhanden des BFE gemacht [2]. Die Studie kam zu folgenden Schlüssen (Zitate): «Eine Erhöhung der 20 wichtigsten Speicher bringt ein Energiespeicherpotenzial von 240 GWh pro m Stauzielerhöhung, welche vermutlich weitgehend durch Umlagerung erreicht würde. Nimmt man an, dass bei der Hälfte dieser Speicher das Stauziel im Schnitt um 2 m erhöht wird, ergibt sich ein Ausbaupotenzial von 2400 GWh (16% der Produktionerwartung im Winter 2011).»

«Nachdem nun meistens mehrere Jahrzehnte alte Überwachungen vorliegen, kann man sich natürlich überlegen – Normalverhalten vorausgesetzt –, ob der Stau nicht um 1 bis 3 m höher gesetzt werden soll, was in der Regel nur minimale Anpassungen zu geringen Kosten erfordern würde. Der Einfluss auf die Umwelt ist durch eine so geringe Erhöhung bei bereits bestehenden Speichern meistens sehr klein.»

202

Bild 5. Bogenmauer Luzzone: Erhöhung um 17 m auf 225 m zwischen 1995 und 1999 mit Vergrösserung des Stauseevolumens um 20 Mio. m3, gleichbedeutend mit einer zusätzlichen Winterenergieproduktion von 60 GWh (Photo Maggia).

Bild 6. Vergrösserung des Muttsees um 15 Mio. m3 durch eine neue, bis zu 35 m hohe Gewichtsmauer.

«Durch Stauerhöhungen von meist rund 3 bis 15 m und vereinzelt mehr, können rund 30 ausgewählte Objekte 2300 GWh (15% der Proktionserwartung im Winter 2011) vom Sommer in den Winter umlagern. Die Zahl wird stark von Einzelobjekten dominiert, und gerade diese haben wenig Realisierungswahrscheinlichkeit.

Eine realistischere Annahme ist etwa die Hälfte, also rund 1000 GWh (6.5% der Proktionserwartung im Winter 2011).»

«Die Kosten für dieses Umlagerungsvermögen von der Sommer- auf die Winterenergie liegen in der Grössenordnung von CHF 0.80 bis 3.00 pro kWh-Jahresproduktion.»

Diese Einschätzung dürfte heute noch gültig sein. Als denkbare Projekte für eine geringfügige Erhöhung könnten etwa folgende Talsperren in Betracht gezogen werden: Albigna, Cavagnoli, Curnera, Emosson, Gebidem, Gigerwald, Gries, Hongrin, Sihlsee (In den Schlagen), Limmern, Mattmark, Moiry, Nalps, Ritom (Piora), Klöntal (Rhodannenberg), Sambuco, Santa Maria, Valle di Lei und Zervreila.

Mit geringfügigen Erhöhungen, das heisst weniger als 10% der ursprünglichen Höhe, könnte bei diesen 19 denkbaren Projekten ein zusätzliches Speichervolumen von rund 700 Mio. m3 geschaffen werden. Damit könnte die Winterproduktion

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STK-Tagung Bild 7. Erhöhung der Bogengewichtsmauer Vieux Emosson um 21.5 m zur Vergrösserung des Oberbeckens des Pumpspeicherwerkes Nant de Drance um 15 Mio. m3 (Baubeginn Sommer 2012) (Photo Straub AG). um mehr als 2 TWh und somit um mehr als 10% gegenüber heute erhöht werden. Einige Talsperren könnten sicher noch stärker erhöht werden, so dass gar eine Steigerung der Winterproduktion gegenüber heute um etwa 15% möglich sein dürfte.

5.

Schlussfolgerungen Die Schweiz kann bereits heute im Winter ihren eigenen Stromverbrauch nicht mehr eigenständig abdecken. Diese Unterversorgung wird sich zukünftig noch verschärfen, insbesondere mit dem Ausstieg aus der Kernenergie. Eine Erhöhung der Winterproduktion durch Umlagerung von Sommerenergie mittels erhöhter Speicherkapazität ist also in Zukunft für die Sicherheit der schweizerischen Stromversorgung und ihre Konkurrenzfähigkeit gegenüber dem Ausland von grösster Bedeutung. Neben dem unabdingbaren Bau von mindestens einem bis zwei neuen grösseren Stauseen muss das erforderliche Speichervolumen durch die Erhöhung bestehender Talsperren erzielt werden. Die Vergrösserung des Speichervolumens ist auch im Zusammenhang mit neuen Pumpspeicherwerken sowie Leistungserhöhungen bei bestehenden Kraftwerken ein strategisch wichtiges Element. Dann kann die Schweiz nicht nur die Sicherheit der eigenen Versorgung verbessern, sondern auch vermehrt die Batteriefunktion im europäischen Verbundnetz

übernehmen. Mehr Speichermöglichkeiten erlaubt der Schweiz im Wettbewerb der Spitzenenergielieferanten zu bestehen und die zukünftig vermehrt fehlende Bandenergie zu importieren, insbesondere im Winter. Vergrösserte Speichervolumen erlauben nicht zuletzt mehr Stauseezuflüsse vom Sommer in den Winter zu verlagern.

Dadurch kann verhindert werden, dass im Sommer turbiniert werden muss, wenn die Preise der Spitzenenergie wegen der stark subventionierten Sonnenenergie über die Mittagszeit sehr tief sind, wie dies in diesem Sommer bereits der Fall war.

Schweizer Ingenieure haben bereits langjährige Erfahrungen bei der Erhöhung und Verstärkung von Talsperren im In- und Ausland und sind somit auf diese Aufgabe gut vorbereitet. Solche Projekte sind oftmals anspruchsvoller als der Bau einer neuen Talsperre, was die hohe Kompetenz der schweizerischen Talsperrenbauingenieure unterstreicht.

Abschätzung des Ausbaupotenzials der Wasserkraftnutzung unter neuen Rahmenbedingungen, April 2011.

[3] BFE

(2012):

Wasserkraftpotenzial

der

Schweiz – Abschätzung des Ausbaupotenzials der Wasserkraftnutzung im Rahmen der Energiestrategie 2050, Juni 2012.

[4] Allet, B., Schleiss, A.: Wasserkraft in der Schweiz – Ausbau, Möglichkeit und Schranken. Schweizer Ingenieur und Architekt, Heft 29, 1990.

[5] BFE: Ausbaupotenzial der Wasserkraft.

Studie der Electrowatt-Ekono, 2004 [6] Schleiss, A.: «L’hydraulique suisse: Un grand potentiel de croissance par l’augmentation de la puissance» Bulletin SEV/ AES, 2/2007, pp. 24–29, 2007.

[7] Pfammatter, R.: Wasserkraftpotenzial der Schweiz – eine Auslegeordnung. «Wasser Energie Luft» 104 (1), pp. 1–14, 2012.

[8] Lafitte, R.: Utilisation des tirants de précontraintes dans les barrages. «Wasser Energie Luft» 77 (1/2), pp. 9–13, 1985.

Gekürzte Fassung eines Vortrages gehalten in Andermatt am 28. Juni 2012 anlässlich der Fachtagung des Schweizerischen Talsperrenkomitees zum Thema: «Erhöhung von Be-

Anschrift des Verfassers

tonmauern und Schüttdämmen».

Anton Schleiss, Prof. Dr. Dipl. Bauing. ETHZ, Laboratoire de constructions hydrauliques (LCH),

Literatur

Ecole polytechnique fédérale de Lausanne,

[1] BFE (2011): Schweizerische Elektrizitäts-

EPFL-ENAC-IIC, GC A3 514 (Bât. GC), Station

statistik 2010.

[2] BFE (2011): Energieperspektiven 2050 –

«Wasser Energie Luft» – 104. Jahrgang, 2012, Heft 3, CH-5401 Baden

18, CH-1015 Lausanne anton.schleiss@epfl.ch

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STK-Tagung

Innalzamento diga Luzzone: uno sguardo su 15 anni d’esercizio Andrea Baumer

Résumé Le barrage voûte de Luzzone, construit dans les années’60 avec une hauteur de 208 m et une capacité de 87 mio m3, constitue le bassin principal d’accumulation saisonnier des eaux de l’aménagement des Forces Motrices de Blenio. Ces eaux sont exploitées à l’aval sur les deux sauts de Olivone et Biasca pour globalement 1280 m de dénivelé. Avec des apports moyens estivaux de 127 mio m3, l’accumulation maximale possible était du 70%. Vers la fin des années ’80 la demande en énergie hivernale en Suisse a augmenté à tel point de devoir importer électricité de l’étranger, d’où la proposition de surélever le barrage de 17 m, amenant la capacité du lac à 107 mio m3. Les travaux se sont déroulés de 1995 à 1999 pour un coût complessif de 60 mio CHF. La capacité d’accumulation estivale peut ainsi atteindre les 85% des apports.

Du côté statique, le comportement du barrage a maintenu les attentes sortants de prévisions, avec un déplacement supplémentaire vers l’aval du couronnement dans le bloc central d’environs 40 mm (passant de 85 à 125 mm). Certaines sous-pressions ont augmenté avec la surcharge hydrostatique, sans causer des soucis. Tous les instruments installés avec la surélévation ont confirmé la régularité du comportement statique du barrage dans les années suivantes.

Du côté opérationnel, le volume supplémentaire disponible n’a pas toujours été pleinement utilisé, même si en moyenne on a un niveau de 10 m plus élevé qu’avant. La dernière décennie a quand même été intéressée par des nombreux gros travaux de révision des centrales à l’aval, donc avec des limitations d’exercice qui faussent la statistique. En plus, ces dernières années la fourniture des services de régulation du réseau ont amené à une demande accrue d’énergie de valeur aussi pendant la période estivale, en réduisant de conséquence le besoin d’accumulation saisonnière.

En veste de simples producteurs et pas de revendeurs d’électricité, il nous n’est pas possible dire si du côté économique la surélévation a été avantageuse ou pas. Il faudra attendre encore une série supplémentaire d’années «normales» pour mieux retrouver une optimalisation de l’utilisation du volume supplémentaire crée.

Zusammenfassung Die Staumauer Luzzone wurde in den 60er-Jahren mit einer Höhe von 208 m und einem Nutzinhalt von 87 mio m3 gebaut. Der Stausee bildet den Hauptsaisonspeicher der Blenio Kraftwerke AG. Das Wasser wird talabwärts von den zwei Stufen Olivone und Biasca mit einer Fallhöhe von insgesamt 1280 m genutzt. Mit durchschnittlichen Sommerzuflüssen von 127 mio m3 betrug die maximale Speicherung im See rund 70%. Ende des letzten Jahrtausend ist in der Schweiz die Nachfrage nach Winterenergie dermassen gestiegen, dass vom Ausland Energie importiert werden musste. Deshalb wurde der Vorschlag gemacht, den Staudamm Luzzone zu erhöhen um im Winter eine grössere Speicherkapazität zur Verfügung zu haben. Die Luzzone-Staumauer wurde daher um 17 m erhöht und somit die Speicherkapazität auf 107 mio m3 vergrössert. Die Arbeiten dauerten von 1995 bis 1999 bei Kosten von gesamthaft 60 Mio. CHF. Die Sommerspeicherkapazität kann heute 85% der Zuflüsse erreichen.

Das statische Verhalten der erhöhten Staumauer liegt im Rahmen der Modellrechnungen, mit einer zusätzlichen Verschiebung der Dammkrone talwärts von zirka 40 mm (von 85 bis 125 mm. Es wurde gegenüber den Prognosen jedoch eine höhere Starre der Staumauer festgestellt (ca. 5 mm geringere Verschiebung bei vollem Becken), was auf den neuen Beton und die zusätzlichen Injektionen zurückgeführt werden kann. In einigen Fällen ist der Auftrieb wegen der Steigerung der hydrostatischen Belastung angestiegen, ohne jedoch Sorgen zu bereiten. Sämtlichebei der Erhöhung installierten Instrumente haben die Regelmässigkeit des statischen Verhaltens der Staumauer nach der Erhöhung bestätigt.

Im Betrieb wurde das zusätzlich zur Verfügung stehende Fassungsvermögen nicht immer vollständig ausgenutzt. Im Durchschnitt ist die Seekote allerdings rund 10 m höher. Das letzte Jahrzehnt war von etlichen grossen und wichtigen Revisionsarbeiten in den unterstehenden Kraftwerken geprägt, was einen beschränkten Betrieb mit sich zog und daher die Statistik verfälscht. Zudem hat in den letzen Jahren die Lieferung für die Systemdienstleistung des Netzes dazu geführt, dass eine höhere Nachfrage nach hochwertigem Strom auch in den Sommermonaten vorhanden war, Diese Entwicklungen haben den Bedarf für die saisonale Speicherung reduziert.

Aus Sicht des Wasserkraftproduzenten (nicht des Händlers) ist kein abschliessendes Urteil über die Wirtschaftlichkeit der Erhöhung möglich. Klar ist, man muss noch einige «normale» Betriebsahre nutzen müssen, um eine Optimierung des geschaffenen zusätzlichen Volumen zu erreichen.

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1.

Impianti dell’Ofible SA Grazie alla produzione di elettricità con le risorse idriche da una parte e alle centrali nucleari dall’altra, la Svizzera negli anni ’70 e ’80 era un importante paese esportatore di elettricità. I picchi dei consumi venivano assorbiti dalla produzione indigena, mentre vi era parallelamente uno scambio di elettricità con i paesi limitrofi. Con l’aumento del consumo, già alla fine degli anni ’80 si intravvedevano dei periodi in cui il saldo tra produzione e consumo era negativo, soprattutto in inverno quando la produzione idroelettrica fluente è ridotta a causa del freddo e del maggior consumo per il riscaldamento. Sono così state cercate delle soluzioni per uno spostamento di energia dall’estate all’inverno, cosa possibile con i grandi bacini di accumulazione sulle Alpi, innalzando il muro di ritenuta (programma del Consiglio Federale «Energia 2000»). È così che, dopo un lavoro simile eseguito alla diga di Mauvoisin, anche la diga di Luzzone, costruita negli anni ’60, è stata analizzata per poter sopportare un sovraccarico supplementare.

Le Ofible SA sono una cosiddetta Partnerwerke, costituita da azionisti, perlopiù enti pubblici, che ritirano la loro quota parte di energia per utilizzarla nel loro comprensorio di distribuzione oppure per venderla sul mercato e che coprono di conseguenza i costi della società secondo la stessa percentuale di partecipazione. Sono dunque gli azionisti che decidono singolarmente quando è il momento più opportuno per produrre la loro parte di elettricità. Tutti hanno sostenuto l’avvio dei lavori di innalz-

amento della diga, vedendo in esso una rivalutazione del valore finanziario dell’energia prodotta in inverno piuttosto che in estate.

Le condizioni idrologiche permettevano una tale operazione, dato che la capacità di stoccaggio degli afflussi estivi era mediamente del 65–70 %. Il progetto definitivo ha portato ad un innalzamento di 17 m del muro, passando da 208 a 225 m nel punto centrale più alto (e divenendo così la terza diga più alta in Svizzera), ma limitando l’innalzamento del livello massimo del bacino a 15 m, riservando ulteriori 2 m di bordo franco quale sicurezza in caso di evento di piena estremo. I lavori di innalzamento della diga ad arco del Luzzone sono stati eseguiti

nella seconda metà degli anni ’90. La capacità energetica contenuta nel bacino è ora di oltre 300 GWh (equivalente al consumo annuo di circa 85 000 economie domestiche, oppure al 20% di tutta l’energia elettrica consumata in Ticino durante il periodo invernale).

Le possibilità di spostamento delle masse di acqua sono riassunte nelle Fig. 2 e Fig. 3, dove si nota che il periodo di maggior afflusso di acqua è in estate (scioglimento neve e precipitazioni sotto forma di pioggia), ma il consumo di acqua per la produzione di elettricità è maggiore in inverno quando la domanda è elevata e gli afflussi naturali sono ridotti.

Figure 1. Vista da valle della diga innalzata.

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Riassunto La diga del Luzzone, costruita negli anni ’60 con un’altezza di 208 m e una capacità di 87 mio m3, costituisce il bacino principale di accumulazione stagionale delle acque degli impianti delle Officine Idroelettriche di Blenio SA (Ofible SA). Queste acque vengono utilizzate a valle sui due salti di Olivone e Biasca per complessivi 1280 m. Con degli afflussi medi estivi di 127 mio m3, l’accumulazione massima possibile era originariamente del 70%. Alla fine dello scorso millennio la richiesta di energia in Svizzera era aumentata a tal punto da dover iniziare ad importare in inverno elettricità dall’estero; da qui la proposta di innalzare la diga e di disporre di maggiore volume d’accumulazione. La diga del Luzzone è stata innalzata di 17 m, portando la capacità del bacino a 107 mio m3. I lavori si sono svolti dal 1995 al 1999 per un costo complessivo di 60 mio di CHF. La capacità di accumulazione estiva può raggiungere ora così l’85% degli afflussi.

Dal lato statico, il comportamento della diga ha rispettato le previsioni, con uno spostamento supplementare a valle della corona diga nel blocco centrale di ca. 40 mm (passando da 85 a 125 mm). Alcune sottopressioni sono aumentate più che proporzionalmente con l’incremento del carico idrostatico, senza però creare preoccupazioni. Tutti gli strumenti installati con l’innalzamento hanno confermato la regolarità del comportamento statico della diga dopo l’innalzamento.

Dal profilo operazionale, non sempre il volume supplementare disponibile è stato utilizzato pienamente, anche se in media si opera con un livello del bacino di 10 m superiore a prima. L’ultimo decennio è però stato interessato da numerosi grossi lavori di revisione delle centrali a valle, dunque con limitazioni di esercizio che falsano la statistica. Inoltre negli ultimi anni la fornitura di servizi di regolazione della rete ha portato comunque a una maggiore richiesta di energia pregiata anche nel periodo estivo, diminuendo così la necessità di spostamento stagionale.

In qualità di semplici produttori e non di rivenditori dell’elettricità, non ci è possibile dire dal lato economico se l’innalzamento sia stato vantaggioso o no dal lato economico. Bisognerà comunque attendere una serie maggiore di anni «normali» per meglio vedere un’ottimizzazione dell’utilizzo del volume supplementare creato.

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2.

Innalzamento I lavori di innalzamento sono stati esegui-ti dal 1995 al 1999, con il primo invaso al nuovo livello nel 1998. Accanto all’innalzamento del muro, sono pure state adattate le opere annesse, con lo spostamento verso l’alto dello sfioratore, la nuova galleria stradale su sponda sinistra e l’ampliamento della camera di espansione del pozzo piezometrico.

Nel corpo diga sono stati installati numerosi nuovi strumenti di monitoraggio, affinché ogni cambiamento nel comportamento della diga potesse rimanere sotto controllo.

Il calcestruzzo aggiuntivo ha raggiunto gli 80 000 m3, gettati nelle stagioni 1996–1997.

Questo calcestruzzo è stato posato direttamente su quello vecchio, irruvidito dopo l’eliminazione della vecchia corona.

Su sponda sinistra la diga non appoggia sulla roccia ma termina nel vuoto dato che le forze orizzontali di spinta dell’arco vengono dirette verso il basso. Un’altra caratteristica della nuova sezione superiore è la presenza della galleria stradale (vedi Fig. 4).

Quest’ultima è servita per il transito degli automezzi durante i lavori ma serve tutt’ora per l’accesso pubblico alla Val Carassino.

La larghezza della corona diga è passata da 10 m a 4.5 m.

Comportamento statico della diga dopo innalzamento Diversi nuovi strumenti di controllo sono stati posati prima e durante i lavori di innalzamento, con lo scopo di sorvegliare con cura il comportamento del manufatto innalzato.

Nuovi pendoli, termometri nel calcestruzzo, misure dei giunti, estensimetri, cellule piezometriche sono tra gli strumenti principali installati e che hanno permesso una continua e precisa sorveglianza della diga durante il primo riempimento e negli anni successivi.

Per quel che concerne gli spostamenti sotto la spinta maggiorata dell’acqua, una previsione mediante modello statistico, elaborato dallo studio d’ingegneria Stucky, ha stimato un incremento di 40 mm nello spostamento verso valle per il punto centrale della corona. Questa previsione in termini relativi si è rivelata corretta, anche se finalmente i valori estremi assoluti non sono stati raggiunti a causa di una maggiore rigidità della diga causata da una reiniezione dei giunti anche nella parte vecchia. Delle superfici non riempite originariamente hanno permesso il passaggio del cemento d’iniezione lungo i vecchi giunti, colmandoli ed aumentando così il contatto tra i vari blocchi. Nella Fig. 5 si vedono per la sezione centrale (Blocco 16) le curve previste e misurate nel 1998 per tre fasi di riempimento del bacino.

Gli altri strumenti di misura

Fig. 2. Afflussi mensili al bacino e produzione prima dell’innalzamento.

3.

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Fig. 3. Spostamenti teorici delle masse d’acqua prima e dopo l’innalzamento. hanno pure registrato degli aumenti con l’incremento del livello della quota del lago, con alcune sottopressioni che nei primi anni dopo l’innalzamento sono aumentate anche in modo significativo ma che poi sono rientrate su valori antecedenti, grazie forse alla colmatazione delle fessure nella roccia di fondazione. Nella Fig. 6 si nota come subito dopo l’innalzamento i valori hanno superato il 60% della pressione del lago, per poi ridiscendere attorno al 40% dopo il 2004.

Le infiltrazioni d’acqua provenienti dalla roccia d’appoggio, importanti in sponda sinistra nella parte più elevata, dopo iniezioni supplementari si sono ridotte a valori accettabili.

Si può dire così che il comportamento statico della diga è regolare e segue un andamento come da previsione.

4.

Utilizzo delle acque Con l’innalzamento il volume teorico di acqua che può venire spostato dall’estate verso l’inverno è passato da 87 a 107 mio m3, che corrisponde ad un incremento di 60 GWh della produzione invernale. Generalmente si parla di spostamento da estate idrologica (che inizia il 1° aprile) a inverno idrologico (che inizia il 1° ottobre). Mediamente però il bacino raggiunge il suo livello minimo ad inizio maggio, prima dello scioglimento delle nevi e dopo che le precipitazioni sono passate da nevose a pioggia, per poi raggiungere il massimo nella seconda metà di ottobre.

Passando dalla teoria alla pratica, i dati riportati qui di seguito si riferiscono alla differenza tra il contenuto minimo e quello massimo raggiunti nel corso dell’anno.

Considerando la quindicina di anni

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STK-Tagung Fig. 4. Sezione della parte superiore della diga e foto durante i lavori di getto.

Fig. 5. Previsione e misura degli spostamenti del blocco centrale (Blocco 16). precedenti l’innalzamento, mediamente su un massimo di 87 mio m3 (corrispondente al 66% degli afflussi estivi) ne sono stati utilizzati 77 (58% degli afflussi). Nella quindicina di anni dopo l’innalzamento, con una capacità di 107 mio m3 (che porta ad una riserva massima possibile di 81% degli afflussi estivi) ne sono stati utilizzati 90 (68% degli afflussi). Questo non corrisponde dunque pienamente con gli in-

tenti iniziali, avendo in media uno spostamento supplementare di 39 GWh invece dei 60 GWh previsti.

L’utilizzo della possibilità di accumulo varia però molto da anno in anno e dipende sì dall’andamento meteorologico, ma anche dalle messe fuori servizio di parti dell’impianto per lavori di revisione e manutenzione, così come pure da messe fuori servizio di altri grossi impianti di produzi-

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one in Svizzera, con lo spostamento della capacità sugli impianti disponibili.

Sicuramente un grande influsso su questi risultati l’hanno avuto i diversi grossi lavori di revisione eseguiti nel corso degli ultimi anni sugli impianti dell’Ofible, oltre che dalla volatilità del mercato dell’energia.

A questo proposito, la fine degli anni ’90 corrispose ad un periodo in cui i prezzi dell’elettricità avevano raggiunto livelli mi207

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nimi storici, con poco interesse a produrre, poi il mercato si è aperto e forniture a breve termine hanno causato un aumento della variabilità della produzione, con pure dei picchi di consumo estremi durante delle estati molto calde (periodi precedentemente tranquilli), per poi passare agli ultimi anni dove l’importanza di stabilizzare la rete elettrica europea è aumentata e dove le nostre centrali giocano un ruolo importante, essendo predisposte a reagire e compensare velocemente sbalzi di tensione; questo servizio di regolazione comporta però un consumo costante di acqua per mantenere la produzione sopra una soglia minima, che sia di notte, nei fine settimana o d’estate.

Nella Fig. 7 viene riportato l’andamento del bacino alla fine dell’estate, con in blu i 5 m superiori prima dell’innalzamento e in rosso l’andamento dopo l’innalzamento.

Salta subito all’occhio come prima del 1998 l’andamento era assai regolare, avvicinandosi spesso al livello massimo e questo in un periodo di due mesi tra settembre e ottobre. Con la nuova quota a 1606 m s.m. i livelli superiori sono utilizzati in modo meno concentrato, disperdendosi su quattro mesi tra agosto e novembre e non sfruttando pienamente gli ultimi metri superiori. Anche dalle quote medie dei livelli prima e dopo l’innalzamento si vede che dei 15 metri supplementari a disposizione ne sono stati utilizzati solamente la metà.

5.

Conclusioni La diga del Luzzone, innalzata di 17 m quindici anni fa, si comporta in maniera del tutto regolare, sia a livello di spostamenti che delle sottopressioni, infiltrazioni o temperature.

Lo-scopo-primario-dell’innalzamento è quello di avere un volume maggiore di accumulo per la stagione invernale, passato da 87 a 107 mio m3. Questo volume è teorico, considerando uno svuotamento completo in primavera e un riempimento completo in autunno. Nella pratica si nota comunque che difficilmente ciò è possibile tutti gli anni, dato che nel bacino in primavera spesso rimane una riserva inutilizzata e che anche in autunno si vuole avere un volume di riserva per accogliere l’acqua delle piene senza perdere per stramazzo dei quantitativi preziosi. Negli ultimi anni, dato che ci si trova a circa alla metà della concessione delle acque, importanti lavori di manutenzione e rinnovo hanno richiesto degli sfruttamenti un po’ irregolari del bacino, con delle limitazioni che hanno spesso pregiudicato la possibilità di riempirlo o svuotarlo completamente. Sicuramente nei prossimi anni si ritornerà a sfruttare in modo più rego208

Fig. 6. Sottopressioni misurate sotto il Blocco 16.

Fig. 7 Andamento del livello del bacino nella parte superiore a fine estate (blu prima, rosso dopo l’innalzamento, con in grassetto le medie pluriennali). lare il volume a disposizione, permettendo così il raggiungimento degli obiettivi prefissati. Bisognerà però sempre considerare che dal valore teorico sfruttabile, anche per qualsiasi altro progetto di innalzamento, bisogna dedurre dei volumi da riservare per lavori di manutenzione, per esigenze di mercato o semplicemente per riserva. Inoltre non sempre tutto il volume disponibile è utilizzato per uno spostamento dall’estate all’inverno, ma anche per avere una maggiore libertà all’interno delle stagioni (maggiori accumuli in seguito a inverni abbondanti in precipitazioni, prolungate messe fuori servizio di parti di impianto, periodi prolungati con prezzi di mercato poco interessanti per vendere corrente elettrica,...).

In questo senso, una società strut-

turata come una «Partnerwerke» non ha il pieno controllo della produzione, dato che ogni azionista ha la libertà di richiedere la propria quota parte in quantitativi e momenti a lui necessari o propizi. Proprio per questo fatto, dal lato economico, non ci è possibile giudicare se il costo dell’innalzamento sia compensato dalla differenza di prezzo di vendita tra l’energia invernale e quella estiva del volume supplementare di acqua immagazzinata, dato che non siamo attivi sul mercato e non sappiamo a quali prezzi la corrente da noi prodotta viene venduta.

Autore Andrea Baumer, ing. Officine Idroelettriche di Blenio SA, CH-6604 Locarno abaumer@ofima.ch

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Olivier Vallotton

Résumé Le barrage de Vieux Emosson se situe sur la commune de Finhaut dans le canton du Valais, à proximité de la frontière avec la France. Il se trouve sur le Nant de Drance qui est un affluent de la Barberine, et qui dans sa partie inférieure marque la frontière entre la Suisse et la France. Ce torrent alimente l’eau Noire, qui se jette dans le Trient après son entrée en Suisse, ce dernier aboutissant dans le Rhône à Vernayaz.

Le projet de surélévation du barrage de Vieux Emosson est un élément du vaste aménagement de pompage turbinage de Nant de Drance en construction et qui est sommairement présenté ci-après.

Dans cet article, le barrage sous sa forme avant les travaux de surélévation est nommé «premier barrage». Sous sa forme finale il porte le nom de «barrage surélevé».

Zusammenfassung Die Erhöhung der Talsperre Vieux Emosson ist ein grundlegender Teil des neuen Pumpspeicherwerkes Nant de Drance. Die Ausgangslage mit den zwei bestehenden Speicherseen auf unterschiedlicher Höhe und in unmittelbarer Nähe (Vieux Emosson und Emosson) ist ideal für die Einrichtung einer Pumpspeicherung. Neben der unterirdischen Pumpzentrale und Verbindungsstollen ist die Vergrösserung des oberen Speichers das Herzstück des Projektes. Die 1955 fertigestellte 55 m hohe Bogenmauer Vieux Emosson wird dazu um 21.5 m erhöht. Damit kann das Speichervolumen auf 24.6 Mio. m3 mehr als verdoppelt werden. Die Arbeiten wurden im Frühling 2012 gestartet. Da im Winterhalbjahr aufgrund der klimatischen Bedingungen kaum gearbeitet werden kann, dürfte das Erhöhungsprojekt rund vier Jahre in Anspruch nehmen.

1.

Contexte économique de la surélévation Le contexte du marché de l’électricité durant ces dernières années pousse les compagnies électriques à étudier des implantations de centrales de pompageturbinage. Celles-ci permettent de faire transiter de l’eau entre une retenue supérieure et un bassin inférieur au gré de la demande ou de l’offre en électricité. La proximité entre deux retenues est donc un critère décisif pour l’implantation d’un tel aménagement.

La situation dans la vallée de la Barberine est favorable, puisque deux retenues situées à des niveaux différents et éloignées de quelques centaines de mètres seulement (lacs d’Emosson et de Vieux Emosson) sont déjà existantes.

C’est de ce constat que voit le jour le projet de station de pompage-turbinage de Nant de Drance dont les travaux ont débuté à la fin 2008.

Ce projet est constitué d’une centrale souterraine, située entre les deux

lacs, reliée à la retenue de Vieux Emosson par l’intermédiaire d’une galerie et d’un puits vertical ainsi qu’au lac d’Emosson par une galerie inclinée. La centrale est accessible depuis Le Châtelard par un tunnel de 5.6 km de longueur.

Lors de la conception, la puissance installée de ce nouvel aménagement était de 600 MW avec 4 groupes de pompesturbines pour un débit total de l’ordre de 240 m3/s.

Le lac de Vieux Emosson, d’un volume utile de stockage de 11.2 millions de m3, constitue le réservoir supérieur de l’aménagement, tandis que le lac d’Emosson, avec un volume de 225 millions de m3 sert de réservoir inférieur.

Rapidement après le début des travaux de Nant de Drance, il est question d’augmenter la flexibilité de l’aménagement d’une part en rajoutant 2 groupes de pompes-turbines offrant une puissance installée totale de 900 MW pour un débit de l’ordre de 360 m3/s, d’autre part en augmentant le volume de la retenue supérieure à 24.6 millions de m3 par une surélévation du barrage de Vieux Emosson.

Figure 1. Les deux retenues de l’aménagement de Nant de Drance, au premier plan Vieux Emosson, au second Emosson.

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Surélévation du barrage de Vieux Emosson

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2.

Contexte historique du premier barrage En 1925, les Chemins de Fer Fédéraux ont édifié le barrage de Barberine, sur la rivière du même nom, pour faire face à la demande croissante en électricité nécessaire au développement et l’électrification du réseau ferré suisse. Il s’agissait d’un barrage poids formant une retenue d’accumulation dont les eaux sont turbinées à la centrale du Châtelard, dans la vallée de l’Eau Noire.

Dans le but d’augmenter les apports utilisables de l’aménagement, le barrage de Vieux Emosson a été construit de 1952 à 1956, après l’attribution d’une concession d’exploitation des eaux par la Confédération en 1917, puis par la commune de Finhaut en 1952.

Ce barrage faisait figure de retenue de tête de l’aménagement de ChâtelardVernayaz, qui comprenait aussi la retenue de Barberine et le bassin des Marécottes.

A l’origine, le barrage de Vieux Emosson servait uniquement à stocker les eaux estivales excédentaires que l’ancien barrage de Barberine, par son volume trop faible, n’était pas en mesure d’accumuler.

Le barrage de Barberine a été noyé en 1974–75 suite à la construction de l’actuel barrage-voûte d’Emosson.

Jusqu’à la mise en service de l’aménagement de pompage turbinage de

Nant de Drance, les eaux stockées dans le réservoir de Vieux Emosson n’auront pas été exploitées directement. En effet, cette retenue sert uniquement au stockage des eaux excédentaires, qui sont libérées en automne au travers de la vidange de fond vers la retenue d’Emosson (vers la retenue de Barberine avant la construction du barrage d’Emosson) sans être turbinées sur ce tronçon.

Avec la construction de l’aménagement de pompage-turbinage de Nant de Drance, le régime d’exploitation du barrage de Vieux Emosson est modifié.

Au lieu d’une exploitation annuelle avec un remplissage au printemps par les seuls apports de son bassin versant et une vidange en automne, il passe à une exploitation hebdomadaire avec des variations journalières rapides du niveau du plan d’eau.

3.

Contexte topographique Le premier barrage a été implanté sur un verrou rocheux qui présente la particularité de redescendre à l’amont de l’axe du barrage.

Le long de l’axe du barrage, le verrou présente une forme en U avec un fond de vallée plutôt plat comparé aux rives très escarpées. Le fond de vallée est dissymétrique. Le lit du Nant de Drance est collé contre la rive droite au fond d’une

petite gorge. En se déplaçant vers la rive gauche, la surface du rocher monte de façon irrégulière jusqu’au pied de la paroi en rive gauche.

Au niveau du couronnement en rive droite, le premier barrage vient effleurer la surface du rocher. Sur cette rive, le couronnement du barrage surélevé se trouve nettement au-dessus du rocher.

Pour cette raison, un mur d’aile est implanté à l’extrémité de la voûte. Il a pour fonctions la fermeture de la retenue et d’abrite l’évacuateur de crue.

En rive gauche, la situation est semblable. Les arcs de la voûte sont parallèles aux courbes de niveau du terrain. Pour éviter de prolonger inutilement le barrage surélevé, un mur d’aile est également implanté à l’extrémité de la voûte.

4.

Contexte géologique La retenue du Vieux Emosson est traversée par un contact géologique majeur entre: • Le massif cristallin des Aiguilles Rouges, constitué de gneiss, sur lesquels se trouve implanté le barrage; • La couverture sédimentaire de ce massif, constituée d’une part par des roches dites «autochtones» (peu affectées par les plissements et charriages alpins et formées principalement de calcaires), d’autre part par la nappe de Morcles, formée de cal-

Figure 2. Carte topographique de la région d’Emosson.

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STK-Tagung Figure 3. Vue en plan du barrage surélevé et de ses deux murs de fermeture. caires et de marnes. Tandis que les gneiss se trouvent dans la zone sud-ouest du bassin et notamment dans la zone du barrage, les roches sédimentaires couvrent la majeure partie du bassin versant et de la retenue.

Sur le plan de l’hydrogéologie, on notera que les caractéristiques des terrains sont très différenciées. Au niveau du barrage, les gneiss œillés sont peu perméables, et caractérisés par une matrice rocheuse imperméable et des circulations d’eau de type fissural, principalement le long de failles ou de fractures. En ce qui concerne les roches sédimentaires de la retenue, leur nature calcaire et donc potentiellement karstique demande une analyse spécifique en termes d’étanchéité de la retenue.

Le premier barrage et sa surélévation s’appuient sur des gneiss œillés sains, durs à très durs, généralement assez massifs comme le montrent les photos des appuis du barrage. On notera au passage l’absence de terrains meubles sur les deux appuis.

5.

Premier barrage Le barrage de Vieux Emosson a été construit de 1952 à 1956. La première mise en eau complète est réalisée à la fin de l’année 1955.

Les caractéristiques principales du premier barrage sont les suivantes: • Type de barrage Poids-voûte • Niveau normal de la retenue 2205.00 m

Figure 4. Photographies des appuis du premier barrage.

Figure 5. Vue aérienne du barrage du Vieux Emosson.

• • • •

Niveau du couronnement 2205.00 m Longueur axiale 170 m (ou longueur du couronnement du barrage) Nombre de plots 13 Longueur des plots 2 à 4 13 m

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Longueur des plots 5 à 12 Longueur du plot extrémité RG Longueur du plot extrémité RD Hauteur maximale Hauteur sur fondation à la clé

14 m 10 m 14 m 55 m 45 m 211

STK-Tagung Figure 6. Zonage du béton, coupe-type du barrage.

•

Epaisseur min. au couronnement 4.0 m à la clé • Epaisseur max. au 7.6 m (extrémité couronnement rive gauche) • Epaisseur min. de la fondation 16.5 m à la clé • Epaisseur max. de la fondation 23 m (joint 1/2) • Volume de béton initial 62 000 m3 • Volume utile de la retenue 11.2 millions de m3 Il est à noter qu’aucune modification majeure ni du barrage de Vieux Emosson, ni de son environnement, n’a été entreprise jusqu’aux travaux de surélévation. La structure elle-même et son équipement sont restés inchangés depuis leur construction.

Deux types de béton de masse ont été employés pour la construction du premier barrage: • Un béton de parement avec un dosage en ciment de 280 kg/m3 • Un béton de cœur avec un dosage en ciment de 180 kg/m3 Le béton de parement est présent sur une épaisseur de 2.0 m sur les parements amont et aval. De plus, la partie supérieure au niveau 2197.50 m jusqu’au couronnement, est construite entièrement avec le béton de parement.

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Figure 7. Forme de la section verticale, coupe au droit de la vidange de fond.

La géométrie du barrage suit des équations établies par H. Gicot. Le profil en travers du barrage correspond à un barrage poids à l’extrémité de la rive gauche.

Pour ce faire, une loi d’épaississement des arcs du centre vers les rives a été adoptée. Cette loi définit l’épaisseur du barrage au couronnement en fonction de la coordonnée locale y. L’épaisseur minimale du couronnement au point de référence est de 4.0 m.

Le parement amont est vertical au-dessus du niveau 2175.00 m. Audessous, il présente un encorbellement de 1 verticalement pour 0.15 horizontalement.

Le parement aval est vertical sur une hauteur de 5 m depuis le couronnement jusqu’au niveau 2200.00 m. Ensuite, il s’incline avec une pente variable qui diminue en s’approchant des rives selon une pente de 1 verticalement et de valeur e(y)/10 horizontalement.

Les arcs du parement amont du premier barrage ont une forme parabolique, permettant ainsi une meilleure adaptation du barrage à la forme dissymétrique de la vallée.

La forme des arcs du parement aval est dépendante de la forme du parement amont, de la loi d’épaississement et de la

pente du parement aval. Cette géométrie ne correspond donc ni à une parabole, ni a une ellipse ou autre forme standard.

6.

Barrage surélevé Le niveau maximal normal du réservoir est surélevé de 20 m et passe de la cote actuelle de 2205.00 m à la cote de 2225.00 m. Cette augmentation correspond à un optimum économique et structurel qui prend également en considération les conditions existantes (géométrie du premier barrage, fondations, topographie du site). Le couronnement, quant à lui, est rehaussé de 21.50 m et passe de la cote actuelle de 2205.00 m à la cote de 2226.50 m. Ce dernier est pourvu à l’amont d’un parapet étanche en béton armé d’une hauteur de 1.30 m. La revanche disponible est donc de 1.50 m par rapport au couronnement et de 2.80 m par rapport à l’arête supérieure du parapet amont. Pour des raisons de sécurité en cas de crue, et en particulier du risque de vague causée par l’arrivée d’une avalanche dans le lac ou à une élévation rapide du niveau de la retenue due à un pompage pompage intempestif, la revanche a été revue à la hausse par rapport à la situation du premier barrage, qui en est dépourvu.

La surélévation consiste en un

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barrage voûte à double courbure dont les sections horizontales et verticales sont formées de segments paraboliques.

La surélévation s’appuie sur le premier barrage au niveau 2195.00 m à l’amont et au niveau 2185.00 m à l’aval. La géométrie particulière de ce contact en marche d’escalier est principalement dictée par des raisons de raccord géométrique.

La forme du barrage surélevé se réfère aux règles de la norme USBR ainsi qu’à l’expérience du bureau STUCKY dans la conception des barrages-voûtes.

En plus des règles définies par la norme USBR, le choix de la forme du barrage est limité par des contraintes. Ces contraintes proviennent non seulement de la forme de la vallée, mais également du premier barrage, qui détermine la base de la surélévation.

Pour les consoles, ces contraintes sont les suivantes: • Le parement amont de la surélévation est tangent au parement amont du premier barrage (vertical) au niveau 2195.00 m; • Le parement amont n’est jamais en surplomb. La console ne «bascule» donc pas sur la retenue en s’approchant des rives.

Pour les arcs, les contraintes sont les suivantes: • A la zone de liaison avec le premier barrage (2195.00 m à l’amont et 2185.00 m à l’aval), les arcs de la surélévation se confondent avec les arcs du premier barrage; • Le rayon de courbure au sommet des paraboles principales augmente avec l’altitude (le barrage «s’ouvre» vers les rives avec l’augmentation de l’altitude); • Le barrage s’épaissit en direction des rives.

Ces contraintes sur les arcs et les consoles sont dépendantes les unes des autres puisqu’en modifiant la forme des arcs, les consoles sont directement modifiées et réciproquement.

La forme de la clé de la surélévation a pour base un barrage voûte de 71.50 m de hauteur construit selon la norme USBR dont les 40 premiers mètres amont et les 30 premiers mètres aval font partie du barrage existant. La forme de la clé est composée de segments paraboliques.

La forme théorique de la clé selon l’USBR est modifiée pour satisfaire aux contraintes suivantes: • La largeur minimale de la section horizontale au niveau 2226.5 m est augmentée à 4.00 m ; • Au niveau 2185 m, l’écart entre le

Figure 8. Photographie de la construction du barrage. parement aval du barrage existant et la surélévation est limité à 50 cm pour des raisons de raccords géométriques; • Au niveau 2195 m, le parement amont de la surélévation est tangent au parement (vertical) du premier barrage pour des raisons de raccords géométriques.

Les caractéristiques principales du barrage surélevé (y compris l’évacuateur de crue) sont les suivantes: • Type de barrage Voûte • Niveau normal de la retenue 2225.00 m • Niveau du couronnement 2226.50 m • Longueur axiale de l’arc du couronnement 170 m • Nombre de plots* 21 • Longueur du plot -2 13 m • Longueur du plot -1 7.5 • Longueur des plots 0 à 17 12.5 à 14 m • Longueur du plot 18 7 • Longueur de l’évacuateur de crue RD 35 m • Longueur de l’ouvrage de fermeture RG 13 m • Hauteur maximale 76.5 m • Hauteur sur fondation à la clé 66.5 m • Epaisseur utile du couronnement 4.0 m • Epaisseur dalle du couronnement 4.5 m • Epaisseur min. de la fondation 16.5 m à la clé • Epaisseur max. de 23 m rive gauche, la fondation joint 1-2

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Figure 9. Adaptation de la clé de la surélévation (rouge) par rapport à un barrage voûte de 71.5 m de hauteur selon l’USBR (vert).

•

Volume de béton conservé du premier barrage 46 000 m3 • Volume de nouveau béton 65 000 m3 • Volume de béton total 111 000 m3 • Volume de la retenue 24.6 millions de m3 * les plots -1 à 15 (17 plots) forment la partie voûte du barrage surélevé ; les plots 16 à 213

18 constituent l’évacuateur de crue en rive droite ; le plot -2 est le mur de fermeture en rive gauche.

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7.

Contact et liaison avec le premier barrage Le traitement du contact ancien-nouveau béton a pour but la liaison de la surélévation à la partie conservée du premier barrage afin de garantir le monolithisme de la nouvelle structure. Les sollicitations sur ce joint sont normales (effort de traction ou de compression) ou tangentielles (cisaillement) à la surface de contact.

Le contact entre le premier barrage et la nouvelle structure prend la forme d’une marche composée de 3 interfaces.

La hauteur de la partie verticale du contact est de 10 m, quelque soit la console considérée. La largeur des interfaces supérieures et inférieures sont variables dans chaque bloc. Ces largeurs sont définies comme étant la demi-épaisseur de la nouvelle structure pour chaque bloc

au niveau 2195.00 m. Cette disposition évite la création de faible épaisseur qui pourrait conduire à la rupture des bétons de l’ancienne et de la nouvelle structure par des contraintes de cisaillement de part et d’autre du contact.

La géométrie particulière de ce contact est principalement due à des raisons de raccord géométrique entre la forme du premier barrage et celle de la surélévation. Cette singularité tant géométrique que mécanique, avec un contact entre des bétons d’âge différent, fait l’objet de nombreuses dispositions conceptuelles ou constructives: • Un traitement spécifique et soigné lors de la démolition de la partie supérieure du premier barrage; • L’adjonction de barres d’ancrage pour résister aux efforts dynamiques de séismes d’intensité extrêmes; • Un traitement de surface appliqué selon une procédure stricte lors du bétonnage;

•

L’application d’un béton «coupé» au contact avant le coulage du béton de masse; • La pose de drains sur la face verticale du contact pour limiter une éventuelle mise en pression; • L’introduction d’une galerie horizontale sur le nez du joint.

Une galerie horizontale de visite a été placée au sommet du contact afin de réduire «l’effet de coin» provoqué par le nez de la marche d’un module d’élasticité plus élevé que le nouveau béton de surélévation. La position de cette galerie permet également de contrôler le bon comportement du contact pendant l’exploitation avec un accès visuel direct sur le sommet de la face verticale du contact et sur l’extrémité aval de la face horizontale au niveau 2195.00 m. Cet emplacement offre aussi l’opportunité de placer des instruments d’auscultation directement au droit du contact qui mesureraient inévitablement d’éventuels

Figure 11. Démolition de la partie supérieure du premier barrage.

Figure 10. Coupe verticale du barrage surélevé avec le béton du premier barrage (trame carrée) et le béton de la surélévation (gris).

214

Figure 12. Vue générale du chantier.

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8.

Planning général Les travaux ont commencé ce printemp et se dérouleront sur 4 années entre 2012 et 2015. Il n’est pas prévu de réaliser de travaux pendant la période hivernale, la saison effective de travail est de 6 mois environ entre les mois d’avril et d’octobre.

La préparation et le montage des installations de chantier, à part la centrale à béton, ont lieu d’avril à juin 2012. Les platesformes pour les grues, la centrale à béton, les bureaux et les ateliers sont préparées pendant cette période. Les travaux principaux de bétonnage démarrent en 2013, l’installation de la centrale à béton ainsi que les essais de convenance ont lieu lors de la saison 2012.

Les travaux proprement dits de surélévation du barrage de Vieux Emosson commencent par la démolition de la partie supérieure du premier barrage. En parallèle, les excavations des rives pour la fondation du nouveau barrage et de la rive droite pour l’implantation du déversoir sont entreprises. Ces travaux se déroulent pendant la saison 2012.

La retenue est vide dès le début des travaux de démolition et jusqu’au clavage de la surélévation. Pendant cette période, les vannes de la vidange seront en principe ouvertes et pourront donc faire l’objet de travaux d’assainissement.

Toutefois, une vanne au moins sera toujours opérationnelle pour gérer le débit évacué en cas crue.

Deux saisons sont nécessaires pour les travaux de bétonnage de la surélévation, en 2013 et 2014. Pendant ces deux saisons, des travaux d’injection de consolidation et de drainage de la fondation sont aussi prévus.

L’excavation des galeries en

rocher se fait en temps masqué des autres activités. Elle sera réalisée durant les saisons 2012 et 2013.

Le clavage des joints verticaux du barrage a lieu début 2015.

La mise en place du système d’auscultation du barrage se fait au fur et à mesure de l’avancement des travaux.

Le nouveau système d’auscultation est complètement achevé et mis en service avant le clavage des joints verticaux du barrage en 2015.

Une fois le clavage achevé, le barrage surélevé pourra être mis en eau de manière contrôlée selon un programme préétabli.

Son comportement est analysé en détail avant de recevoir l’autorisation finale d’exploitation.

Pour conclure, les travaux de finition et de remise en état des lieux sont réalisés pendant la saison 2015.

Une caméra est en ligne et permet de suivre le chantier en direct à l’adresse suivante: http://extern5.1000eyes.de/ cam/staumauer/00408CD259DE/

Adresse d’auteur Olivier Vallotton, STUCKY SA Rue du Lac 33, CH-1020 Renens VD1 ovallotton@stucky.ch

Die nächste Ausgabe von «Wasser Energie Luft» erscheint am Donnerstag, 6. Dezember, 2012

Foto: MMi

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désordres. Finalement cette situation directement au contact faciliterait une intervention réparatrice ou correctrice en cas désordre.

Le béton conservé du premier barrage constituant la partie verticale de la marche pourrait ne pas être totalement étanche. Il faut en effet envisager qu’il contienne quelques fissures existantes déjà avant la surélévation ou provoquées par les travaux de démolition malgré toutes les précautions prises pendant le chantier. Si ces fissures étaient suffisamment profondes pour atteindre le joint entre le béton du premier barrage et celui de la surélévation, en admettant en plus que ce joint soit ouvert, malgré toutes les dispositions constructives prises pour l’en empêcher, alors le contact pourrait être mis en pression par l’eau de la retenue. Pour parer aux effets négatifs de cette éventualité extrême, il est prévu de placer des drains dans la face verticale du contact. Ces drains débouchent dans la galerie intermédiaire où leurs éventuelles infiltrations pourront être mesurées et suivies.

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Surélévation du barrage-voûte de Cambambe, Angola Alexandre Wohnlich

Résumé Depuis des décennies, l’ingénierie suisse des barrages est largement reconnue à l’étranger pour ses compétences et son sérieux, ainsi que pour sa grande expérience développée et acquise en Suisse au cours du 20ème siècle. L’esprit d’innovation est également une caractéristique essentielle de cette ingénierie de pointe. Le projet de Cambambe dont il est question dans cet article est une illustration actuelle de ce savoir-faire. Ce projet très ambitieux consiste en la surélévation de 28 m du plan d’eau existant, d’un barrage-voûte déversant en permanence le surplus d’eau non exploité du fleuve dans un bassin de dissipation situé environ 60 m plus bas, au pied aval de l’ouvrage de retenue. Au-delà des défis techniques usuels tels que la résistance de l’ouvrage surélevé ou la conception de l’évacuation des crues extrêmes, ce chantier se distingue par une logistique de chantier très complexe puisque fortement dépendante des saisons et de l’hydrologie locale.

Zusammenfassung Die in der Schweiz in den letzten 100 Jahren entwickelte Ingenieurskunst des Talsperrenbaus hat im Ausland einen exzellenten Ruf. Ein aktuelles Beispiel für den erfolgreichen Export des vorhandenen schweizerischen Know-how ist die Erhöhung einer Bogenmauer in Cambambe, Angola. Das aus verschiedensten Gründen äusserst ambitiöse Projekt bezweckt die Erhöhung des heutigen Stauziels um 28 m, bei praktisch ständigem Überfall. Neben den üblichen technischen Herausforderungen wie Stabilität der erhöhten Mauer und Hochwassersicherheit kommt eine aufgrund des Überfalls und der grossen Schwankungen in Regen- und Trockenzeiten äusserst komplexe Baulogistik dazu.

1.

Aménagement existant Le barrage-voûte de Cambambe est situé en Angola et a été construit entre les an-

nées 1959 et 1963 (mise en service) à 10 km au sud-est de la ville de Dondo, 180 km de la capitale Luanda, sur le fleuve Kuanza.

Figure 1. Barrage-voûte de Cambambe avant travaux de surélévation (2012–2014).

216

Le barrage et sa retenue ont une vocation énergétique. La centrale existante (en cours de réhabilitation) a une capacité actuelle de production de 4 × 45 MW = 180 MW. Toutefois, le potentiel hydroélectrique du site est loin d’être épuisé, puisque le déversoir à crête libre, situé 10 m sous le couronnement au centre du barrage, déverse d’une façon ininterrompue de l’eau dans un bassin de dissipation à l’aval. L’aménagement est exploité au fil de l’eau, la capacité de stockage de la retenue étant négligeable comparée aux apports.

Le bassin versant mesure 2 115 500 km . La centrale turbinant un débit de 4 × 65 m3/s (total 260 m3/s) et le débit moyen annuel du fleuve étant de l’ordre de 750 m3/s, le barrage a dès sa conception dans les années 1950 été prévu pour être surélevé ultérieurement; une deuxième centrale électrique a également d’emblée été conçue en parallèle à la centrale existante. Toutefois, pour différentes raisons historiques et politiques, ces travaux de surélévation et d’amplification de l’aménagement n’ont jamais vu le jour avant le début des années 2010.

Le barrage-voûte existant mesure 72 m de haut, pour une longueur de couronnement de 250 m. Son épaisseur à la

Figure 2. Construction du barrage de Cambambe, 1959–1963.

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STK-Tagung Figure 3. Projet de surélévation du barrage de Cambambe, vue développée en direction de l’amont. base est de 13.3 m, et la largeur du couronnement actuel est de 5.9 m. Il s’agit d’un barrage-voûte à double courbure, conçu selon une définition géométrique de l’arc à trois cercles. Le barrage est muni de deux blocs d’appui sur la partie supérieure de ses deux rives. La surélévation du barrage prévue dès sa conception est de 20 m (Hfinal = 92 m), conduisant à une surélévation du plan d’eau de la retenue de 28 m. La largeur du couronnement du barrage surélevé est de 3.0 m.

Figure 4. Barrage de Cambambe, localisé à 10 km de Dondo et 180 km de la capitale Luanda.

2.

Surélévation du barrage Les travaux de surélévation actuellement en cours s’inspirent du projet initial. Ces travaux se déroulent en parallèle à la réhabilitation et transformation de la centrale existante, âgée de 50 ans, et à la construction d’une nouvelle centrale en plein air, de capacité 4 × 175 MW = 700 MW. A l’achèvement des travaux d’amplification en cours (prévu en 2015), l’aménagement de Cambambe sera en mesure de produire 700 MW + 4 × 65 MW (augmentation de la puissance de la centrale existante grâce à sa réhabilitation et à la surélévation du plan d’eau de la retenue), soit un total de 960 MW. Ceci représente plus de cinq fois le potentiel installé et en exploitation depuis sa construction dans les années 1960.

L’ouvrage est dimensionné pour une crue de projet de temps de retour 10 000 ans, estimée à 9000 m3/s.

Le barrage surélevé se caractérise par l’incorporation dans ses cinq blocs centraux de cinq évacuateurs-orifices, de capacité 5 × 900 m3/s, soit 4500 m3/s, le solde de la crue de projet s’écoulant par un évacuateur de crues latéral, disposé en rive gauche et composé de deux passes vannées, chacune de largeur 19.5 m.

Figure 5. Cambambe, travaux de surélévation en cours sur la rive droite (août 2012).

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3.

Essais sur modèle hydraulique physique Afin de valider le concept de l’évacuation des crues, des essais sur modèle physique ont été menés dans un laboratoire hydraulique à Curitiba au Brésil. Ces essais, qui ont duré environ 2 ans et ont été réalisés à l’échelle 1:75, ont permis d’affiner la définition du concept, avec notamment la réduction de sept évacuateurs-orifices à cinq. Le détail de certaines formes hydrauliques a également pu être optimisé à la suite des essais.

Une attention particulière a été donnée à deux sujets spécifiques: • Les conditions d’affouillement à l’aval de l’évacuateur de crues de surface de la rive gauche ; • Les conditions de pression et stabilité des dalles de revêtement du bassin amortisseur, situé dans la zone d’impact des jets des évacuateursorifices. La modification des conditions de pression sur les dalles du bassin, en équilibre depuis un demi-siècle, risque en effet d’engendrer des perturbations dans la fondation du bassin amortisseur, pouvant résulter en un endommagement de l’ouvrage de dissipation.

Travaux de surélévation en cours Les travaux de réhabilitation de la centrale existante sont en cours depuis 2010. La construction de la nouvelle centrale a débuté en 2011; quant aux travaux de surélévation du barrage, ils débutent en 2012, et devraient être achevés en 2014.

La durée de travaux de surélévation est essentiellement conditionnée par la gestion du fleuve durant les travaux.

L’hydrologie régionale annuelle est rythmée suivant deux saisons distinctes: la saison des pluies, conduisant à des débits élevés du fleuve Kuanza (plusieurs milliers de m3/s), qui dure environ 7 mois par année; et la saison sèche, d’une durée d’environ 5 mois, durant lesquels le débit du fleuve est en général inférieur à 600 m3/s.

Durant la saison des pluies, et étant donné la capacité limitée de déviation de l’eau du fleuve par la vidange de fond et l’usine hydroélectrique existante, le barrage est déversant, et il n’est dans ces conditions pas possible d’entreprendre les travaux de surélévation dans la partie centrale du barrage existant. Durant cette période, les travaux se concentrent sur les parties latérales du barrage existant, qui ne sont pas submergées par les eaux du fleuve.

Figure 6. Cambambe, travaux de surélévation en cours sur la rive droite (août 2012).

4.

218

Figure 7. Cambambe, essais sur modèle hydraulique physique, 2010–2012.

A l’opposé, durant la période dite sèche, il est possible de dériver la totalité des eaux du fleuve par la vidange de fond et l’usine hydroélectrique existante.

Dans ces conditions, et durant les 5 mois à disposition, les travaux de surélévation des 7 blocs centraux existants (10 m plus bas que les parties latérales du barrage) peuvent être entrepris. Ces blocs centraux sont donc les blocs les plus critiques du chantier, puisqu’on ne peut y travailler que pendant 5 mois par année, qu’ils doivent être surélevés de 10 m supplémentaires par rapport aux autres parties du barrage, et que ce sont précisément dans ces blocs centraux que sont intégrés les évacuateurs-orifices équipés de vannes et batar-

deaux, entraînant forcément des travaux complexes, délicats et longs à réaliser.

Par ailleurs, la problématique du clavage des joints de contraction entre les blocs du barrage-voûte surélevé est également intimement liée au programme des travaux et à la méthodologie de construction en général. En effet, pour des questions de stabilité individuelle des blocs du barrage surélevé, il est indispensable de claver les joints du barrage à certaines élévations intermédiaires prédéfinies.

Pour rappel, le barrage-voûte ne fonctionne comme tel, c’est-à-dire comme une structure monolithique tridimensionnelle, qu’une fois que les joints entre blocs ont été injectés, de sorte à pouvoir mobili-

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claver les joints à la température adéquate et à la saison de l’année la moins chaude.

Dans le cas de Cambambe, les deux blocs d’appui latéraux, sensiblement plus épais que le barrage-voûte (environ 15 m, contre 3 m à 6 m pour le barrage-voûte), ne peuvent dissiper naturellement la chaleur d’hydratation du ciment qu’en une durée supérieure à deux ans. Une telle durée étant incompatible avec le programme des travaux, il est nécessaire de refroidir artificiellement le béton de masse des appuis latéraux du barrage au moyen d’eau glacée circulant dans des tubes-serpentins incorporés au sein-même du béton durant sa mise en place.

blocs centraux en cours de construction lors des deux saisons des pluies affrontées pendant la durée des travaux, est particulièrement complexe et audacieuse, et exige des conditions et critères de sécurité très stricts. En particulier, un suivi renforcé du comportement du barrage existant est mis en œuvre durant les travaux de surélévation, de sorte à permettre la détection rapide de toute dérive de ses caractéristiques (mouvements de l’ouvrage existant ou de ses fondations, infiltrations, développement de sous-pressions).

Adresse l’auteur Alexandre Wohnlich, STUCKY SA Rue du Lac 33, CH-1020 Renens VD1

5.

Conclusions Pour conclure sur ce sujet, on notera qu’une telle méthodologie constructive, qui conduit à la submersion partielle des

awohnlich@stucky.ch

Der Lehrstuhl für Wasserbau und Wassermengenwirtschaft des Instituts für Wasser- und Umweltsystemmodellierung (IWS) an der Universität Stuttgart sucht zum 1. Januar 2013 (oder nach Vereinbarung) eine kompetente, kreative, flexible und teamfähige Persönlichkeit für die Leitung der Arbeitsgruppe Wasserbauwerke. In dieser Arbeitsgruppe beschäftigen wir uns mit Fragen der Sicherheit, Überwachung und Risikountersuchung von Wasserbauwerken. Die angewendeten Werkzeuge liegen insbesondere in der numerischen Modellierung der Statik und Dynamik von Festkörpern sowie der Fluiddynamik aber auch in wasserbaulichen Versuchen.

Wissenschaftliche/-r Mitarbeiter/-in (100%) (A13/14) Zu Ihrem Aufgabenbereich gehören die Akquise und die Leitung von Forschungsprojekten und Dienstleistungsaufgaben Dritter, das Verfassen wissenschaftlicher Publikationen und technischer Berichte. Zu den Dienstaufgaben gehört, dass Sie sich in Forschung und Lehre einbringen und Lehrveranstaltungen in deutschsprachigen (BAU, UMW) sowie englischsprachigen Studiengängen (WAREM, MIP) abhalten. Mit der Stelle ist mittelfristig die Vertretung der Lehrstuhlleitung vorgesehen. Die Erstellung einer Habilitationsschrift ist möglich.

Sie verfügen über einen Hochschulabschluss der Bau- oder Umweltingenieurwissenschaften (oder fachähnlich) sowie eine abgeschlossene Dissertation im Bereich des konstruktiven Wasserbaus. Idealerweise können Sie hinreichende Berufserfahrung oder entsprechende Publikationen in diesem Bereich nachweisen. Erfahrungen im fremdsprachigen Ausland sind erwünscht. Gute mündliche und schriftliche Kenntnisse in Deutsch und Englisch sind unverzichtbar.

Die Universität Stuttgart möchte den Anteil der Frauen im wissenschaftlichen Bereich erhöhen und ist deshalb an der Bewerbung von Frauen besonders interessiert. Schwerbehinderte werden bei gleicher Eignung vorrangig eingestellt.

Die Stelle ist zunächst auf drei Jahre befristet und kann nach Ablauf dieser Frist in ein unbefristetes Beamtenverhältnis umgewidmet werden. Ihre schriftliche Bewerbung mit den üblichen Unterlagen (gern in elektronischer Form) schicken Sie bitte bis zum 30.9.2012 an: Prof. Dr.-Ing. Silke Wieprecht Institut für Wasser- und Umweltsystemmodellierung Pfaffenwaldring 61 D - 70569 Stuttgart abt1_bewerbung@iws.uni-stuttgart.de

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ser un effort dans le sens transversal (rive gauche – rive droite), dit aussi effort d’arc.

Finalement, une problématique supplémentaire doit être intégrée dans la méthodologie constructive; il s’agit du refroidissement du béton de masse utilisé pour la construction des blocs du barrage surélevé. En effet, en faisant prise, le ciment dégage de la chaleur (réaction chimique exothermique) qui fait monter la température du béton jusqu’à des valeurs aussi élevées que 50°C. Par la suite, en se refroidissant, le béton se rétracte, et ceci risque de causer sa fissuration.

Egalement, les joints de clavage ne peuvent être injectés qu’une fois le béton de masse refroidi et revenu dans un rythme thermique annuel dicté par la température ambiante locale. Il est par conséquent nécessaire de maîtriser le refroidissement du béton de barrage, de sorte à pouvoir

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Technische Grundlagen zur Erhöhung von Schüttdämmen R. Peter Brenner

Zusammenfassung Wasser gilt für den Menschen allgemein als die wichtigste Ressource. Die Erhöhung von bestehenden Dämmen bietet daher eine attraktive Möglichkeit die vorhandenen Wasservorkommen noch effizienter zu nutzen oder im Falle von Hochwasserschutz die Sicherheit gegen Überschwemmungen zu verbessern. Die meisten Dämme eignen sich für eine Erhöhung, wobei diese je nach den Bedürfnissen und Standortbedingungen im Bereich von wenigen Metern bis über 30 m liegen kann. Dieser Artikel beschränkt sich auf Schüttdämme ohne im Detail auf die dazu gehörenden Nebenbauwerke einzugehen. Die Grundlagen zu einer Erhöhung müssen aus dem Wissen über den Standort der Sperre, dem gegenwärtigen Zustand des Bauwerks und seinen Nebenanlagen, sowie aus einer Voraussage über das Verhalten des Dammes unter den durch die Erhöhung verursachten zusätzlichen Lasten erarbeitet werden.

Das weite Spektrum in der Konzipierung und Realisierung von Dammerhöhungen wird anhand von sechs Fallbeispielen aus verschiedenen Ländern illustriert. Nachdem die Notwendigkeit einer Erhöhung und ihre prinzipielle Machbarkeit als erwiesen gilt, wird mittels einer Optimierung aller relevanten Einflussfaktoren die bestmögliche Projektvariante bestimmt. Dann müssen für die sich daraus ergebenden Herausforderungen praktikable Lösungen gefunden werden mit Bezug sowohl auf die bestehende Anlage wie auch auf die durch die Erhöhung betroffene Umgebung. Als wichtige Herausforderungen haben sich bei den meisten Projekten folgende gezeigt: (1) Aufrechterhaltung des Staubeckenbetriebs während der Bauphase, (2) Verträglichkeit zwischen den bestehenden und den neuen Dammbaumaterialien, d.h. ähnliche Deformationseigenschaften, und (3) genügende Festigkeit und Stabilität des bestehenden Dammes um die infolge der Erhöhung zusätzlichen Lasten aufnehmen zu können.

1.

Einleitung Die Erhöhung einer bestehenden Sperre ist generell eine attraktive Möglichkeit, die vorhandenen Wasservorkommen noch besser zu nutzen und den durch die Bevölkerungszunahme und die stets wachsende Wirtschaft erhöhten Bedarf an Wasser und Energie wenigsten teilweise decken zu können. Die Gründe, einen bestehenden Damm zu erhöhen sind vielseitig, wie zum Beispiel: (1) Kompensation des durch Verlandung verminderten Wasservolumens, (2) Vergrösserung des nutzbaren Wasservolumens um den erhöhten Energie- oder Bewässerungsbedarf zu befriedigen, oder die Wasserversorgung in den rasch wachsenden urbanen Gebieten zu sichern, (3) Verbesserung der Flexibilität in der Produktion von Spitzenenergie, und (4) Hochwassersicherheit, d.h. im Falle von ungenügendem Rückhaltevermögen des Staubeckens oder bei unangemessener Kapazität der Hochwasserentlastung 220

das höchste wahrscheinliche Hochwasser (PMF) aufnehmen, bzw. ableiten zu können.

Allgemein eignen sich die meisten Dämme zu einer Erhöhung, vor allem sind dies aber Erd- oder Steinschüttdämme mit Lehmkern-Innendichtung oder mit Beton/ Asphalt-Oberflächendichtung, sowie Betongewichtsmauern. Im Falle Mauvoisin wurde auch eine Bogenmauer um 13.5 m erhöht. Dieser Artikel beschränkt sich ausschliesslich auf Schüttdämme ohne im Detail auf die dazu gehörenden Nebenbauwerke einzugehen welche von der Erhöhung ebenfalls betroffen werden und entsprechend angepasst oder allenfalls auch neu gebaut werden müssen.

Die Ermittlung der technischen Grundlagen zu einer Dammerhöhung erfordert gründliche und umfangreiche Vorstudien. Diese können in drei Gruppen eingeteilt werden. Die erste Gruppe umfasst das Wissen über den Sperrenstandort und

dessen Umgebung, d.h. Hydrologie, Geologie, Naturrisiken, Seismizität, Biosphäre und Siedlungen. Die zweite Gruppe beinhaltet die Kenntnisse über die Sperrenbauwerke (Damm und Nebenanlagen), d.h. das bisherige Verhalten, Messdaten, mögliche Sicherheitsdefizite, Eigenschaften der verwendeten Baumaterialien und Baugeschichte. Die dritte Gruppe befasst sich mit der Voraussage über das Verhalten der Sperre unter den zusätzlichen statischen, hydrodynamischen und seismischen Lasten. Dies kann teilweise durch Modellieren mit geeigneter Software erreicht werden, doch sollten auch die Erfahrungen aus Projekten mit ähnlichen Rahmenbedingungen einfliessen.

Diese Grundlagengruppen bilden die Entscheidungsgrundlage für Fragen wie den maximal vertretbaren Betrag der Erhöhung sowie die Geometrie und Zoneneinteilung des erhöhten Teils, aber auch ob das vorgesehene Konzept überhaupt machbar ist. Abzuklären bleiben dann noch der Betrieb während der Bauarbeiten, nämlich Stauspiegelhöhen, Hochwassersicherheit und die Minderung der durch die Bautätigkeit verursachten Immissionen.

Es gibt kein Standardrezept wie ein Damm erhöht werden soll. Idealerweise sollte das bestehende Sperrenbauwerk konservativ bemessen sein und auf einer kompetenten Schicht (Fels oder konsolidiertes Lockergestein) gegründet sein.

Die verwendeten Konzepte hängen ab von der Dammstruktur und deren Umgebung, dem Erhöhungsmass und den verwendeten Materialien. Wichtig sind vor allem ein guter Kontakt und Kompatibilität zwischen dem vorhandenen und dem neuen (erhöhten) Teil des Bauwerks, besonders im Bereich des Abdichtungselementes.

Ein spezieller Fall besteht, wenn bereits bei der Projektierung der existierenden Sperre deren Erhöhung ins Auge gefasst und die Zoneneinteilung des Dammes entsprechend ausgelegt wurde.

Dies war zum Beispiel beim Golpayegan-Damm im Iran der Fall (Bilder 1

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STK-Tagung Bild 1. Querschnitt durch den obern Teil des Golpayegan-Dammes, Iran.

Bild 2. Golpayegan: Ansicht des erhöhten Dammes.

Bild 3. Oberer Teil des Kra-Sieo-Dammes, Thailand. Erhöhung mittels einer Brüstungsmauer.

Bild 4. Kra-Sieo-Damm: Dammkrone am rechten Widerlager.

und 2). Dieser hat einen geneigten Kern und wurde zwischen 1948 und 1956 gebaut, allerdings mit sehr schwachen hydrologischen Grundlagen. Eigene Daten waren kaum vorhanden und man stützte sich auf amerikanische Verfahren welche für Gebiete mit ähnlichen klimatischen und topographischen Verhältnissen entwickelt worden waren. Als sich herausstellte, dass genügend Wasser vorhanden war, wurde der Damm 1970/71 problemlos um fünf Meter erhöht. Bei einem senkrechten zentralen Kern kann die Erhöhung zu recht unregelmässigen Formen der Dichtungszone führen, wie dies am Beispiel Göscheneralp-Damm ersichtlich ist (Messerklinger et al., 2011) 2.

Ausgewählte Beispiele von Schüttdammerhöhungen Mit den nun folgenden Beispielen von Dammerhöhungen soll gezeigt werden wie unterschiedlich die technischen Grundlagen wie auch die gewählten Lösungen sein können. In jedem Beispiel wird zuerst die bestehende Stauanlage kurz beschrieben.

Dann werden die Gründe die zur Erhöhung geführt haben erwähnt und anschliessend

die damit verbundenen wichtigsten Herausforderungen erläutert. Schliesslich werden die gewählten Lösungen oder Massnahmen präsentiert.

2.1

Kra Sieo Damm (Thailand)

Damm-Beschreibung: Der 32.5 m hohe Kra-Sieo-Erdschüttdamm mit einer Kronenlänge von 4250 m befindet sich in der Provinz Suphanburi, ca. 150 km NW von Bangkok, Thailand (Bilder 3 und 4). Er ist auf Alluvionen von variabler Mächtigkeit (bis 40 m) gegründet und wurde zwischen 1969 und 1979 gebaut. Das Volumen des Staubeckens bei Normalstau beträgt 240 × 106 m3. Hauptzweck des Dammes sind die Bewässerung und der Hochwasserschutz.

Grund für Erhöhung: Die Anlage hat ungenügende Kapazität um die maximal mögliche Flut (PMF) von etwa 4000 m3/s abzuleiten und hat daher ein Sicherheitsproblem. Es bestehen aber Möglichkeiten mit baulichen Massnahmen je einen Teil dieser Flut an vier verschiedenen Stellen bewältigen zu können, nämlich

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(1) am freien Hochwasserwehr (Bild 5), (2) am Flussauslauf mit damals nur 16 m3/s Kapazität, (3) bei einer natürlichen Geländemulde am linken Widerlager welche sich für einen Notüberlauf eignen würde, und (4) die Möglichkeit einen Teil der langen Dammkrone für ein Überströmen herzurichten. Es wurde deshalb entschieden eine oder zwei dieser möglichen Hochwasserbewältigungsstellen auszubauen um die notwendige Hochwassersicherheit zu erreichen. Eine Möglichkeit wäre natürlich auch gewesen einfach den Pegelstand im Reservoir zu senken, was aber mit einem relativ hohen Verlust an Wasservolumen verbunden gewesen wäre.

Herausforderung: Es galt die optimale Kombination von Massnahmen an den vier möglichen Flutbewältigungsstellen zu finden. Dazu wurde eine sogenannte «Corrective Action Analysis (CAA)» als Hilfsmittel verwendet welche die verschiedenen Varianten untersucht und dann bezüglich Machbarkeit und Kosten bewertet (Babel et al., 2000).

Zum Beispiel hätte man die Schluckfähigkeit der Hochwasserentlastung erhöhen 221

STK-Tagung Bild 5. Kra-Sieo-Damm: Ursprüngliche Hochwasserentlastung.

Bild 6. Sylvenstein-Damm mit Speichersee. Die steile Wand am rechten Widerlager ist gut erkennbar.

b)

a)

Bild 7. Sylvenstein-Damm: (a) Ansicht Luftseite, (b) Baumplanzungen im unteren Teil der luftseitigen Böschung.

Bild 8. Sylvenstein-Damm: Querschnitt mit Erhöhungsmassnahmen (Wildner et al., 2002). können, entweder durch Verlängerung der freien Überfallstrecke oder durch Senken der Überfallkote kombiniert mit der Installation von Schützen.

Gewählte Lösung: Die endgültige Variante wurde gefunden indem man noch zusätzliche Kriterien berücksichtigte, wie Umwelteinflüsse während den Bauarbeiten und vor allem Kos222

Bild 9. Sylvenstein-Damm: Längsschnitt mit MIP Wand (Wildner et al., 2002).

ten. Die gewählte Alternative umfasste eine Verlängerung der Hochwasserentlastung von 22 m auf 60 m und eine Dammerhöhung welche durch eine 1 m hohe Brüstungsmauer verwirklicht wurde. Eine solche Mauer hat dieselbe Wirkung wie eine Dammerhöhung, hat aber den Vorteil dass der Bau einfacher und kostengünstiger ist und der Betrieb des Speichers nicht gestört wird.

2.2

Sylvenstein-Damm (Deutschland)

Damm-Beschreibung: Der 44 m hohe Sylvenstein-Damm, mit einer Kronenlänge von 180 m, wurde 1954– 1959 gebaut (Bilder 6 und 7). Er staut die Isar südlich von Bad Tölz zum Zweck des Hochwasserschutzes und zur Sicherung einer ausreichenden Wasserführung in

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Grund für Erhöhung: Wegen veränderten hydrologischen Rahmenbedingungen wurde entschieden das höchste Stauziel um 3 m zu erhöhen (Wildner et al.,1999, 2002). Dies erforderte eine Erhöhung der Dammkrone um 2 m und eine entsprechende Anpassung der Innendichtung.

Herausforderungen: • Wahl des Dichtungselementes und dessen Einbau.

• Rissfreier Anschluss des Dichtungselementes an den bestehenden Kern und an die Steilflanke am rechten Widerlager (Bilder 8 und 9).

Gewählte Lösungen: • Ursprünglich war für die Erhöhung eine Vibrosolwand vorgeschlagen aber dann einigte man sich auf die Unternehmervariante welche eine «Mixedin-Place (MIP)» Wand präsentierte. Dieses Verfahren eignet sich für Kiesböden, sowie für Sand und groben Schluff und ist zudem erschütterungsfrei. Damit wird auch die Wahrschein-

•

lichkeit von Rissbildung im bestehenden Kern minimiert. Das MIP-Verfahren arbeitet mit einem raupenkettengetriebenen Grossbohrgerät (Bild 10a) an welchem eine Dreifach-Bohrschnecke sitzt welche aus drei in einer Reihe angeordneten Bohrschnecken besteht. Durch ein Rohr in der Mittelschnecke wird die Suspension, bestehend aus Zement, Bentonit, Wasser und Steinmehl, kontinuierlich zugegeben, sowohl bei Ab- wie auch Aufwärtsbewegungen. Durch mehrfache Überlappung der so entstandenen Erdbetonelemente kann ein längeres Wandelement geschaffen werden.

Dann wird das Bohrgerät verschoben (siehe Bild 10b). Die durchschnittliche mögliche Tagesleistung im Bau dieser Dichtwand betrug 200 m2.

Für die Wandelemente wurden folgende Auflagen gemacht: Ähnlicher Deformationsmodul wie das umgebende Dammschüttmaterial um einen rissfreien Ausgleich unterschiedlicher Setzungen in der neu herzustellenden Innendichtung zu ermöglichen. Spezielle Aufmerksamkeit galt dem sehr steil aufsteigenden Vorsatzpfeiler. Die Einbindetiefe sollte 12 m betragen.

Aus umfangreichen Versuchen wurden die folgenden Grenzwerte für die MIP-Wand ermittelt: Zur Gewährleistung einer ausreichenden Plastizität der erhärteten Wandelemente sollte die Druckfestigkeit geringer als 1.0 MPa sein. Der E-Modul der MIPWand sollte den Wert von 80 MPa nicht überschreiten, besonders im Anschlussbereich zur steilen Fels-

flanke. Zur Sicherung der Erosionsstabilität sollte die einachsige Druckfestigkeit, qu,28 Tage, mindestens 0.30 MPa betragen. Der Durchlässigkeitsbeiwert, k, sollte den Wert von 10-8 m/s nicht überschreiten. Die Wanddicke wurde auf 55 cm festgelegt.

2.3

Hengshan-Damm (China)

Damm-Beschreibung: Dieser Damm befindet sich am Xianjian Fluss in der Provinz Zhejiang. Der ursprüngliche Damm ist ein Kiesschüttdamm mit einer Höhe von 48.6 m fundiert auf einer ca. 11 m dicken Kiesschicht. Darunter ist ein Verwitterungsprofil mit Tuff.

Der Kern ist auf leicht verwitterten Tuff gegründet (Li und Li, 2009). Es handelt sich um eine Mehrzweckanlage für Bewässerung, Wasserversorgung, Energieerzeugung und Hochwasserschutz. Der Damm war 1966 fertig erstellt.

Grund für Erhöhung: Erhöhung des verfügbaren Wasservolumens um dem Bedarf der zunehmenden Bevölkerung, der Industrie und der Landwirtschaft zu genügen.

Herausforderungen: • Der Speicher muss während der ganzen Bauzeit voll betriebstüchtig bleiben.

• Befürchtung, dass der bestehende Tonkern den erhöhten Anforderungen an die Sickerwasserkontrolle nicht mehr genügen könnte und deshalb ein effizienteres Dichtungselement gefordert war.

(b)

(a) Bild 10. MIP-Verfahren: (a) Grossbohrgerät mit Dreifach-Bohrschnecke, (b) Bauvorgang mit überlappenden prismatischen Erdbetonelementen (Wildner et al., 2002).

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223

STK-Tagung

der Isar. Zusätzlich speist die Anlage zwei Kleinkraftwerke mit einer installierten Leistung von total 6.4 MW. Der Damm steht auf einer von der Isar aufgefüllten bis zu 100 m tiefen Erosionsrinne. Diese wurde beim Bau mit Ton/Zement und Wasserglassuspensionen injiziert. Gegenwärtig laufen Sanierungsmassnahmen. Dabei sollen eine Dichtwand durch den bestehenden Erdbetonkern und den Injektionsschirm, sowie ein verbessertes Monitoring System für Sickerwasser eingebaut werden.

STK-Tagung Bild 11. Hengshan-Damm, China: (a) Erhöhung durch Steinschüttdamm mit Betonoberflächendichtung. Sockel sitzt auf der Krone eines Kiesschüttdammes mit schmalem Kern, (b) Verbindung Sockel mit Dichtwand (Li, Li, 2009).

•

Der aufgesetzte neue Teil des Dammes sollte ähnliche Deformationseigenschaften besitzen wie der bestehende Teil um Differenzen in den Setzungen der alten und neuen Materialien zu vermeiden.

Gewählte Lösungen: • Für die Erhöhung wurde ein Steinschüttdamm mit Betonoberflächendichtung (CFRD) gewählt mit einem 4.4 m langen und 0.8 m dicken Sockel (Plinth) auf der Krone des bestehenden Dammes. Dies ergab eine totale Dammhöhe von 70.2 m (Bild 11). Die Betonplatten haben eine konstante Dicke von 30 cm und eine Breite von 12 m. Die Bauzeit dauerte von 1987 bis 1994.

• Die Sickerwasserkontrolle wurde radikal verbessert indem man durch den Kern eine starre Betonwand installierte. Das obere Ende der Wand wurde mit dem Sockel verbunden.

• Die bis 2008 dokumentierten Messungen (d.h. 14 Jahre nach dem Ende der Bauzeit) haben gezeigt, dass die Deformationen infolge des neuen Dammteils gering und differenzielle Setzungen ausgeblieben sind. Die Hochwasserentlastung wurde am alten Ort neu gebaut und der Grundablass konnte erhalten bleiben.

2.4

Yesa-Damm (Spanien)

Damm-Beschreibung: Diese Anlage befindet sich in Nordspanien am Aragon-Fluss, ein Zufluss zum Ebro.

Baubeginn war bereits 1928, doch zwischen 1933 und 1946 blieben die Arbeiten unterbrochen und der Damm wurde 224

Bild 12. Yesa-Damm, Spanien: (a) Erhöhung durch Schüttdamm mit Betonoberflächendichtung mit Sockel auf Luftseite einer Betonschwergewichtsmauer, (b) Details über Sockel und umgebende Materialzonen (Lafuente Dios et al., 2009).

erst 1959 fertig gestellt. Der ursprüngliche Damm ist eine Gewichtsmauer, 78 m hoch, und auf relativ schwachem Fels (Mergel, Flysch) gegründet. Oberwasser- und Unterwasserseite der Mauer sind vertikal, bezw. abgestuft mit durchschnittlicher Neigung von 1V:0.78H (Bilder 12 und 13).

Die Hochwasserentlastung (3000 m3/s) befindet sich am linken Widerlager und besteht aus vier vertikalen Schachtüberfällen mit 6 m hohen Schützen. Die Anlage dient ausschliesslich der Bewässerung und der Wasserversorgung (Lafuente Dios et al., 2009).

Gründe für Erhöhung: • In Anbetracht einer auf 110 000 ha vergrösserten Bewässerungsfläche wurde eine Dammerhöhung schon in den 1970er-Jahren in Betracht gezogen.

Dazu kamen Änderungen im Ackerbau.

Die traditionellen Getreidearten (Weizen und Gerste) werden vermehrt durch ertragsreichere Feldfrüchte (Gemüse, Mais, usw.) ersetzt, welche aber mehr Wasser benötigen.

• Verbesserte und zuverlässigere Wasserversorgung für die Stadt Zaragoza und deren Umgebung mit Wasser von guter Qualität.

Herausforderungen: • Wahl zwischen neuem Damm oder einer Erhöhung des bestehenden Dammes und um wie viele Meter soll erhöht werden • Welche Art von Damm soll für die Erhöhung gewählt werden?

• Schutz der Ortschaft Sangüesa unterhalb des Dammes vor Überschwemmungen • Anpassung und Wiederverwendung

Bild 13. Yesa-Damm: Luftseite der bestehenden Schwergewichtsmauer.

•

der existierenden Hochwasserkontrollbauwerke welche sich in der Vergangenheit bewährt haben Störungsfreier Speicherbetrieb während der Bauzeit.

Gewählte Lösungen: • Die Erhöhungsvariante wird bevorzugt da sie einen geringen Einfluss auf Umwelt und historisches Erbe hat.

Auch wird keine Flussumleitung benötigt.

• Die bevorzugte Struktur für eine Erhöhung ist ein Kiesschüttdamm mit Betonoberflächendichtung. Der Sockel wird auf 2/3 der Höhe der bestehenden Mauer platziert. Eine Erhöhung mit Beton hätte eventuell eine Verbes-

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•

•

•

2.5

serung der Fundationsschicht erfordert.

Das Erhöhungsmass ist auf 30 m limitiert wegen der Hochwassersicherheit von Sangüesa. Dies entspricht einer 2.41-fachen Zunahme des Speichervolumens.

Die Hochwasserentlastung kann entsprechend angepasst werden. Neue Sektorschützen werden in zwei der vier erhöhten Schachtöffnungen installiert Der existierende Grundablass sollte während der gesamten Bauzeit funktionstüchtig bleiben. An seiner Stelle konnten aber zwei Rohre welche ursprünglich für den Anschluss an ein Krafthaus konzipiert waren, benutzt werden (das Krafthaus wurde nie gebaut). Diese Rohre wurden durch den neuen Teil des Dammes verlängert.

Am linken Hang mussten umfangreiche Stabilisierungsmassnahmen ergriffen werden um das Wasser im verlängerten Bewässerungskanal ins Bewässerungsgebiet leiten zu können.

Rotgüldensee-Damm (Österreich)

Damm-Beschreibung: Der Rotgüldensee in den österreichischen Zentralalpen ist ein natürlicher, glazial geformter See welcher in den Mur-Fluss dräniert. Der See wurde seit 1922 zur Energieerzeugung genutzt. Um die Energieproduktion während den Wintermonaten zu erhöhen wurde später ein 18 m hoher Damm gebaut, mit Gehängeschutt- und Moränenmaterial unterwasserseitig und Steinbruchmaterial oberwasserseitig. Das Dichtungselement ist aus Asphaltbeton und ist gegen die Oberwasserseite geneigt weil man den Damm später unterwasserseitig zu erhöhen beabsichtigte (Bild 14) (Neururer et al., 1991, 1994).

STK-Tagung

Bild 14. Rotgüldensee-Damm, Österreich: Erhöhter Dammteil auf der Oberwasserseite des bestehenden Dammes gebaut, mit Asphaltbetonkern (Neururer et al., 1991).

Bild 15. Fortuna-Damm, Panama: Damm mit Stausee.

Grund für Erhöhung: Die Planung einer umfassenden Nutzung des regionalen Energieerzeugungspotenzials zeigte, dass der bestehende Damm ein klarer Favorit für eine Erhöhung war. Es zeigte sich aber, dass eine unterwasserseitige Erhöhung aus topographischen Gründen nicht machbar war. Die Felsschwelle am Ende des Sees tauchte steil ins Tal ab und hätte ein Stützbauwerk erfordert um die Stabilität des erhöhten Dammes zu gewährleisten.

Herausforderungen: • Platzieren des erhöhten Teils des Dammes auf der Speicherseite • Beurteilung ob sich der bestehende Damm als unterwasserseitiger Dammfuss eignet • Materialbeschaffung: Die Eröffnung neuer Materialentnahmestellen war aus Landschaftsschutzgründen nicht erlaubt.

• Auswahl eines geeigneten Dichtungselementes für den erhöhten Damm • Genügend Durchlässigkeit im oberwasserseitigen Stützkörper für den Fall der raschen Absenkung • Bereitstellen des Baugrundes für den erhöhten Teil (Seesedimente) und Einbau von Dränagen damit der bestehende Damm das Wasser nicht staut.

Gewählte Lösungen: • Das Reservoir wurde abgesenkt und der erhöhte Teil des Dammes auf eine Höhe von 45 m gebaut (zwischen 1988 und 1992). Dies ergab eine fünffache Vergrösserung des Speichervolumens. Das Absenken wurde durch den Bau eines tiefliegenden neuen Grundablasses ermöglicht.

• Untersuchungen am bestehenden Damm ergaben, dass nach dem Bau des neuen Teils keine grösseren Deformationen zu erwarten sind.

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•

•

•

•

2.6

Eingehende Untersuchungen an einem von einer Tunnelbohrmaschine anfallenden Aushubmaterial, sowie an Hangschutt und an Seesedimenten zeigten, dass diese Materialien für den Bau des Dammes als geeignet betrachtet werden können.

Das Dichtungselement ist ein 0.5 bis 0.7 m dicker, senkrecht stehender Asphaltbetonkern. Am unteren Ende schliesst dieser sich an einen Inspektionsstollen an welcher auch zur Erstellung des Injektionsschirms und für Kontaktinjektionen benutzt wurde.

Für den oberwasserseitigen Stützkörper wurde Hangschuttmaterial verarbeitet um eine Kornverteilung mit genügender Durchlässigkeit zu erhalten.

Die Seesedimente wurden als sehr dicht befunden mit Deformationsmoduli zwischen 80 und 150 MPa. Der neue Teil wurde ausgiebig instrumentiert und es zeigte sich, dass die gemessenen Daten innerhalb der erwarteten Bereiche liegen.

Fortuna-Damm (Panama)

Damm-Beschreibung: Diese Anlage liegt in der Provinz Chiriqui im Westen von Panama am Rio Chiriqui und dient ausschliesslich der Energieerzeugung. Bereits in der Planungsphase wurde ein zweistufiges Projekt konzipiert.

Die Anlage umfasst einen 8 km langen Druckstollen und eine unterirdische Zentrale mit 3 × 100 MW Pelton-Turbinen. Die Bruttofallhöhe nach Ausbau der zweiten Stufe beträgt nun 808 m (Bilder 15, 16, 17 und 18).

Die 1. Stufe bestand aus einem Steinschüttdamm mit Betonoberflächendichtung (CFRD) von 60 m Höhe und war 1982 fertig erstellt. Eine Erhöhung um weitere 40 m zur totalen Höhe von 100 m 225

STK-Tagung Bild 16. Fortuna-Damm: Situationsplan (Anderson et al., 1994).

Bild 17. Fortuna-Damm: Maximalquerschnitt (Die Zonen unterscheiden sich bezüglich Schichtdicke und Verdichtungsenergie beim Einbau) (Anderson et al., 1994).

Bild 18. Fortuna-Damm: Erhöhter Teil mit Spritzbetonoberfläche.

Bild 19. Fortuna-Damm: Neue Hochwasserentlastung am linken Ufer.

wurde im Oktober 1993 vollendet. Dabei wurde der Stauspiegel um 41 m angehoben womit eine 12-fache Vergrösserung des Reservoirvolumens erzielt werden konnte. Die Erhöhung hatte auch einen wesentlichen Einfluss auf die Nebenbauwerke, denn man benötigte für den Speicherbetrieb während der Bauzeit: (a) eine neue Hochwasserentlastung (ohne Schützen) am linken Ufer (Bild 19), (b) einen Umleitungsstollen auf halber Höhe und (c) den Einbau eines Grundablass-Schiebers in den alten tieferen Umleitungsstollen.

Beim Bau des Dammes der ersten Stufe waren keine besonderen Schwierigkeiten zu bewältigen. Der Damm war ein Standard-Design mit 15 m breiten Betonplatten und dem Sockel auf Fels (Andesit von mittlerer bis sehr guter Qualität) gegründet. Der Damm füllte mehr oder weniger die Schlucht des Rio Chiriqui (Anderson et al. 1994).

226

Grund für Erhöhung: Erhöhung der Energieproduktion, wie bereits vorausgeplant.

Herausforderungen: • Auf der rechten Talseite kam der neue Teil des Dammes auf flaches Terrain zu liegen auf welchem sich eine teilweise tiefe Verwitterungsschicht gebildet hatte. Die rechte Talflanke verursachte grosse Schwierigkeiten in der Gründung des Sockels. Auf der linken Talseite war der Fels intakt und die neue Hochwasserentlastung konnte ohne Schwierigkeiten ausgehoben werden.

• Für den erhöhten Teil wurde anstelle von Betonplatten Spritzbeton vorgesehen. Mit diesem Verfahren konnte ein ca. zwei Monate früherer Einstau erzielt werden. Die bisher gemachten Erfahrungen mit Spritzbeton als was-

serdichte Abdeckung sind aber auf wenige Fälle beschränkt, z.B. PindariDamm in Australien (Andrew und Lenehan, 1992).

Gewählte Lösungen: • Guter Fels wurde erst in etwa 10 m Tiefe gefunden. Entlang der Talflanke musste der Sockel auf Saprolit, Tuff, Brekzie oder Agglomerate gestellt werden. Ein Schlitz von variabler Breite und etwa 3–4 m Tiefe wurde ausgehoben und mit Beton verfüllt, der Sockel draufgestellt und verankert (Bild 20). An einigen Stellen musste die Sockellänge aus Stabilitätsgründen auf bis 12 m erweitert werden. Injektionen waren ebenfalls schwierig.

Allgemein bekannte Kriterien waren nicht sehr hilfreich, da die Aufnahmefähigkeit trotz grosser Durchlässigkeit klein war.

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Bild 20. Fortuna-Damm: Massnahmen zur Bewältigung der Gründungsschwierigkeiten auf der rechten Talseite (Anderson et al., 1994).

Literatur Anderson, C.-A., Fossgaard, R., Pinilla, R., Ramos, A., Serracin de Alvarez, B. (1994): Fortuna dam, Panama. Raising of a concrete face rockfill dam. Trans. 18th Int. Congress on Large Dams, Durban, Q.70-R.10, Vol. III, 103–126.

Andrew, B.W., Lenehan, J.R. (1992): Pindari dam enlargement, ANCOLD Bulletin, No. 91.

Babel, M.S., Brenner, R.P., Ponvilai, P., Sucharit

•

Der Spritzbeton wurde über die ganze Fläche von 31 000 m2 angewendet und zwar aufwärts, von einer Plattform aus, welche an einem Kranarm befestigt war.

Die gleiche Plattenbreite von 15 m wie bei der 1. Stufe wurde verwendet. Die Schichtdicke war 130 mm einheitlich über die ganze Fläche und wurde mittels Plastikstäbchen kontrolliert. Nur in der Umgebung des Sockels wurde über eine zwei Meter breite Übergangszone die Schichtdicke auf 300 mm erhöht. Die Armierung der Spritzbetonschicht bestand aus einem Netz, 150 × 150 mm, 8 mm dicken Eisen (entspricht 0.26% Armierungsgehalt) mit 40 mm Spritzbetonüberdeckung und 70 mm Abstand von der Dammoberfläche. Vor dem Aufbringen des Spritzbetons wurde die Dammoberfläche gründlich bewässert.

Probleme entstanden bei Starkniederschlägen. Versuche die Oberfläche abzudecken waren unbefriedigend. So wurde das Spritzen einfach unterbrochen, im Wissen dass die Intensivphasen meistens von kurzer Dauer sind.

3.

Schlussfolgerungen Die sechs Fallbeispiele widerspiegeln das breite Spektrum in der Konzipierung und Realisierung von Dammerhöhungsprojekten. Jedes Projekt ist verschieden bezüglich Erhöhungsmass, sowie Art und Geometrie des aufgestockten Teils des Dammes. Das eigentliche Projekt sollte sich aus einer Optimierung aller relevanten Einflussfaktoren ergeben. Daraus werden dann die wichtigsten Herausforderungen erkennbar, die sich an das bestehende Bauwerk wie auch an die Umgebung richten.

Herausforderungen die in den meisten Projekten auftreten sind die folgenden: • Der Betrieb des Staubeckens sollte während der Bauphase ungehindert

weitergeführt werden können, allenfalls mit kurzen Unterbrüchen. Bei geringem Erhöhungsmass, d.h. <6–8 m, beschränkt man sich oft auf einen Umbau im Kronenbereich. Dies kann aber mit einer zeitweiligen Stauspiegelabsenkung verbunden sein.

• Der bestehende Damm sowie sein Untergrund müssen imstande sein den durch die Erhöhung entstandenen zusätzlichen Lasten (statischer, hydrodynamischer und seismischer Art) zu widerstehen. Auch sollten möglichst vollständige Messdatenreihen vorhanden sein um das Verhalten des Dammes in der Vergangenheit analysieren zu können. Dämme mit einem strukturellen oder hydraulischen Sicherheitsdefizit sollten nicht erhöht werden.

• Die Kompatibilität zwischen den bestehenden und den neuen Materialien ist sehr wichtig. Bestehender und erhöhter Teil des Dammes müssen eine Einheit bilden. Um eine allfällige Entstehung offener Kontaktflächen, z.B. durch Gewölbewirkung, zu vermeiden sollten die Materialien ähnliche Verformungseigenschaften haben. Dies gilt vor allem im Kontaktbereich des neuen und des bestehenden Teils des Dichtungselementes.

• Grosse Aufmerksamkeit erfordert auch die Überwachung und Kontrolle der Sickerwasserströmung unter der erhöhten hydrodynamischen Beanspruchung, vor allem bei Vorhandensein von Dichtwänden oder Injektionsschirmen. Eine umfassende Instrumentierung ist deshalb notwendig.

Ferner ist zu beachten, dass bei grossen Erhöhungen Bedarf und Ausbeutung von Schüttmaterial sorgfältig und frühzeitig geplant werden müssen. Bei im Voraus geplanten zweistufigen Erhöhungen sollten sich die Baugrunduntersu-

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S., Harnpattanapanich, T. (2000): Corrective action analysis for a storage dam with inadequate flood-handling capacity. Proc. 12th Congress of the APD-IAHR, Bangkok, Vol.2, 679–688.

Lafuente Dios, R., Merino Arroyo, M., De Diego Calvo, P., Martinez Mazariegos, J.L. (2009): Heightening of Yesa dam. Trans. 23rd Int. Congress on Large Dams, Brasilia, Q.90-R.47, CDROM. Li, Neng-hui, Li, Hong-tao (2009): Hengshan clay core gravel-fill dam heightened using concrete face rockfill dam. Trans. 23rd Int. Congress on Large Dams, Brasilia, Q.90-R.26, CD-ROM. Messerklinger, S., Aemmer, M., Straubhaar, R. (2011): Heightening of the Göscheneralp earthcore rockfill dam. Hydropower & Dams, 18 (3), 43–48.

Neururer, H., Rückl, J., Fögl, W. (1991): Raising the Rotgüldensee dam. Trans. 17th Int. Congress on Large Dams, Vienna, C.14, Vol. IV, 827–844.

Neururer, H., Rückl, J., Fögl, W. (1994): The new Rotgüldensee dam. Design and behaviour. Trans. 18th Int. Congress on Large Dams, Durban, Q.70-R.24, Vol. III, 353–370.

Wildner, H., Kleist, F., Strobl, Th. (1999): Das Mixed-in-Place Verfahren für permanente Dichtungswände im Wasserbau. Wasserwirtschaft, 89 (5).

Wildner, H., Kleist, F., Strobl, Th. (2002): Raising a dam crest using the mixed-in-place method to upgrade the sealing element. Hydropower & Dams, 9 (2), cv f37–41.

Anschrift des Verfassers R. Peter Brenner, Dr., Consulting Engineer Rosenstrasse 8, CH-8570 Weinfelden brenner.gde@sunrise.ch.

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STK-Tagung

chungen schon während der ersten Stufe auch auf das Gebiet der zweiten Stufe ausdehnen um Überraschungen in den Gründungsverhältnissen wie sie im Falle des Fortuna-Dammes aufgetreten sind zu vermeiden.

Sicherheit bei Stauanlagen STK-Tagung

Ein Gespräch mit Georges Darbre, Leiter Sektion Talsperren des BFE Jürg Wellstein

Zusammenfassung Um die Sicherheit von Stauanlagen beurteilen zu können, müssen zunächst die Gefahren genau analysiert werden. Dies ist eine zentrale Aufgabe der Sektion Talsperren beim Bundesamt für Energie. Mit entsprechenden Forschungsaktivitäten werden die Probleme untersucht und Lösungen entwickelt.

Erdbeben in Norditalien, Felssturz im Tessin. Aktuelle Gefahren, die auch Stauanlagen treffen können. Sind die Talsperren in der Schweiz sicher? Welche Auswirkungen haben solche Naturerscheinungen auf die Wasserkraftwerke? Mit diesen Fragen befasst sich die Sektion Talsperren beim Bundesamt für Energie (BFE). Sie ist für die Sicherheit der Stauanlagen und deren Absperrwerke zuständig, also Einrichtungen zum Aufstauen oder zur Speicherung von Wasser sowie Einrichtungen für den Rückhalt von Geschiebe, Eis oder Schnee.

Die grösseren Stauanlagen dienen in der Schweiz hauptsächlich zur Stromerzeugung. Daneben gibt es aber auch Anlagen, die der Wasserversorgung, dem Schutz gegen Naturgefahren oder/und der künstlichen Beschneiung dienen. Alle diese Funktionen sind beeinträchtigt, falls eine Stauanlage beschädigt wird. Und bei einem allfälligen Bruch ist die Bevölkerung unter Umständen durch die entstehende Flutwelle gefährdet.

Sektion für die Sicherheit Das Bundesamt für Energie unterscheidet die Aspekte Produktion und Sicherheit. Für den letzteren Bereich ist die Sektion Talsperren zuständig. Es geht primär um die sicherheitstechnische Beurteilung der den dem Bund zur Aufsicht unterstellte insgesamt 225 grossen Talsperren (Bild 1). Für die Sicherheit der kleinen Anlagen – rund 1000 Bauwerke – sind die Kantone zuständig, wobei die Sektion Talsperren eine 228

Bild 1. Stauanlagen der Schweiz, deren Sicherheit von der Sektion Talsperren beim BFE überwacht wird. (Quelle: www. swissdams.ch)

Bild 2. Das Sicherheitskonzept der Sektion Talsperren basiert auf drei Bereichen.

(Quelle: G. Darbre) Oberaufsicht ausübt. Die Sektion behandelt nur Sicherheitsfragen, hierbei sind die drei Säulen der konstruktiven Sicherheit, der Überwachung und der Notfallplanung zu nennen (Bild 2). Daraus folgernd werden entsprechende Forschungsaktivitäten veranlasst.

Georges Darbre (Bild 3), Leiter der Sektion und seit über 20 Jahren beim Bund im Bereich der Talsperren tätig, verweist auf die Vielfalt der Anlagen. Es bestehen enorme Unterschiede bei Abmessungen, Speichervolumen, Bauart und Zweck der einzelnen Bauwerke. Diese Vielfalt macht es notwendig, bei der Erarbeitung der Sicherheitsbeurteilungen jeweils mass-geschneidert vorzugehen. Werden bei der Sicherheitsbeurteilung Mängel erkannt, die jedoch keine akute Gefährdung darstellen, besteht die Herausforderung in der Anordnung von Massnahmen, die verhält-

Bild 3. Georges Darbre: «Die Sicherheit von Stauanlagen umfasst unterschiedliche Aspekte: von Betonzuschlagsstoffen bis zum lokalen Klima.» nismässig sind. Als sofortige Massnahme kann eine Betriebseinschränkung von der Sektion angeordnet werden.

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Jürg Wellstein: Wie alt können Stauanlagen werden? Für welche Dauer wurden sie ausgelegt?

Georges Darbre: Die Konzessionen sind typischerweise auf 80 Jahre festgelegt, danach folgt der «Heimfall» an Kanton oder Gemeinde. Dies ist von zentraler wirtschaftlicher Bedeutung, hat jedoch kaum Einfluss auf die Lebensdauer der Anlage und deren Produktionskapazität. Die baulichen Anlagenteile sind für 100 und mehr Jahre ausgelegt, Turbinen und weitere elektromechanische Teile benötigen allerdings eine periodische Erneuerung.

Jürg Wellstein: Was muss bei einer allfälligen Stilllegung und einem Rückbau beachtet werden?

Georges Darbre: Es darf keinen Wasserrückhalt mehr geben, es braucht also mindestens einen Dammeinschnitt bzw. einen offenen Grundablass oder einen kompletten Rückbau.

In den Bereichen Forschung und Entwicklung sind vor allem die beiden Eidg. Hochschulen in Zürich und Lausanne aktiv. In Zürich weist die Versuchsanstalt für Wasserbau, Hydrologie und Glaziologie (VAW) sowie der Schweiz. Erdbebendienst (SED) die von der Sektion Talsperren zurzeit geforderten Kompetenzen auf. In der Vergangenheit hat diese auch Ressortforschung bei Instituten für Baustatik und Konstruktion, für Baustoffe (Beton) sowie für Geotechnik (Felsmechanik) ausführen lassen. In Lausanne unterstützt die Sektion Forschung bei den Labors für Wasserbau (LCH), für Umwelthydraulik (LHE) und für Konstruktionsmateria-lien (LMC).

Früher waren auch die Labors für Felsmechanik (LMR) sowie jene für Hydrologie (HYDRAM) und für energetische Systeme (LASEN) involviert.

Hochwasser Im Hinblick auf den Forschungsbedarf zur Sicherheitsüberwachung von Talsperren müssen zunächst mögliche Gefah-

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Lebensdauer der Anlagen Der Stellenwert der Wasserkraft ist in der Schweiz hoch. Die vor einem Jahr eingeleiteten Schritte zur Abkehr von der Atomkraft hat die Wasserkraft erneut bestätigt.

Unabhängig davon sind bereits seit einigen Jahren vermehrt Projekte und Erneuerungen nach einigen Jahrzehnten Betrieb im Gange, mit denen die Produktionsbedingungen für Wasserstrom verbessert werden sollen. Denn viele Anlagen stammen aus den Jahren zwischen 1950 und 1970 – als Talsperren-Boom herrschte.

Bild 4. Erdbeben-Messung am Staudamm. (Quelle: BFE) ren identifiziert werden. Im Vordergrund stehen die natürlichen Einwirkungen von Hochwasser und Erdbeben. Bei der erstgenannten Gefahr muss gewährleistet sein, dass ein maximal mögliches Hochwasser abgeführt werden kann, ohne sicherheitskritischen Schaden an der Anlage zu erzeugen oder die Stabilität des Bauwerks zu beeinträchtigen. Dafür braucht es eine Kombination von freiem Volumen im Staubecken und von Hochwasseröffnungen an der Sperre. Bei Schüttdämmen soll vermieden werden, dass Wasser über die Dammkrone fliesst, ausser der Damm wurde entsprechend gestaltet.

Jürg Wellstein: Was wären die Folgen eines übergrossen Hochwasserereignisses ?

Georges Darbre: Es könnte zu einer Erosion der luftseitigen Dammböschung kommen, die bis zum Dammbruch führen kann. Eine Stabilitätsminderung bei den seitlichen Widerlagern, wie dies beim Tessiner Stauwehr Palagnedra im Jahr 1978 drohte, ist ebenfalls eine mögliche Folge.

Jürg Wellstein: Bestehen Prognosemodelle, mit welchen heute eine potenzielle Hochwasser-Gefahr abgeschätzt werden kann?

Georges Darbre: Ja, zu witterungsbedingtem Hochwasser wurden in den vergangenen Jahren an der EPFL umfangreiche Studien durchgeführt. Niederschlagsmodelle bildeten die Grundlage, um in bestimmten Einzugsgebieten von Stauanlagen den Mengenzufluss im Stausee zu berechnen. Dieses auf theoretischen Annahmen basierte Projekt soll nun mit einem neuen Vorhaben konsolidiert, validiert und in der Praxis umgesetzt werden. Damit werden sowohl Betreiber als auch Planungsingenieure ein Werkzeug in

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die Hand erhalten, das ihnen zuverlässige Methoden und Daten für die Sicherheitsberechnungen bietet.

An der ETH Zürich befasste man sich beispielsweise mit dem Problem der Sedimentablagerung in den Stauanlagen.

Dies betrifft nicht nur den Stausee, sondern auch die Abflussöffnungen sowie die Verbindungstunnel. Damit wird das Speichervolumen verringert und die Energieproduktion eingeschränkt. Ziel der Forschungsarbeiten ist die Definition von Auslegungs- und Gestaltungskriterien, um sowohl Sedimentablagerungen als auch daraus folgende Abrasionsschäden zu vermeiden.

Erdbeben In den vergangenen Jahrzehnten arbeiteten die beiden ETHs vor allem auch am Verständnis der Erdbebeneffekte auf Betonmauern und Erddämme. Mit entsprechenden wissenschaftlichen Grundlagen konnte dazu im Wallis – ein Gebiet mit erhöhtem Erdbebenrisiko – und in Graubünden ein weltweit einmaliges Messnetz in Staumauern installiert werden. Auf diese Weise werden Erdbeben gemessen, was zur Nachprüfung der theoretischen Berechnungen und zur Kalibrierung der Modelle dient. Dieses Konzept hat internationale Aufmerksamkeit hervorgerufen.

Mit dem installierten Messnetz werden sowohl die Bewegungen im freien Feld als auch die Reaktion der Talsperren während eines Erdbebens aufgezeichnet.

An strategisch wichtigen Stellen auf den Dammkronen und im Innern der Bauwerke sind dreiachsige Beschleunigungsmessgeräte positioniert. Es wurden mindestens vier Sensoren (Emosson-Talsperre) bzw. bis zu 11 Sensoren (Mauvoisin) angeord229

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net (Bild 4). Bei diesem Damm ergibt die Variation durch die jährliche Füllung – Maximum im Sept./Okt. bis Minimum im Mai/ Juni – eine Wasserspiegelvariation von bis zu 150 Meter. Daher verändern sich auch die hydrostatischen Drücke auf das Bauwerk sowie das entsprechende Verhalten bei einem Erdbeben. Dieser Aspekt wurde speziell untersucht, indem während sechs Monaten jede Nacht automatische Vibrationsmessungen durchgeführt wurden.

Jürg Wellstein: Die Erdbebengefahr bei Stauanlagen wurde kürzlich auch diskutiert, als es um die Sicherheit des unterhalb einer Stauanlage befindlichen AKW Mühleberg ging.

Georges Darbre: Im Rahmen der Projektierung von Stauanlagen werden die Erdbebeneinwirkungen seit jeher berücksichtigt. Der Kenntnisstand – insbesondere in Bezug auf die Erdbebengefährdung – hat sich mit der Zeit jedoch weiterentwickelt. Die Sektion Talsperren hat somit von den Anlagenbetreibern verlangt, dass sie die Erdbebensicherheit ihrer Anlagen nach dem heutigen Kenntnisstand überprüfen.

Jürg Wellstein: Werden bei erkennbaren Mängeln auch bauliche Massnahmen angeordnet?

Georges Darbre: Beispielsweise die Bogenstaumauer am Lac des Toules im Wallis wurde von 2008–2011 mit zwei seitlichen Betonwiderlagern auf der Luftseite verstärkt. Diese 70 000 m3 Beton umfassende Massnahme erfolgte zur Verbesserung der zuvor erkannten Mängel bei der Erdbebensicherheit.

Impulswellen im Labor Neben den beiden primären Naturgefahren Hochwasser und Erdbeben sind auch Felsstürze, das Abgleiten von Felsmassen, Lawinen usw. sicherheitsrelevante Ereignisse. Als tragisches Ereignis gilt der Gletscherabbruch vor dem Mattmark-Staudamm, der 1965 das Arbeiterdorf verschüttet und dadurch zu 88 Todesfällen geführt hatte. Bei den 80 grössten Stauanlagen werden deshalb von Geologieexperten alle fünf Jahre Gutachten erstellt, welche auf mögliche Gefahren aufmerksam machen müssen. Dabei werden die Widerlager der Dämme, die Ufergebiete und die Felssturzbereiche besonders genau betrachtet. Bei den weiteren Anlagen erfolgt diese Beurteilung zuerst durch die Fachingenieure, welche jährliche Sicherheitsberichte erstellen.

Mit systematischen Modellierungen und nachfolgenden Berechnungen 230

Bild 5. Impulswellen-Entwicklung in drei Phasen. (Quelle: VAW)

Bild 6. Geschwindigkeitsdiagramm einer Impulswelle. (Quelle: VAW) kann aufgezeigt werden, welche Impulswellen im Stausee durch fallende Massen entstehen. Bei kritischen Situationen verlangt die Sektion Talsperren eine Vergrösserung des Abstands vom höchsten Wasserstand im Staubecken zur Dammkrone (sog. Freibord). Gleiches gilt für die Lawinengefahr. Hier liegt eine Liste von gefährdeten Anlagen vor, bei welchen im Winter der Stauseespiegel deswegen abgesenkt werden muss.

Die VAW an der ETHZ befasst sich intensiv mit der Erforschung des Phänomens von Impulswellen (Bilder 5 und 6).

Diese werden durch die Massenbewegungen ausgelöst und können beim Auflaufen auf ein Ufer oder auf die Talsperre Schäden verursachen. Man muss also wissen, wie gross diese Impulswellen werden und welche Kräfte sie entfalten.

Vor wenigen Jahren wurde ein Handbuch geschaffen, das den heutigen Kenntnisstand wiedergibt und Verfahren zur Berechnung von Impulswellen enthält.

Damit lassen sich die relevanten Abklärungen machen. Dieses Thema wird aber vom VAW weiter verfolgt. Es geht dabei um die Frage, wie das Auflaufen am gegenüberliegenden Ufer erfolgt, welches Ausmass und welche Geschwindigkeiten auftreten können. Mit Modellversuchen im

Labor werden die Auswirkungen mit unterschiedlichen Parametern untersucht. Im 11 Meter langen Impulswellen-Kanal des VAW können das Entstehen und Verhalten solcher Wellen aufgezeichnet werden.

Sekundärgefahren rund um die Stauanlagen Jürg Wellstein: Bestehen noch weitere Gefahren für Talsperren und die gesamten Stauanlagen?

Georges Darbre: Seit dem Bau eines Sondierstollens für den einst vorgesehenen Rawil-Tunnel, wissen wir um die Gefahren durch die Erstellung infrastruktureller Projekte dieser Art. Durch die entstehende Drainage der Felsmasse hat sich der Untergrund verformt. Das Tal verengte sich um 12 cm an der Krone der ZeuzierStaumauer (Bild 7), was zu einer seeseitigen Verformung um 11 cm, verbunden mit Rissen und Fugenöffnungen geführt hatte.

Dank gezielten Injektionen konnte Anfang der 1980er-Jahre die Anlage wieder in Betrieb genommen werden.

Jürg Wellstein: Wie wurde diese Erkenntnis bei den Neat-Tunnelprojekten umgesetzt?

Georges Darbre: Beim Bau des Gotthard-Tunnels wurden bei den betrof-

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fenen Stauanlagen von Nalps, Curnera und Santa Maria automatische Tachymeter eingerichtet, die laufend Distanzmessungen machten. Hinzu kommen hoch präzise Messungen, welche manuell durchgeführt werden. Die gemessenen Werte vergleicht man dann mit den Verformungsgrenzwerten der Mauern.

Jürg Wellstein: Erwarten Sie durch den derzeitigen Ausbau von Pumpspeicherwerken neue Probleme durch die zyklischen Belastungen?

Georges Darbre: Die Talsperren sind kaum empfindlich auf solche Druckunterschiede und auch nicht auf die Belastungszyklen. Doch wir werden uns vermehrt auf die Uferbereiche und die dort auftretende stärkere Instabilitätsgefahr konzentrieren müssen.

Beton quillt auf Eine besondere, sicherheitsrelevante Erscheinung bei Staumauern aus Beton ist das Quellen des Materials. Auslöser dieses Problems ist eine chemische Reaktion zwischen den eingesetzten Stoffen. Es handelt sich dabei um eine Alkali-Silika-Reaktion. Alkalische Substanzen brechen in schlecht kristallisiertem Silika die SiliziumSauerstoff-Verbindung auf und formen mit dem Silizium einen stark hydrophilen Gel mit beachtlichen Ausdehnungseigenschaften. Damit ist die Voraussetzung für Quelleffekte des Betons gegeben. Das Labor für Konstruktionsmaterialien (LMC) an der EPFL untersucht u.a. die mikrostrukturellen Eigenschaften dieser chemischen Reaktion.

Jürg Wellstein: Welche Gefahren ergeben sich aus diesen Quelleffekten bei Staumauern?

Georges Darbre: Die daraus folgenden Spannungen erzeugen Risse im Bauwerk, so dass die Stabilität vermindert wird. Wir haben dies beispielsweise beim 1926, bzw. 1941 erbauten Illsee-Damm im Wallis beobachten können. Dies hatte in

Bild 8. Durch den Bau eines Sondierstollens hat sich eine Verformung der Zeuzier-Staumauer ergeben, so dass zunächst eine Wasserabsenkung und anschliessend Injektionen erforderlich waren. (Quelle: www.swissdams.ch)

den 1990er-Jahren zu konkreten Rissmessungen und einer wasserseitigen Abdichtung geführt. Nun werden Vertikalschnitte gemacht, um die Spannungen reduzieren zu können.

Jürg Wellstein: Sind also nur alte Bauten betroffen?

Georges Darbre: Nein, auch bei der um 1950 erstellten Gewichtsstaumauer Salanfe wurde diese Reaktionserscheinung festgestellt. Bei neueren Mauern sorgt man durch eine entsprechende Betonmischung, dass diese Reaktion nicht auftritt.

Jürg Wellstein: Was erwarten Sie von den Forschungsarbeiten?

Georges Darbre: Wir brauchen ein grundsätzliches Verständnis des chemischen Prozesses und der möglichen Auslösemechanismen. Offensichtlich ist, dass die Reaktion bereits bei der Erstellung eines Damms beginnen kann. Ebenfalls erkennbar ist, dass Bereiche mit grossen betrieblichen Spannungen weniger quellen. Warum, wissen wir aber noch nicht.

Jürg Wellstein: Wie können Sie die Forschung unterstützen?

Georges Darbre: Zusammen mit Swiss Electric Research haben wir am LMC in Lausanne einen Laborausbau ermöglichen können. Es geht hier darum, den Einfluss des Spannungszustandes auf die Reaktion und auf das Quellen gezielt zu untersuchen. Ultimativ wollen wir wissen, wie lange es dauert, bis Risse auftauchen und Schäden möglich werden, damit wir den optimalen Zeitpunkt für Massnahmen (Schneidaktionen) bestimmen können.

Heute wird das Augenmerk viel stärker auf mögliche Quelleffekte gerichtet, verdächtige Proben untersucht man im Labor.

Und Georges Darbre hofft, bei den zahlreichen Bauwerken aus den 1950er- und 60erJahren die Problemfälle bereits identifiziert

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zu haben. Sowohl die wissenschaftlichen Erkenntnisse und Kompetenz als auch das technologische Know-how beim Bau von Wasserkraftwerken werden auch international geschätzt und nachgefragt.

Kontakt Georges Darbre Bundesamt für Energie (BFE): georges.darbre@bfe.admin.ch Anschrift des Verfassers Jürg Wellstein CH-4058 Basel wellstein.basel@bluewin.ch

Links BFE-Sektion Talsperren: www.bfe.admin.ch Schweiz. Talsperrenkomitee (STK): www.swissdams.ch ETHZ-Versuchsanstalt für Wasserbau, Hydrologie und Glaziologie (VAW): www.vaw.ethz.ch Schweiz. Erdbebendienst (SED): www.seismo.ethz.ch EPFL-Labor für Wasserbau (LCH): http://lch.epfl.ch EPFL-Labor für Umwelthydraulik (LHE): http://lhe.epfl.ch EPFL-Labor für Konstruktionsmaterialien (LMC): http://lmc.epfl.ch

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Bild 7. Erosion eines Bypass-Kanals. (Quelle: VAW).

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Kombinierter Geschiebe- und Holzrückhalt am Fallbeispiel Engelberger Aa Karin Anhorn, Lukas Schmocker, Volker Weitbrecht

Zusammenfassung Prozesse und Erkenntnisse aus hydraulischen Modellversuchen zu einem kombinierten Holz- und Geschieberückhalt an der Engelberger Aa werden vorgestellt. Die Idee für das dabei umgesetzte Konzept stammt aus dem im Jahr 2003 realisierten Holzrückhalt an der Gürbe im Kanton Bern, dessen Funktionalität zuvor ebenfalls mittels Modellversuchen erfolgreich geprüft wurde. Der Rückhalt besteht aus einer grossflächigen Gerinneaufweitung für den Geschieberückhalt, die am unteren Ende mit einem Schwemmholzrechen abgeschlossen ist. Der Überlastfall wird mit Hilfe eines seitlichen Notüberlaufs kontrolliert. Eine Tauchwand verhindert den Schwemmholzaustrag über den Notüberlauf. Im Modell wurden für verschiedene Hochwasserszenarien praktisch 100% des anfallenden Geschiebes sowie mindestens 90% des Schwemmholzes zurückgehalten. Die Tatsache, dass mit dem an der Gürbe verwendeten Konzept auch an der Engelberger Aa die geforderten Ziele betreffend Holz- und Geschieberückhalt erreicht werden zeigt, dass das gewählte Konzept eines kombinierten Geschiebe- und Schwemmholzrückhalts, bei gegebenen Randbedingungen, auch auf andere Flussgebiete übertragbar ist.

1.

Einleitung Bei Hochwasserereignissen in den letzten Jahren führten oft nicht nur die grossen Abfluss- und Geschiebemengen, sondern auch das transportierte Schwemmholz zu grossen Schäden (Bezzola und Hegg 2008). Vor allem an Brücken, Wehren oder Durchlässen kann es zu Schwemmholzverklausungen kommen, wodurch der Fliessquerschnitt reduziert wird und ein Rückstau im Gewässer entsteht. Häufig treten dabei die Flüsse über die Ufer und

verschärfen die Hochwassersituation zusätzlich. Diese Problematik ist zwar bekannt, wurde jedoch oft nur am Rande im Zusammenhang mit Fragen des Geschieberückhalts behandelt. Erst durch Schadensfälle wie z.B. 1990 an der Gürbe oder 1997 in Sachseln rückte die Schwemmholzproblematik mehr in den Vordergrund.

Die bestehenden Bauwerke, welche sich für den Geschieberückhalt bewährt haben, sind nur bedingt für einen wirkungsvollen Holzrückhalt geeignet. Deshalb wurden verbesserte Massnahmen für den kombinierten Geschiebe- und Holzrückhalt entwickelt. Einen Überblick dazu findet man z.B. in Lange und Bezzola (2006).

So wurde auch im Gürbetal aufgrund der Hochwasserschäden von 1990 beschlossen, in dem als Ausschütte bezeichneten Geschiebesammler bei Wattenwil zukünftig auch das von der Gürbe mitgeführte Schwemmholz möglichst vollständig zurück zu halten (Lange und Bezzola 2002). Bei der Konzeptwahl an der Gürbe galt es folgende Randbedingungen zu beachten: Einerseits durften die Dämme aus Gründen des Landschaftschutzes nicht erhöht werden und andererseits war eine Sohlenabtiefung infolge der Beeinträchtigung der Grundwasserverhältnisse nur begrenzt möglich. Um trotzdem einen effektiven Schutz zu gewährleisten, wurde das folgende Rückhaltekonzept erarbeitet: Das Schwemmholz wird am unteren Ende der aufgeweiteten Strecke durch einen Holzrechen zurückgehalten. Der dadurch provozierte Aufstau reduziert die Fliessgeschwindigkeiten, wodurch sich das Geschiebe, getrennt vom Schwemmholz deltaförmig am Beginn der Aufweitung ablagert. Im Fall eines EHQ Szenarios verhindert ein gezielter, seitlicher Notüberlauf ein Überströmen der seitlichen Dämme. Der Austrag von Schwemmholz über den Notüberlauf wird mit Hilfe einer Tauchwand verhindert.

Das Rückhaltekonzept an der Gürbe wurde mittels hydraulischen Modellversuchen an der VAW der ETH Zürich

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erfolgreich geprüft und optimiert (VAW 2002). Die Anforderungen betreffend Holzrückhalt wurden dabei mit einem Rückhaltegrad von 99% beim Bemessungsereignis und von 96% beim Überlastfall erfüllt.

Infolge des durch die Rechenverlegung induzierten Aufstaus bildet sich eine deltaförmige Geschiebeablagerung, deren Front Richtung Rechen wandert, diesen aber nicht erreicht. Somit wurde bei verlegtem Rechen ein nahezu vollständiger Geschieberückhalt erzielt. Das Konzept mit Rechen, Notüberlauf und Tauchwand wurde im Jahr 2003 realisiert, jedoch bis heute noch mit keinem grossen Ereignis beaufschlagt.

Die grossen Schäden in Engelberg infolge des Unwetters vom August 2005 zeigten, dass auch an der Engelberger Aa zur Entschärfung der Hochwassergefahr ein Geschiebe- und Holzrückhalt notwendig ist. Die vorhandenen Randbedingungen und Platzverhältnisse legten es nahe, sich bei der Projektierung an dem für die Gürbe geprüften Konzept zu orientieren. Es wurde jedoch nicht davon ausgegangen, dass das Rückhaltekonzept an der Engelberger Aa den Anforderungen ebenso genügt wie dasjenige an der Gürbe. Die Analyse des Hochwassers 2005 hat zudem gezeigt, dass insbesondere die Überlastfähigkeit von Sammlerbauwerken eine wichtige Rolle spielt (VAW 2008). Somit beauftragte die Gemeinde Engelberg im Frühjahr 2009 die VAW das Rückhaltekonzept mittels hydraulischer Modellversuche zu testen sowie Optimierungsmöglichkeiten zu prüfen. Insbesondere war zu untersuchen, wie sich der Schwemmholzrückhalt auf die Geschiebeablagerungen auswirkt und wie sich das System im Überlastfall verhält.

2.

Geschiebe- und Holzrückhalt Bannwald

2.1 Ausgangslage Die Unwetter vom August 2005 führten infolge eines massiven Geschiebe- und 233

Schwemmholzaufkommens zu Ausuferungen der Engelberger Aa. Zentrale Siedlungsgebiete und Infrastrukturanlagen im Talboden wurden dabei weiträumig überschwemmt. Darauf erarbeitete die Gemeinde Engelberg in Zusammenarbeit mit dem Kanton Obwalden ein Hochwasserschutzprojekt für die Engelberger Aa. Teilstück des durch die IG Aawasser (Schubiger/Niederer + Pozzi / Oeko B) ausgearbeiteten Massnahmenkonzepts ist ein kombinierter Geschiebe- und Holzrückhalt oberhalb Engelberg im Bereich Bannwald (IG Aawasser 2007), der zukünftig im Hochwasserfall Geschiebe und Schwemmholz zurückhalten und damit Geschiebeablagerungen und Schwemmholzverklausungen im Unterwasser verhindern soll.

der Engelberger Aa zum Sammler erfolgt mit einer ca. 35 m langen und 4 m hohen Blockrampe mit einem Gefälle von 10%.

Bild 1 zeigt die Projektübersicht des Geschiebesammlers im Modell und Bild 2 das Längsprofil sowie die projektierte Sohlenlage zS. Das Abschlussbauwerk besteht aus einem Holzrechen und einem seitlichen Notüberlauf mit Tauchwand. Der 30 m breite, gegen die Strömungsrichtung gekrümmte Holzrechen weist einen lichten Stababstand von 2.0 m, einen Stabdurchmesser von 0.4 m sowie eine Stabhöhe von 4 m auf. Die Entlastungsstrecke beginnt wenige Meter oberhalb des Rechens auf der linken Sammlerseite und mündet unterhalb des Rechens wieder in die Engelberger Aa. Die Tauchwand beim Einlauf zur Notüberlaufstrecke ist 25 m breit und 1.9 m hoch.

Mit dem kombinierten Geschiebeund Holzrückhalt sollen zukünftig Schäden im Siedlungsraum Engelberg bis zu einem HQ100 ausgeschlossen werden. Um Reserven zu berücksichtigen und auch bei grösseren Abflüssen Schutz zu bieten, wird der Rückhalt auf ein HQ300 bemessen. Im Überlastfall EHQ soll mit dem Notüberlauf ein unkontrolliertes Versagen des Rückhaltebauwerks, wie z.B. das Abschwemmen des Holzteppichs über den Rechen, verhindert werden.

3.

Hydraulische Modellversuche

Bild 1. Übersicht des hydraulischen Modells an der VAW, Modellmassstab 1:30.

3.1 Modellaufbau Das hydraulische Modell wurde im Massstab 1:30 basierend auf dem Modellgesetz nach Froude errichtet (Bild 3). Der rechteckige Modellausschnitt bildet eine Länge von 600 m und eine Breite von 165 m nach.

Der Modellausschnitt beinhaltet 150 m der Fliessstrecke oberhalb des Geschiebesammlers, die Blockrampe, den Rückhalteraum, das Abschlussbauwerk sowie 130 m Fliessstrecke unterhalb des Sammlers. Um Ablagerungstendenzen und Erosionsprozesse realitätsnah zu simulieren wurde eine bewegliche Sohle modelliert.

Alle Böschungen sowie die Blockrampe und die Notüberlaufstrecke wurden starr ausgebildet (Bild 3). Die Sohle wurde vor jedem Versuch mit dem projektierten Sohlengefälle von 0.9% und einem Initialgerinne in Sammlermitte eingebaut.

Die Kornverteilung des Sohlenbzw. Geschiebematerials wurde mittels Linienproben entlang der Engelberger Aa bestimmt und mit dem Verfahren nach Zarn (1992) auf das Modellsediment umgerechnet. Die charakteristischen Korndurchmesser in Natur betragen dm = 7.8 cm und d90 = 20.7 cm. Die Schwemmholzmischung wurde mit Schnittholz nachgebildet und bestand aus drei Klassen, d.h. 60% Stammholz (L = 2.3–8.0 m, D = 0.35 m), 30% Astholz (L = 1.0–2.3 m, D = 0.2 m) und 10% Feinanteile (L < 1.0 m, D < 0.1 m). Feinanteile wie kleine Äste und Laub wurden aus modelltechnischen Gründen nicht verwendet und auf die Nachbildung von Wurzelstöcken wurde verzichtet. Hinsichtlich der Modellähnlichkeit ist die Steifigkeit des Modellholzes vergleichsweise gross, so dass ein Brechen der Stämme und somit das Lösen einer Verklausung beim Rechen im Modell eher unwahrscheinlich ist (Rimböck 2003).

Bild 2. Projektierte Sohlenlage zs im Längsschnitt.

3.2 Versuchsprogramm Tabelle 1 zeigt das Versuchsprogramm.

In Versuchsserie 1 wurde mittels Ganglinienversuchen das geplante Rückhaltekonzept für HQ100 und HQ300 mit und ohne Schwemmholz und für das EHQ mit Schwemmholz getestet. In Versuchsserie 2 wurde die Sammlerform optimiert und für die Szenarien HQ300 und EHQ mit Schwemmholz überprüft. In Versuchsserie 3 wurden die Blockrampe und die Tauchwand optimiert. Schliesslich wurde der Rechen vollständig abgedichtet und mit stationären Abflüssen das Verhalten des Notüberlaufs und der Tauchwand getestet.

2.2 Projektbeschrieb Beim Geschiebesammler Bannwald handelt es sich um eine lokale Gerinneaufweitung der Engelberger Aa. Die Aufweitung erfolgt über eine Länge von rund 350 m und weist in der Mitte eine maximale Breite von 145 m auf. Linksseitig stösst der Sammler an eine natürliche Hangbegrenzung, auf der rechten Seite wird zum Schutz des bestehenden Grundwasserpumpwerks ein Damm angelegt. Der Sammler weist im leeren Zustand ein Sohlengefälle von 0.9% auf. Der Übergang vom Gerinne

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Bild 3. (a) Blick auf Sammler von unterstrom, (b) Schwemmholzrechen mit seitlichem Notüberlauf und Tauchwand.

Da der Messpegel bei den Bergbahnen in Engelberg während der Hochwasserspitze vom 22.08.2005 ausfiel, wurden die Hochwasserganglinien von den Pegelmessungen in Buochs sowie aus der Zustandserfassung und Risikoanalyse von 1996 hergeleitet (IG Aawasser 2007). Die Geschiebefrachten wurden mittels einer Geschiebestudie (Lehmann 2007) sowie mittels Geschiebetransportformeln bestimmt (IG Aawasser 2007). Die Geschiebeganglinie wurde anhand der Hochwasserganglinie unter Berücksichtigung der Gesamtgeschiebefracht hergeleitet.

Die Schwemmholzmenge wurde anhand des Hochwassers 2005 und mit Hilfe von Feldbegehungen abgeschätzt und für ein EHQ auf 1500 m3 Festmeter festgelegt. Aufgrund von Erfahrungswerten und unter der Annahme, dass ein verlegter Rechen während der Hochwasserspitze den ungünstigsten Zustand darstellt, wurde das Schwemmholz vor allem während und kurz nach der Hochwasserspitze zugegeben. Bild 4 zeigt die im Modell getesteten Hochwasser-, Geschiebeund Schwemmholzganglinie für HQ300.

3.2 Versuchsdurchführung Die Hochwasserganglinie wurde mittels pneumatisch gesteuertem Schieber geregelt und der Durchfluss mittels magnetisch-induktiver Durchflussmessung bestimmt und aufgezeichnet. Die Geschiebezugabe erfolgte in der Zulaufstrecke zum Sammler mittels einer computergesteuerten Beschickungsmaschine. Das ausgetragene Geschiebe wurde in einem Geschiebekorb aufgefangen und gewogen.

Das Schwemmholz wurde zwei Stunden vor Versuchsbeginn gewässert und während dem Versuch manuell in der Zulaufstrecke dem Sammler zugegeben. Nach dem Versuch wurde das Volumen des

Tabelle 1. Szenarien sowie Frachten für die Modellversuche.

Bild 4. Hochwasser-, Geschiebe- und Schwemmholzganglinie für HQ300. zurückgehaltenen und des ausgetragenen Schwemmholzes manuell bestimmt.

Dabei wurde zwischen der Ablagerung im Rückhalteraum und derjenigen beim Rechen unterschieden.

Während des Versuchs wurde mittels Ultraschallsensoren (US) an sechs verschiedenen Stellen die Wasserspiegellage gemessen (Bild 1). Drei US wurden im Abstand von 45 m vor dem Rechen angeordnet, um den Aufstau infolge Rechenverle-

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gung zu messen. Mit zwei weiteren US bei der Überlaufstrecke wurde der Durchfluss über die Notentlastung bestimmt. Mit Hilfe eines Laserabstandsensors wurde vor und nach dem Versuch die Sohlenlage in einem 3 m × 3 m Raster aufgenommen. Damit wurden Ablagerungs- und Erosionszonen, das Ablagerungsvolumen sowie das Ablagerungsgefälle bestimmt. Zusätzlich wurde jeder Versuch mit zwei Fotokameras von der Hallendecke dokumentiert.

235

4.

Prozesse und Erkenntnisse

4.1 Geschiebeablagerung Das mit der Engelberger Aa mitgeführte Geschiebe gelangt über die Blockrampe am Anfang des Geschiebesammlers in den Ablagerungsraum. Bei ansteigendem Hochwasser bildet sich am Rampenfuss ein Wechselsprung, der einen Kolk zur Folge hat. Unterstrom des Wechsel-

sprungs beginnt sich das Geschiebe abzulagern. Aufgrund der grossen Sammlerbreite bildet sich ein verzweigtes Gerinne und es kommt zu einer deltaförmigen Geschiebeablagerung, vergleichbar mit der Deltabildung bei einer Flussmündung.

Die Ablagerungen wandern dabei im Verlauf des Hochwassers fingerförmig nach vorne (Bild 5); die Geschiebefront reicht je nach Hochwasserereignis mehr oder we-

Bild 5. Deltaförmige Geschiebeablagerungen im Sammler nach HQ300 mit Schwemmholz.

Bild 6. Geschiebeablagerungen im Sammler nach HQ300 mit Schwemmholz.

Bild 7. Längsschnitt durch Sammler mit mittlerer Sohlenlage nach HQ100, HQ300 und EHQ mit Schwemmholz.

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niger weit in den Ablagerungsraum hinein.

Bild 6 zeigt die Geschiebeablagerungen nach einem HQ300 mit Schwemmholz mit maximalen Ablagerungshöhen von ca.

5.5 m. Sichtbar vor dem Rechen ist der Schwemmholzteppich und nach dem Rechen die Auskolkung.

Die Modellversuche haben gezeigt, dass selbst beim EHQ die Geschiebefront den Holzrechen nicht erreicht, womit bei allen getesteten Szenarien 100% des anfallenden Geschiebes im Sammler zurückgehalten wird. Gegen Ende der getesteten Hochwasserereignisse ist die Blockrampe vollständig mit Geschiebe eingeschüttet und die Geschiebeablagerungen führten zu einem Rückstau in der Engelberger Aa. Beim EHQ resultierte dies gegen Ende des Ereignisses zu einer Ausuferung der Engelbegere Aa oberhalb des Sammlers. Aufgrund des Geländeprofils floss das Wasser jedoch wieder zurück in den Sammler.

Bild 7 zeigt den Längsschnitt durch den Sammler mit den gemessenen, mittleren Sohlenlagen nach den drei Szenarien. Da gröbere Geschiebefraktionen weniger weit transportiert werden als feinere kommt es während dem Ablagerungsprozess zu einer Sortierung des Geschiebes.

Das Verlandungsgefälle nimmt von ca.

3.5% im Bereich der Blockrampe auf ca.

2.0% bei der Verlandungsfront ab. Es ist davon auszugehen, dass auch in Natur die Ablagerungsfront den Rechen nicht erreicht und somit alles Geschiebe im Sammler zurückgehalten wird.

Zusätzliche Versuche zur Optimierung der Sammlerform zeigten, dass die Anforderungen bezüglich Geschieberückhalt auch mit einer kleineren Aufweitungsbreite (max. Sohlenbreite von 90 m statt 145 m) und dafür flacheren Uferböschungen (Böschungsneigung 1:10 statt 2:3) erreicht werden. Somit können der Aushub um ca. 15 000 m3 verkleinert, die Baukosten gesenkt sowie die Zugänglichkeit zum Sammler für Unterhaltszwecke verbessert werden. Da der Fliessquerschnitt um etwa 20% verkleinert wird, reichte die Ablagerungsfront nun weiter in den Sammler hinein, erreichte jedoch den Rechen ebenfalls für alle Szenarien nicht. Das Verlandungsgefälle ist bei beiden Varianten nahezu identisch.

Da kein Geschiebeaustrag aus dem Sammler erfolgte, muss bei einem Hochwasserereignis mit einem Geschiebedefizit unterhalb des Sammlers und somit mit Erosionserscheinungen gerechnet werden. Die Stabilität des Unterlaufs muss somit durch geeignete Massnahmen garantiert werden. Wie sich der Sammler

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auf den Geschiebetransport in der Engelberger Aa bei kleinen Abflüssen auswirkt, wurde im hydraulischen Modell nicht untersucht. Es muss jedoch damit gerechnet werden, dass der Sammler den Geschiebetransport ins Unterwasser unterbindet, was im Geschiebebewirtschaftungskonzept zu berücksichtigen ist.

Die Voraussetzung für das Funktionieren des Geschieberückhalts ist eine konsequente Bewirtschaftung. Dazu kann eine «Interventionshöhe» der Geschiebeablagerungen definiert werden, ab der die Räumung erfolgen muss. Somit wird sichergestellt, dass nach einem Hochwasser oder nach mehreren Ablagerungen infolge kleinerer Ereignisse die ursprüngliche Sohlenlage wieder hergestellt ist.

Zudem muss die Bestockung innerhalb des Ablagerungsraums begrenzt werden, so dass die gesamte Sammlerfläche für die Geschiebeablagerungen zur Verfügung steht.

4.2 Schwemmholzrückhalt Das Schwemmholz wird im Geschiebesammler entlang der Teilgerinne schwimmend oder rollend transportiert. Zu Beginn des Hochwassers erreicht vor allem Astholz den Holzrechen, während Stämme infolge der niedrigen Abflusstiefe oft im Sammler, insbesondere auf Geschiebebänken, liegen bleiben. Diese werden erst mit zunehmendem Abfluss teilweise wieder mobilisiert. Während der Hochwasserspitze gelangt nahezu alles Schwemmholz zum Rechen. Bei abnehmendem Hochwasser bleibt wiederum Holz auf den Kiesbänken liegen. Die Rechenverlegung beginnt mit dem Hängenbleiben erster Äste und Stämme am Rechen. Nachfolgendes Schwemmholz lagert sich an den bereits verhängten Stämmen und an den Rechenstäben ab. Sobald alle Rechenfelder vollständig verlegt sind und die Geschwindigkeiten abnehmen, bildet sich der charakteristische Schwemmholzteppich (Bild 8).

Bis zur vollständigen Rechenverlegung können einzelne Äste und Stämme den Rechen passieren. Da die Rechenverlegung ein zufälliger Prozess ist, kann dieser Zeitpunkt auch mittels Modellversuchen nicht exakt bestimmt werden. Der Schwemmholzaustrag war jedoch bei allen geprüften Szenarien mit maximal 10% sehr gering. Von den 90% des zurückgehaltenen Schwemmholzes wurden durchschnittlich 60–75% beim Schwemmholzrechen und der Rest direkt im Sammler abgelagert (Bild 9).

Mit zunehmender Rechenverlegung bildet sich ein Rückstau im Geschie-

Bild 8. Schwemmholzteppich vor Rechen nach HQ300. Zur Verdeutlichung der Grössenverhältnisse ist ein massstäbliches Modell eines Greifbaggers abgebildet.

Bild 9. Schwemmholz- und Geschiebeablagerungen für optimierte Sammlerform nach HQ300 .

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besammler. Bild 10 zeigt die Wasserspiegellage zW 45 m vor dem Rechen für HQ300 mit und ohne Schwemmholz. Der höchste Aufstau wird jeweils zum Zeitpunkt der Hochwasserspitze oder kurz danach beobachtet. Bei HQ300 sind die Abflusstiefen infolge des Aufstaus durch den verlegten Schwemmholzrechen bis zu 2.5-fach grösser als bei unverlegtem Rechen. Aufgrund des Aufstaus resultieren jedoch auch vergleichsweise kleine Fliessgeschwindigkeiten (< 1 m/s) vor dem Rechen. Somit wird ein Auftürmen des Schwemmholzteppichs verhindert und die Gefahr, dass Schwemmholz über den Rechen ausgetragen wird, reduziert.

Da im Modell Feinanteile wie kleine Äste und Laub nicht berücksichtigt wurden, werden der Rechenverlegungsgrad und somit auch der Aufstau eher unterschätzt. In zusätzlichen Versuchen wurde deshalb der Rechen vollständig abgedichtet (siehe 4.3). Während der Rechenverlegung kommt es aufgrund einer Abflusskonzentration durch die noch offenen Rechenfelder zu Kolkungen nach dem Rechen. Ist der Rechen vollständig verlegt, resultiert ein Absturz, der diesen Effekt verstärkt, womit die Sohle direkt unterstrom des Rechens gegen diese Beanspruchung zu schützen ist.

4.3 Notüberlauf und Tauchwand Erreicht der Wasserstand vor dem Rechen die Kote der Notüberlaufschwelle, springt der seitliche Notüberlauf an. In den Modellversuchen war dies bei den Szenarien HQ300 und EHQ mit Schwemmholz der Fall. Der Beginn der Entlastung sowie der entlastete Durchfluss sind dabei sowohl vom Abfluss als auch vom Rechenverlegungsgrad abhängig. Die gemessenen Maximalabflüsse über den Notüberlauf betrugen beim HQ300 maximal 3 m3/s und beim EHQ maximal 22 m3/s. Bild 11 zeigt die Wasserspiegellagen vor dem Rechen sowie den Abfluss über den Notüberlauf für das Szenario EHQ mit Schwemmholz.

Die Rückführung des entlasteten Wassers ins Gerinne der Engelberger Aa führt zu einer verstärkten Beanspruchung der Flusssohle, speziell des rechten Ufers, welche entsprechend geschützt werden müssen.

Das durch die Entlastung in Richtung Notüberlauf gelenkte Schwemmholz wurde nahezu vollständig durch die Tauchwand zurückgehalten. Nur einzelne Hölzer, die bei ansteigendem Hochwasser unter der Tauchwand hindurch gelangten, wurden dann beim Anspringen des Notüberlaufs ausgetragen. Durch eine Ver238

grösserung der Eintauchtiefe der Tauchwand um 0.2 m unter Beibehaltung der Oberkantenhöhe konnte der Holzaustrag über den Notüberlauf minimiert werden.

Um den Durchflussquerschnitt unterhalb der Tauchwand beizubehalten wurde die Sammlersohle entsprechend abgesenkt, womit der endgültige Durchflussquerschnitt unter der Tauchwand 25 m × 1.5 m beträgt.

Gegen Ende des Hochwasserereignisses gelangen wiederum einzelne Hölzer in den Bereich hinter der Tauchwand. Da zu diesem Zeitpunkt kein Wasser mehr entlastet wird, werden diese Hölzer jedoch nicht ausgetragen. Damit sie beim nächsten Hochwasser nicht über den Notüberlauf abgeschwemmt werden, müssen sie nach einem Ereignis geräumt werden.

In den Versuchen wurde keine Verklausung des Durchflussquerschnitts unter der Tauchwand beobachtet. Die Verklausungsgefahr wird jedoch in den Modellversuchen aufgrund von fehlenden Wurzelstöcken tendenziell unterschätzt.

Da die Geschiebefront nie bis zum Abschlussbauwerk vorgedrungen ist, kam es auch zu keinen Geschiebeablagerungen im Bereich der Tauchwand. Der Durchflussquerschnitt unter der Tauchwand ist nach jedem Ereignis zu räumen.

Wie bereits erwähnt, wird durch die fehlenden Feinanteile in der Holzmischung ein kleinerer Rechenverlegungsgrad erzeugt als in Natur und die Aufstauhöhe sowie der Abfluss über den Notüberlauf eher unterschätzt. In Zusatzversuchen wurde deshalb der Rechen über seine gesamte Höhe mit PVC vollständig abgedichtet, um den resultierenden Aufstau und die Funktion des Notüberlaufs zu untersuchen. Es hat sich gezeigt, dass ein HQ300 vollständig über die Notüberlaufstrecke entlastet wird. Jedoch muss dabei mit dem Austrag einzelner Stämme unter der Tauchwand hindurch oder Verklausungen bei der Tauchwand gerechnet werden.

Beim EHQ mit vollständig abgedichtetem Rechen wird der Aufstau vor dem Rechen so gross, dass die Tauchwand überströmt

Bild 10. Wasserspiegellage zW(t) 45 m vor Rechen für HQ300 mit und ohne Schwemmholz. Dargestellt sind zusätzlich die Höhenlagen des Rechens, der Tauchwand sowie der Notüberlaufschwelle.

Bild 11. Wasserspiegellage zW(t) 45 m vor Rechen und Abfluss Q(t) über Notüberlauf beim EHQ mit Schwemmholz.

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und der Schwemmholzteppich über die Tauchwand ausgetragen wird. Zur Vermeidung dieses Überlastszenarios können zusätzlich kurze Rechenstäbe auf die Tauchwand aufgesetzt werden.

4.4

Einfluss des Holzrückhalts auf die Geschiebeablagerung Bei den untersuchten Hochwasserszenarien war keine direkte Beeinflussung der Geschiebeablagerung durch den Schwemmholzrückhalt feststellbar, was mit der Grösse des Sammlers begründet wird. Der Einfluss des Rückstaus auf die Strömung im Sammler ist räumlich begrenzt. Die Ablagerungsfront erreichte zudem den vorderen Bereich des Geschiebesammlers erst gegen Ende des Hochwasserereignisses, nachdem der Aufstau aufgrund des abnehmenden Abflusses bereits zurückgegangen war. Der grösste Teil des Schwemmholzes lagerte sich somit getrennt vom Geschiebe als Teppich beim Rechen ab.

5.

Schlussfolgerungen Um die Hochwassergefahr in Engelberg zu entschärfen wird im Bereich Bannwald oberhalb des Dorfs ein kombinierter Geschiebe- und Holzrückhalt erstellt. Das an der Gürbe bereits realisierte und auf die Engelberger Aa übertragene Rückhaltekonzept, bestehend aus Geschiebesammler, Schwemmholzrechen, Notüberlauf und Tauchwand, wurde mittels hydraulischer Modellversuche an der VAW erfolgreich geprüft und optimiert. Das für die Gürbe entwickelte Konzept des kombinierten Schwemmholz- und Geschieberückhalts ist somit bei gegebenen Randbedingungen auch auf andere Flussgebiete übertragbar.

Die Modellversuche zum Geschiebesammler Engelberger Aa zeigten, dass mit dem gewählten Konzept mindestens 90% des Schwemmholzes sowie das Geschiebe vollständig im Sammler zurückgehalten werden. Der seitlich angeordnete Notüberlauf garantiert eine kontrollierte Entlastung ins Unterwasser, falls der durch die Rechenverlegung induzierte Aufstau vor dem Rechen zu gross wird und die seit-

lichen Dämme zu übersteigen droht. Die Tauchwand im Zulaufbereich zur Entlastungsstrecke verhindert dabei den Austrag von Schwemmholz über den Notüberlauf.

Mit Hilfe der Versuche wurde zudem gezeigt, dass die Anforderungen bezüglich Rückhalt auch mit einer kleineren Aufweitungsbreite und flacheren Uferböschungen erreicht werden. Somit wird das Aushubvolumen reduziert, die Unterhaltsarbeiten vereinfacht und eine bessere landschaftliche Einpassung des Sammlers in die Umgebung erreicht. Die Flachufer ermöglichen zudem die Verwendung ingenieurbiologischer Massnahmen anstelle von verdecktem Blocksatz.

Durch den vollständigen Geschieberückhalt wird jedoch der Geschiebetrieb in der Engelberger Aa unterbrochen. Ob mittels Initialgerinne die Geschiebedurchgängigkeit bei kleinen Abflüssen gewährleistet werden kann, wurde im Modell nicht untersucht. Somit ist entgegen dem neuen Gewässerschutzgesetz mit einem relativ starken Einfluss auf den Geschiebehaushalt zu rechnen. Aufgrund der Randbedingungen an der Engelberger Aa und dem vorhandenen Schadenspotenzial wurde jedoch nur mit dem hier vorgestellten Rückhaltekonzept eine zufriedenstellende Lösung gefunden. Im Unterhaltskonzept ist zu diskutieren, ob im Zuge der Geschiebebewirtschaftung der Engelberger Aa unterhalb des Geschiebesammlers gezielt Geschiebe aus dem Sammler zuzugegeben ist.

sche Forschungsanstalt WSL, Umwelt-Wissen 2508. WSL, Birmensdorf.

IG-Aawasser (Schubiger/Niederer + Pozzi/ Oeko-B) (2007). Hochwasserschutz Engelberg – Engelberger Aa und ihre Zuflüsse. Technischer Bericht Vorprojekt.

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Lange, D., Bezzola G.R. (2006). Schwemmholz – Probleme und Lösungsansätze. VAW Mitteilung 188, H.-E. Minor, ed. VAW, ETH Zürich.

Lehmann, C. (2007). Abschätzung der Feststofffracht in der Engelberger Aa. Hydrologie und Wasserbau, Urtenen – Schönbühl.

Rimböck, A. (2003). Schwemmholzrückhalt in Wildbächen. Dissertation. Technische Universität, München.

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VAW (2008). Ereignisanalyse Hochwasser 2005 – Teilprojekt Sammler und Rechen; Blockrampen. VAW Bericht Nr. 4242. VAW, ETH Zürich.

VAW (2008). Ereignisanalyse Hochwasser 2005 – Teilprojekt Schwemmholz. VAW Bericht Nr. 4240. VAW, ETH Zürich.

VAW (2011). Geschiebe- und Holzrückhalt Bannwald, Engelberger Aa, Hydraulische Modellversuche. VAW Bericht Nr.4279. VAW, ETH Zürich.

Zarn, B. (1992). Lokale Gerinneaufweitung, eine Massnahme zur Sohlenstabilisierung der Emme bei Utzendorf. VAW Mitteilung 118, D.L. Vischer,

Danksagung

ed. VAW, ETH Zürich.

Die VAW bedankt sich bei der Gemeinde Engelberg für den Auftrag, bei der IG Aawasser für die gute Zusammenarbeit sowie bei Paul Käs-

Anschrift der Verfasser

lin, Roger Kolb, Viktor Schmidiger und Seppi

Karin Anhorn, Jörg Broder AG

Berwert für die konstruktiven fachlichen Dis-

Buchackerstrasse 30, CH-8400 Winterthur

kussionen.

karin.anhorn@bluewin.ch

Literatur

Dr. Lukas Schmocker und Dr. Volker Weitbrecht,

Bezzola, G.R., Hegg, C., eds. (2008). Ereignis-

Versuchsanstalt für Wasserbau, Hydrologie und

analyse Hochwasser 2005, 2: Analyse von Pro-

Glaziologie (VAW), ETH Zürich, CH-8092 Zürich,

zessen, Massnahmen und Gefahrengrundla-

schmocker@vaw.baug.ethz.ch

gen. Bundesamt für Umwelt BAFU, Eidgenössi-

weitbrecht@vaw.baug.ethz.ch

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Nachrichten Nachrichten

Informationen aus der Wasser- und Energiewirtschaft

Po lit l i t iik k Zukunft Stromversorgung Schweiz: Position der Akademien der Wissenschaften Schweiz Der Umstieg auf Erneuerbare Energien sowie der grosse Erneuerungs- und Ausbaubedarf bei der Produktion und Übertragung lassen einen grundlegenden Umbau des Elektrizitätssystems erwarten. Die Akademien der Wissenschaften Schweiz begrüssen, dass der Bund einen klaren Rahmen für die Energiepolitik der nächsten Jahre schaffen will. Sie unterstützen grundsätzlich die in der neuen Energiepolitik enthaltene Ausrichtung, Energie effizienter zu nutzen und die erneuerbare Stromproduktion auszubauen. Ein weiteres wichtiges Ziel ist die Integration der schweizerischen Stromversorgung in den europäischen Markt.

Aus Sicht der Akademien der Wissenschaften Schweiz soll sich dieser Umbau an den Nachhaltigkeitskriterien menschliches Wohlergehen, Versorgungssicherheit, Minimierung ökologischer Risiken, ökonomische Effizienz und Vermeidung systemgefährdender Risiken orientieren.

Aufgrund der langfristigen Ausrichtung müssen kostenintensive Investitionen unter grosser Unsicherheit getätigt werden. Deshalb sind auch die Kriterien Flexibilität und Diversität zu berücksichtigen: Das System muss an neue Entwicklungen angepasst werden können und auf verschiedenen Pfeilern aufbauen.

Kostenwahrheit ist nötig Grundsätzlich soll der Umbau des Stromsystems sowohl auf der Nachfrage- als auch auf der Angebotsseite aufgrund korrekter Preissignale erfolgen. Dazu müssen die Strompreise alle externen Kosten einschliessen. Gesetzliche Vorschriften und zeitlich limitierte finanzielle Anreize sollen nur soweit eingesetzt werden, als die Marktkräfte zur Zielerreichung nicht genügen.

Energie effizienter nutzen und erneuerbare Stromproduktion ausbauen Die Akademien unterstützen die beiden 240

Ziele der neuen Energiepolitik des Bundes, Energie effizienter zu nutzen und die erneuerbare Stromproduktion auszubauen. Zudem ist die stärkere Integration der schweizerischen Stromversorgung in den europäischen Markt anzustreben. Unterschiedliche Ansichten bestehen innerhalb der Akademien der Wissenschaften Schweiz hingegen darüber, ob die Kernkraft auch längerfristig genutzt werden soll oder nicht.

Wirtschaftliche und gesellschaftspolitische Herausforderung Die Akademien weisen darauf hin, dass der Umbau des Stromsystems eine gewaltige wirtschaftliche und gesellschaftspolitische Herausforderung ist. Nicht nur die Stromversorgung muss auf erneuerbare Quellen umgestellt werden; auch die fossilen Brenn- und Treibstoffe, die heute den grössten Teil des Energieverbrauchs decken, müssen ersetzt werden. Es gibt keinen klar vorgegebenen Weg, und alle Optionen haben neben Vorteilen auch Nachteile. Damit die bevorstehende Aufgabe bewältigt werden kann, braucht es einen breiten Diskurs und Lernprozesse, damit die neue Energiepolitik mit ihren erforderlichen Eingriffen von der Gesellschaft gemeinschaftlich getragen wird.

Die Akademien der Wissenschaften Schweiz haben als Beitrag zur Meinungsbildung den Bericht «Zukunft Stromversorgung Schweiz» verfasst. Dieser ist auf www.akademien-schweiz.ch abrufbar.

(Akademien der Wissenschaften Schweiz) Vgl. dazu auch Literatur, Seite 248

Energiestrategie 2050: Internationale Energie-Agentur IEA empfiehlt der Schweiz konsequente Umsetzung Der schrittweise Ausstieg aus der Kernenergie stellt die Schweiz vor grosse Herausforderungen. So ist die geplante Stabilisierung des Stromverbrauchs nur mit einem umfassenden Gesamtpaket an griffigen Massnahmen umzusetzen.

Nötig sind etwa Investitionen in die Erneuerung und den Ausbau der Energieinfrastrukturen. Für eine wettbewerbsfähige und sichere Energieversorgung ist

zudem die Integration in den Energiebinnenmarkt sowie eine Annäherung an die Energie- und Umweltpolitik der EU von Vorteil. Die bisher regulierten Strompreise (Gestehungskosten-Modell) seien durch ein marktorientiertes Preismodell abzulösen. So lauten einige der Empfehlungen, welche die Internationale Energie-Agentur (IEA) aus ihrer kürzlich erfolgten Tiefenprüfung der schweizerischen Energiepolitik ableitet. Positiv würdigt die IEA das methodische Vorgehen der Schweiz bei der Energiestrategie 2050 und bei der Suche nach einem atomaren Tiefenlager. Maria van der Hoeven, die Exekutivdirektorin der IEA, hat Bundesrätin Doris Leuthard diesen Bericht übergeben.

Um die Energiewende bis 2050 umzusetzen, soll die Schweiz gesetzliche und regulatorische Grundlagen schaffen, die den Marktakteuren langfristig verlässliche Rahmenbedingungen garantieren, schreibt die IEA in ihrem Bericht. So brauche es zur Stabilisierung des Stromkonsums ein attraktives Umfeld. Dies verstärke die Anreize für Investitionen in Stromnetze und Stromproduktionsanlagen.

Als Beispiel für die Annäherung an die Energiepolitik der EU nennt die IEA etwa die Verknüpfung des Schweizer Marktes für CO2-Emissionen an das «Emission Trading Scheme» (ETS) der EU, wie sie auch der Bundesrat anstrebt. Zur Erreichung der inländischen CO2-Ziele soll deren Kompatibilität mit den volkswirtschaftlichen Zielsetzungen kritisch betrachtet und insbesondere der Verkehrssektor nicht länger zulasten anderer Sektoren geschont werden.

Rund alle fünf Jahre unterzieht die IEA die Energiepolitik ihrer Mitgliedsländer einer Tiefenprüfung (in-depth-review). Zu diesem Zweck besuchte ein 11-köpfiges international zusammengesetztes ReviewTeam die Schweiz vom 21.–25. November 2011, um eingehende Gespräche mit zahlreichen Fachpersonen aus Behörden von Bund und Kantonen, Energieunternehmen, Verbänden und anderen Organisationen (insgesamt 35 Organisationen) zu führen.

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Standortbestimmung Energiepolitik: Fehlende Rahmenbedingungen verzögern Investitionen Viele Elektrizitätsunternehmen reagieren zögerlich auf die anstehenden Herausforderungen der Branche. Um Anreize für Investitionen zu schaffen, muss die Politik sichere Rahmenbedingungen definieren. Zu diesem Schluss kommt eine Standortbestimmung, die der Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen VSE in Zusammenarbeit mit The Boston Consulting Group kürzlich unter seinen Mitgliedern durchgeführt hat.

Die anstehende Marktliberalisierung, der angestrebte Umbau des Energiesystems und neue Spieler im Markt werden in den nächsten Jahren für die Schweizer Elektrizitätsunternehmen (EVU) grosse Herausforderungen darstellen. Die Studie «Schweizer Stromwirtschaft zwischen Abwarten und Aktivismus – Standortbestimmung der Schweizer EVU» zeigt, dass die EVU diese Herausforderungen oft zurückhaltend angehen.

Hauptgrund hierfür ist gemäss der Studie das Fehlen von sicheren Rahmenbedingungen für Investitionen. Als Folge davon wählen über zwei Drittel der Umfrageteilnehmer Effizienzsteigerungen als Basisstrategie, was mit Kostensenkungsmassnahmen und Stellenabbau verbunden ist.

Hingegen plant weniger als die Hälfte der befragten Unternehmen konkrete Massnahmen im Hinblick auf die Marktliberalisierung oder neue Geschäftsmodelle. Andere EVU zeigen Anzeichen von Aktivismus, um sich alle Optionen offen zu halten.

Damit handeln die EVU im gegebenen Rahmen rational. Sowohl Abwarten wie auch Aktivismus führen jedoch zu einem ineffizienten Ressourceneinsatz, was nicht im Sinne der volkswirtschaftlichen Ziele der Schweiz ist. Daher liegt es an der Politik, die Rahmenbedingungen zu konkretisieren. Die EVU wiederum müssen eine Strategie festlegen, um ihre Zukunftsposition im Markt zu definieren.

An der repräsentativen Umfrage, die der VSE in Zusammenarbeit mit der internationalen Manage-mentberatung The Boston Consulting Group (BCG) durchgeführt hat, haben insgesamt 120 Energieversorgungsunternehmen auf allen Wertschöpfungsstufen teilgenommen. Sie bietet eine Momentaufnahme und soll in Zukunft regelmässig durchgeführt werden. Für den VSE sind die Resultate sehr wertvoll, da sie ihm zeigen, wie er seine Mitglieder noch besser dabei unterstützen kann, die anstehenden Herausforderungen zu bewältigen. Er wird sich weiterhin auf politischer Ebene für angemessene Rahmenbedingungen einsetzen.

Die Studie ist unter www.strom.ch abrufbar.

(VSE)

Was s e r kr af tnut zung Gesamterneuerung Kraftwerke Hinterrhein (KHR): Rückblick erste Sanierungsphase Start am Sufnersee Die erste Sanierungsphase begann im November 2011 und wurde im Mai 2012 mit der Inbetriebnahme der Hauptanlagen abgeschlossen. Im Zentrum standen die

Nachrichten

Untersucht wurden dabei Ziele, Instrumente und Erfolge der Energiepolitik im Allgemeinen und insbesondere in den Bereichen Klimawandel, Energieeffizienz, fossile Energien, erneuerbare Energien, Kernenergie, Elektrizität und Energieforschung. Die einzelnen Themen werden im rund 140-seitigen Prüfungsbericht (Energy Policies of IEA Countries-Switzerland, 2012 Review) detailliert diskutiert und Kritik und Empfehlungen dazu ausgesprochen.

Der Bericht der IEA bietet so eine detaillierte Analyse der energiepolitischen Herausforderungen, vor denen die Schweiz nach ihrem Entscheid zum schrittweisen Ausstieg aus der Kernenergie steht. Mit Kritik, positiven Erwähnungen und konkreten Empfehlungen zur Verbesserung der Politik soll die Schweiz bei der Gestaltung ihrer Energiezukunft unterstützt werden.

(BFE)

Bild 2. Viele Hände helfen mit, einen Kugelschieber in der Zentrale Sils zu entladen.

Kraftwerksstufen Bärenburg und Sils. KHR senkte erstmals überhaupt den Sufnersee mit 17.5 Mio. m3 Inhalt ab und entleerte das Ausgleichsbecken Bärenburg. Die Ablassorgane kamen dadurch zum Vorschein und konnten revidiert werden. Die Verantwortlichen prüften die leeren Leitungen und brachten neuen Korrosionsschutz an.

In den beiden Zentralen blieb kein Teil auf dem anderen: Neu sind zum Beispiel Kugelschieber, Transformatoren oder ganze Systeme. Zudem erhielt die Warte in Sils eine komplett neue Infrastruktur und moderne Technik – Highlight ist die Grossbildanzeige im Kommandoraum.

Tatkräftige Unterstützung Für die erste Umsetzungsphase standen über 300 zusätzliche Arbeiter im Einsatz.

«Die erste, sechsmonatige Umsetzungsphase war eine sehr grosse Herausforde-

Bild 1. Der fast leere Sufnersee im Herbst 2011.

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Nachrichten

rung für unsere Gesellschaft», bilanziert Guido Conrad, Direktor der KHR. «Wir konnten sie ohne grosse Zwischenfälle abschliessen, und die Anlagen sind pünktlich wieder in Betrieb gegangen.»

Vorbereitet für die zweite Sanierungsphase Die Stromproduktion erfolgt über den Sommer im regulären Betrieb. Danach beginnt im Spätherbst 2012 die zweite Sanierungsphase: Der Lago di Lei wird abgelassen und steht circa von Mitte November 2012 bis Mitte März 2013 leer, damit die oberste Kraftwerkstufe Valle di Lei-Ferrera saniert werden kann. Als Vorbereitung wurde das Ausgleichsbecken Preda/Madris bereits gespült. Die Arbeiten werden wie gewohnt durch ein systematisches Umweltmonitoring begleitet. KHR arbeitet eng mit Umweltorganisationen, Fischereiverbänden und den bündnerischen und italienischen Behörden zusammen. Nebst der Sicherheit für die Arbeiter besteht das Ziel darin, die Umweltauswirkungen der Gesamterneuerung in Grenzen zu halten.

Wie bereits vor der Entleerung des Sufnersees, reduzieren die Verantwortlichen auch im Lago di Lei den Fischbestand frühzeitig.

Bild 4. Der zusätzliche Raum im Inforama fordert die Besucher heraus.

(Kraftwerke Hinterrhein KHR)

Entlandung Stausee Solis: Einweihung Geschiebeumleitstollen Ende Juni 2012 wurde der 850 Meter lange Geschiebeumleitstollen beim Stausee Solis eingeweiht. Dieser wurde notwendig, um der Verlandung (Auffüllen des Stausees mit Geschiebe) entgegenzuwirken.

Bild 1. Prinzipienskizze der Verlandung von Stauseen (A Nutzvolumen, B Verlandungskörper, C Stauziel (höchster Wasserstand), D Feinsedimente, E Staumauer, E Grundablässe für Seeabsenkung bei Hochwasser.

Bild 3. Einlaufbauwerk zum Umleitstollen (EWZ).

Nicht einmal zwei Jahre hat der Bau des Geschiebeumleitstollens gedauert: Nach der ersten Sprengung im September 2010 und dem Stollendurchschlag im Mai 2011 wurde das innovative Bauwerk eingeweiht. Mitte Juli 2012 fanden die letzten Arbeiten im Stausee statt, danach werden die Baustelleninstallationen entfernt und es folgen Wiederinstandstellungen wie Begrünungen und ein Teilrückbau der Zufahrtsstrassen.

Bei einem nächsten Hochwasser kann das Bauwerk in Betrieb genommen werden: der Wasserstand im Stausee Solis wird um rund sechs Meter abgesenkt, die Oberkante des Verlandungskörpers wird damit freigelegt. Das mit dem Hochwasser von Albula und Julia angeschwemmte Geschiebe kann sich dank dieser Absenkung nicht ablagern und wird vom Hochwasser mitgerissen. Jetzt wird der Geschiebeumleitstollen geöffnet und das Hochwasser – zusammen mit dem Geschiebe – um die Staumauer herum abgeleitet und unterhalb der Staumauer der Albula zurückgegeben.

Bild 3. Der Lago di Lei mit 197 Mio. m3 wird im Spätherbst 2012 entleert.

Noch aktiver auf Entdeckungsreise Parallel zur ersten Sanierungsphase erweiterte KHR das Inforama am Lago di Lei. Im zusätzlichen Raum können sich die Besucher interaktiv mit dem Thema Strom auseinandersetzen. Auf der übrigen Ausstellungsfläche gehen die Besucher wie bislang auf Entdeckungsreise der Ent-stehungsgeschichte von KHR. 242

Bild 2. Querschnitt des Einlaufbauwerks zum Umleitstollen (EWZ).

Bild 4. Demonstration des Auslaufbauwerks mit 20 m3/s, maximal sind 170 m3/s möglich. (Bild: Jano Felice Pajarola)

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G ewäs s e r s c hut z / Re natur ie rung Renaturierung Ökofonds BKW: Schweizweit beachtetes Renaturierungsprojekt Gewässerlandschaft «Gauchert» an der Aare abgeschlossen Die BKW AG hat mit ihrem Ökofonds und der finanziellen Unterstützung des kantonalen Renaturierungsfonds sowie via Wasserbausubventionen des Kantons Bern die Arbeiten zur Renaturierung im Gauchert an der Aare bei Radelfingen abgeschlossen. Ziel des schweizweit grössten, reinen Renaturierungsprojekts war es, den ursprünglichen und natürlichen Verlauf der Aare wiederherzustellen. Die erfolgreiche Umsetzung der ökologischen Aufwertung der Gewässerlandschaft «Gauchert» ist insbesondere auf die gute Zusammenarbeit zwischen der BKW, den zuständigen kantonalen Fachstellen sowie den Gemeinden Radelfingen und Niederried zurückzuführen.

Nach über zehn Jahren Vorbereitungszeit wurde in den letzten neun Monaten die grossflächige Gewässerlandschaft «Gauchert» realisiert. Die rund 220 Meter lange Insel, die der damaligen Uferverbauung weichen musste, ist wiederhergestellt und damit auch der dynamische Seitenarm, der die Insel vom Aareufer trennt. Zudem wurde das Gauchertbächli, welches im unteren Teil durch eine Röhre floss, wieder offengelegt und verschiedene Amphibienweiher sind realisiert worden.

Mit der Renaturierung im Gauchert sind wertvolle Lebensräume für Tiere und Pflanzen geschaffen worden. Das Gebiet ist aufgewertet und wird somit für die Bevölkerung zu einem attraktiven Erholungsraum.

Die Baukosten belaufen sich auf rund 2.7 Mio. CHF. Sie werden durch den Ökofonds der BKW (0.6 Mio. CHF), den kantonalen Renaturierungsfonds ( 0.6 Mio. CHF) und via Wasserbausubventionen des Kantons Bern (1.5 Mio. CHF) getragen.

Aus dem Verkauf des naturemade-starzertifizierten Ökostromprodukts 1to1 energy-water-star fliesst 1 Rappen pro kWh als zweckgebundene Mittel in den BKW-Ökofonds. Dieser Betrag ermöglicht die Finanzierung wertvoller Renaturierungs- und Aufwertungsmassnahmen entlang der Gewässer im Kanton Bern.

Der Ökofonds der BKW besteht seit zwölf Jahren. Gespeist wird er von Strombezügern von BKW-Ökostrom aus Wasserkraft:

Bild 1. Projekt der Renaturierung mit neuer Aareinsel (Quelle: BZ/BKW).

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Bild 2. Neuer Flussarm, neue Insel: In der Aare- und Uferlandschaft zwischen Niederried und Radelfingen erhält die Natur neue Chancen. (Bild: BZ/Urs Baumann) 1 Rappen pro Kilowattstunde des höheren Preises kommt Renaturierungsprojekten des Ökofonds zugute. Die BKW verkauft mittlerweile jährlich rund 150 Millionen Kilowattstunden Ökostrom aus erneuerbaren Energiequellen, aus den drei zertifizierten BKW-Wasserkraftwerken Aarberg, Niederried-Radelfingen und Kallnach sowie aus dem Sonnenkraftwerk auf dem Dach des Stade de Suisse. Gut sechs Millionen Franken flossen seit der Gründung im Jahr 2000 in verschiedene Ökoprojekte in der Umgebung der BKW-Flusskraftwerke der Aare.

(BKW und Berner Zeitung)

Ene E ne r g iiewi ewi r ts t s c haf t Energieverbrauch 2011 um 6.5% gesunken Der Endenergieverbrauch der Schweiz ist 2011 gegenüber dem Vorjahr um 6.5% auf 852 330 Terajoule gesunken.

Die warme Witterung hat sich im Jahre 2011 deutlich auf den schweizerischen Energieverbrauch ausgewirkt.

Nach dem Rekordwert von 911 440 TJ im Jahr 2010 ist der Endenergieverbrauch der Schweiz 2011 um 6.5% auf 852 330 Terajoule (TJ) gesunken. Ein ähnlich tiefer Endenergieverbrauch wurde letztmals im Jahre 2002 erreicht (851 180 TJ).

Dieser Rückgang des Energieverbrauches ist in erster Linie auf die ausgesprochen warme Witterung im Jahr 2011 zurückzuführen. Gemäss MeteoSchweiz war 2011 das wärmste Jahr seit Beginn der Messungen im Jahr 1864. Die Heizgradtage, ein wichtiger Indikator für den Energieverbrauch zu Heizzwecken, nahmen gegenüber dem Vorjahr um 18.1% ab. Der starke Witterungseffekt dominierte damit die anderen Faktoren, die den Energieverbrauch 243

Nachrichten

Dank dem neuen Geschiebeumleitstollen steht ewz heute und in Zukunft genügend Stauvolumen zur Verfügung, um Energie aus dem Stausee Solis wirtschaftlich und zuverlässig für die Stadt Zürich und Teile Graubündens zu produzieren. Die Kosten des Pionierprojektes belaufen sich auf rund 40 Millionen Franken.

(EWZ)

Nachrichten

2011 durch positive Zuwachsraten antrieben: Ständige Wohnbevölkerung +1.0%, Bruttoinlandprodukt +1.9%, Wohnungsbestand (Zuwachs, jedoch detaillierte Zahlen noch nicht verfügbar), Motorfahrzeugbestand +2.2%.

Weniger Heizöl, Erdgas, Benzin und Strom verbraucht Der Brennstoffverbrauch ging stark zurück. Der Verbrauch von Heizöl extraleicht sank um 20.4%, derjenige von Erdgas um 10.2%. Der Treibstoffverbrauch nahm insgesamt zu (+1.1%), wobei der Absatz von Dieselöl (+2.6%) und vor allem der Flugtreibstoffe (+9.6%) deutlich anstieg, während der Benzinverbrauch wie in den letzten zehn Jahren rückläufig war (-3.9%).

Der Trend zur Substitution von Benzin durch Dieseltreibstoff setzte sich damit ungebrochen fort. Deutlich sank auch der Verbrauch von schweren Heizölsorten (-34.1%) und von Petrolkoks (-14-6%). Der Elektrizitätsverbrauch nahm um 2.0% ab.

Anteile am Endenergieverbauch 2011 in Terajoule.

Verbrauchsrückgang auch bei den erneuerbaren Energien Die warme Witterung wirkte sich im Jahre 2011 auch auf den Verbrauch der erneuerbaren Energieträger zu Heizzwecken aus.

So sank der Verbrauch von Energieholz um 11.4%. Auch die Nutzung von Umgebungswärme mit Wärmepumpen ging um 4.0% zurück, obschon die Zahl der Wärmepumpen gleichzeitig um 9% anstieg.

Die Nutzung von Fernwärme sank um 8.0%. Trotz der warmen Witterung zugenommen hat die Nutzung von Solarwärme (+11.4%) und Biogas (+3.7%). Der Verbrauch an Biotreibstoffen wuchs ebenfalls an (+7.1%). Der Verbrauch der übrigen erneuerbaren Energien sank insgesamt um 0.9%. Seit Erfassung der übrigen erneuerbaren Energien 1990 war dies nach 1997 (-1.1%) erst der zweite Rückgang.

Die energetische Verwendung von Indus244

trieabfällen blieb praktisch auf dem Vorjahresniveau (+0.5%). Der Kohleverbrauch lag um 6.7% unter dem Vorjahresniveau.

Die Schweizerische Gesamtenergiestatistik 2011 ist auf der Webseite des BFE Internet verfügbar und seit Anfang August 2012 in gedruckter Form erhältlich.

(BFE)

Zuschlag für grünen Strom und Gewässerschutz weiterhin 0.45 Rappen pro Kilowattstunde Für die Förderung der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien und den Gewässerschutz bezahlen die Schweizer Stromkonsumentinnen und -konsumenten auch im Jahr 2013 einen Zuschlag von 0.45 Rappen pro Kilowattstunde.

Seit Anfang 2009 wird in der Schweiz Strom aus erneuerbaren Energien mit der «Kostendeckenden Einspeisevergütung» (KEV) gefördert. Alle Stromkonsumentinnen und -konsumenten bezahlen dafür einen Zuschlag pro verbrauchte Kilowattstunde. Im Juni 2010 hatte das Parlament mit der Änderung des Energiegesetzes entschieden, dass dieser Zuschlag ab 2013 bedarfsgerecht auf maximal 0.9 Rappen/kWh erhöht werden kann. Seit 2012 wird ausserdem ein Zuschlag von 0.1 Rappen/kWh zur Finanzierung von Gewässerschutzmassnahmen erhoben (Revision Gewässerschutzgesetz vom Dezember 2009).

Das UVEK hat nun entschieden, den Zuschlag zur Finanzierung der KEV und der Gewässerschutzmassnahmen für das Jahr 2013 unverändert auf 0.45 Rappen/ kWh zu belassen (0.35 Rp/kWh für KEV, 0.1 Rp/kWh für Gewässerschutz). So werden 2013 rund 200 Millionen Franken für die Finanzierung der Massnahmen gemäss Energiegesetz sowie rund 57 Millionen Franken für Gewässerschutzmassnahmen generiert.

Obwohl derzeit über 19 000 Projekte auf der KEV-Warteliste stehen, kann das gesetzliche Maximum des Zuschlags (0.9 Rappen pro KWh) derzeit nicht ausgeschöpft werden. Gründe dafür sind, dass einerseits viele der Wasser- und Windkraftwerke, die den KEV-Zuschlag erhalten haben, noch in langwierigen Bewilligungsverfahren stecken und andererseits, dass der Zubau von Photovoltaik-Anlagen gemäss Energiegesetz derzeit noch mittels Jahres-Kontingenten (2012 rund 50 Megawatt) limitiert werden muss.

(BFE)

Rüc kbl ic k Ve r anstaltunge n

Stromve8

Arbeitsgemeinschaft Alpine Wasserkraft

AGAW-Wasserkraftpreis 2012: Verleihung an den deutschen Bundesminister Ramsauer für seine Verdienste um die ökologische Wasserkraftnutzung Dem Bundesminister für Verkehr, Bau und Stadtentwicklung der Bunderepublik Deutschland, Herrn Peter Ramsauer, wurde am 23.07.2012 in Innsbruck im Rahmen eines feierlichen Aktes der «AGAW Wasserkraftpreis 2012» überreicht. In Vertretung des Landeshauptmannes von Tirol, Günther Platter, überbrachte Landesrat Bernhard Tilg die Grussworte und Glückwünsche des Landes Tirol an den Ehrengast.

BM Peter Ramsauer nimmt mit seinem Ministerium eine Schlüsselrolle in der Energiepolitik zur Steuerung der zukünftigen Energiedeckung und Energiebereitstellung ein. Seien es Zukunftstechnologien wie Elektromobilität, Energieeffizienz in Gebäuden, die europäische Raumentwicklung oder die Raumordnung, sie alle sind seinem Ministerium zugeordnet. Als Mitgesellschafter der Deutschen Energieagentur (DENA) steht Ramsauer für Mitverantwortung bei Energieeffizienz, den erneuerbaren Energien und dem Aufbau neuer Energiesysteme. Daran sind auch aktuelle Fragen geknüpft, z.B.: Wie kann der künftige Speicherbedarf in der Stromversorgung gedeckt werden? Hier sind sich BM Ramsauer und die AGAW einig.

Ohne Wasserkraft und Pumpspeicherkraftwerke wird es nicht funktionieren.

Wasserstrassen und die darin integrierte Wasserkraftnutzung zur Stromgewinnung oder für die Bahnstromerzeugung sind weitere wichtige Elemente in Ramsauers Verantwortungsbereich. In diesem Zusammenhang bewegen das Ministerium sowie auch die AGAW Themen wie die Wasserrahmenrichtlinie, die Durchgängigkeit von Gewässern für den Fischauf- und -abstieg, das Ziel eines guten ökologischen Zustandes oder des Potenzials in den Wasserlebensräumen, und das Gewährleisten eines sicheren Schleusen- oder Bahnbetriebes.

Als Verfechter einer nachhaltigen Entwicklung und eines gleichberechtigten ökologischen, sozialen wie auch ökonomischen Gefüges betonte Ramsauer: «Das eine ist ohne das andere nicht zu haben». Ein star-

«Wasser Energie Luft» – 104. Jahrgang, 2012, Heft 3, CH-5401 Baden

Fachtagung Wasserkraft 2012 Bau, Betrieb und Instandhaltung von Wasserkraftwerken – Aktuelle Herausforderungen 8.11.2012, Hochschule Luzern, Horw Bundesminister Peter Ramsauer (r.) und Walter Auer, AGAW bei der Preisübergabe (Foto: Silvio Ferrari). ker Appell für die Zukunft der nachfolgenden Generationen, dem auch die Arbeitsgemeinschaft für Alpine Wasserkraft zustimmt. «Die Arbeitsgemeinschaft Alpine Wasserkraft steht für einen Gleichklang ökologischer und ökonomischer Aspekte, die eine Wasserkraftnutzung zu sozial vertretbaren Bedingungen und Kosten ermöglicht. Für die Mitglieder aus Deutschland, der Schweiz, Südtirol und Österreich steht die ganzheitliche Betrachtung der Wasserkraft im Fokus. Dazu zählen die Zusammenarbeit mit Universitäten, die Organisation von Symposien und Workshops zu aktuellen Wasserthemen und als wesentliches Merkmal auch die Vergabe eines Wasserkraftpreises an herausragende Persönlichkeiten, die diese ganzheitliche Betrachtung der Wasserkraft fördern und unterstützen», betont Walter Auer, Präsident der AGAW. BM Peter Ramsauer ist in enger Verbundenheit zum Wasser im Landkreis Traunstein aufgewachsen. Er hat zusätzlich zu seinem Betriebswirtschaftsstudium das Handwerk eines Müllermeisters erlernt und lebt mit seiner Familie in der seit 1553 im Familienbesitz stehende Talmühle in Traunwalchen, an die auch ein Kleinwasserkraftwerk angeschlossen ist. Diese prägende Umgebung war mit Sicherheit auch ein Ansporn für seinen weiteren Lebensweg. Er gilt als einer der fachkundigsten Minister der deutschen Bundesregierung.

Die Auszeichnung an Minister Peter Ramsauer wurde im Rahmen einer energiemusikalischen Darbietung mit dem Thema «Poesie und Ideologie in der Wasserkraft» überreicht, die von Stefan Schmiedl von der Österreichischen Akademie der Wissenschaften präsentiert und von der Pianistin Rina Mori von der Universität für Musik und darstellende Kunst musikalisch begleitet wurde.

Die von der Kommission Hydrosuisse des Schweizerischen Wasserwirtschaftsverbandes (SWV) lancierte Tagung bezweckt den Austausch aktueller technischer Entwicklungen rund um die Wasserkraftnutzung.

Zielpublikum Angesprochen werden insbesondere Ingenieure und Fachleute von Wasserkraftbetreibern, Beratungsbüros und der Zulieferindustrie.

Zielsetzung, Inhalt Die Fachtagung bezweckt den Austausch zu aktuellen Entwicklungen aus Forschung und Praxis in den Bereichen Wasserbau, Stahlwasserbau, Maschinenbau, Elektrotechnik sowie Projektvorbereitung und -abwicklung. Aus dem Inhalt: • Betriebstauglichkeit von Wasserkraftwerken • Messung und Monitoring von Wirkungsgraden • Verschleissoptimierter Betrieb von Turbinen • Varspeed-Projekt Lintthal 2015 • Wasserfassung als schwimmendes Bauwerk • Projektabwicklung bei Gesamterneuerungen • Geschiebeumleitstollen Speicherseen An der Fachtagung werden diese und weitere Themen an konkreten Beispielen von ausgewiesenen Fachleuten ausgeleuchtet und diskutiert.

Tagungsprogramm und Sprache Das detaillierte Tagungsprogramm ist diesem Heft als Flyer beigelegt bzw. kann der Webseite entnommen werden. Die Tagungssprache ist Deutsch.

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Kosten Für Mitglieder des SWV gelten vergünstigte Tarife: • Einzel- / Kollektivmitglieder: CHF 150.–.

• Nichtmitglieder: CHF 230.–.

• Studierende: CHF 75.–.

Inkl. Mittagessen und Pausenkaffee; exkl.

8% MWSt. Anmeldung Anmeldungen bitte ausschliesslich einfach und bequem über die Webseite des SWV: www.swv.ch/Tagung-Wasserkraft-2012 Die Anmeldungen werden nach Eingang berücksichtigt. Teilnahmebestätigung und Rechnungsstellung erfolgen im Okt. 2012.

Hochwasserschutz KOHS-Weiterbildungskurse 3. Serie, Gefahrengrundlagen und Hochwasserbewältigung 25./26.10.2012, Interlaken; und 15./16.11.2012, Stans

Zielpublikum Der Kurs richtet sich an Fachleute von Ingenieur- und Beratungsunternehmen sowie von kantonalen Verwaltungen. Die Teilnehmerzahl ist auf rund 25 Personen beschränkt.

Zielsetzung, Inhalt Die zentralen Elemente der Bewältigung von Hochwasserereignissen werden von ausgewiesenen Fachleuten präsentiert und in Workshops diskutiert.

Aus dem Inhalt: 1. Tag • Gefahrengrundlagen • Schwachstellenanalyse • Alarmorganisation und Notfallplanung am konkreten Beispiel 2. Tag • Spurensicherung, Ereignisdokumentation und Ereignisanalyse • Sofortmassnahmen während und nach einem Hochwasserereignis 245

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Umgang mit weiteren Gefahren und die Intervention des Einzelnen Das Detailprogramm ist als Flyer diesem WEL beigelegt und kann der Webseite unter www.swv.ch/Weiterbildung entnommen werden.

Kosten Für Mitglieder des Schweizerischen Wasserwirtschaftsverbandes SWV und des Vereins für Ingenieurbiologie VIB gelten vergünstigte Tarife: • Mitglieder SWV/VIB: CHF 650.–.

• Nichtmitglieder SWV/VIB: CHF 750.–.

Inkl. Kursunterlagen, Verpflegung 1. Tag Mittag und Abend sowie 2. Tag Mittag, Pausenkaffee, Transporte für die Exkursion; exkl. 8% MWSt. und allfällige Übernachtungskosten.

Anmeldung Anmeldungen bitte ausschliesslich einfach und bequem über die Webseite des SWV: Kurs Interlaken www.swv.ch/KOHS-Kurs-Interlaken-2012 Kurs Stans www.swv.ch/KOHS-Kurs-Stans-2012 Die Teilnehmerzahl ist auf maximal 28 Personen pro Kurs begrenzt. Berücksichtigung der Anmeldungen nach Eingang.

KOHS-Tagung 2013/ Symposium CIPC 2013 Bausteine von Gewässerrevitalisierungen – Anforderungen an moderne Wasserbauprojekte/ Éléments constitutifs des revitalisations des cours d’eau – Exigences des projets d’aménagement hydraulique modernes Freitag, 18. Januar 2013, Hotel Arte, CH-4600 Olten / Vendredi, 18 janvier 2013, Hotel Arte, CH-4600 Olten

Die jährlich von der Kommission Hochwasserschutz (KOHS) des SWV organisierte Fachtagung ist 2013 der Generationenaufgabe «Gewässerrevitalisierung» gewidmet.

Zielpublikum Angesprochen werden insbesondere 246

Wasserbauer und weitere mit Revitalisierungen beschäftigte Fachleute aus der Privatwirtschaft und der Verwaltung.

Zielsetzung, Inhalt Für erfolgreiche Revitalisierungen sind die unterschiedlichsten Bausteine aus Ökologie und Wasserbau sinnvoll zusammenzuführen. An der Tagung werden wesentliche Anforderungen an ein modernes Wasserbauprojekt von ausgewiesenen Fachleuten ausgeleuchtet und diskutiert.

Aus dem Inhalt: • Geschiebehaushalt: wasserbauliche Gesetzmässigkeiten • Ökologische Anforderungen an die Morphologie • Méthode pour définir l’espace nécessaire • Umgang mit invasiven Arten • Spezialfall Siedlungsgebiet • Wie viel Erfolgskontrolle und für was?

• Lösungsansätze für komplexe Projektarbeit An der Fachtagung werden diese und weitere Themen von ausgewiesenen Fachleuten ausgeleuchtet und diskutiert.

Tagungssprachen/Langues Die Vorträge werden in Deutsch oder Französisch gehalten. Es ist keine Simultanübersetzung vorgesehen. Les conférences seront présentées en allemand ou français. La traduction simultanée n’est pas prévue.

Tagungskosten/Frais • Mitglieder SWV/Membres CHF 230.– • Nicht-Mitglieder SWV/ Non-membres CHF 300.– • Studierende/Etudiants CHF 115.– Inkl. Fachtagung, Mittagessen, Pausenkaffee, exkl. 8% MWSt./Sont inclus inscription au symposium, repas de midi, café, 8% TVA exclue.

Programm Das detaillierte Tagungsprogramm ist diesem Heft als Flyer beigelegt bzw. kann der Webseite unter www.swv.ch/Weiterbildung entnommen werden.

Anmeldung/Inscription Anmeldungen sind ab sofort möglich.

Bitte ausschliesslich einfach und bequem über die Webseite des SWV/Inscriptions uniquement par le site web de l’ASAE s.v.p: www.swv.ch Die Anmeldungen werden nach Eingang berücksichtigt. Teilnahmebestätigung und Rechnungsstellung erfolgen bis im Januar 2013./ Les inscriptions seront considerées selon date d’inscriptions. Confirmations et factures seront envoyées jusqu’au janvier 2013.

80. Geburtstag von Prof. em. Dr. Dr. h.c.

Daniel Vischer Am 11. Dezember 2012 um 16.15 Uhr findet an der VAW, ETH Zürich aus diesem Anlass ein Kolloquium statt mit Beiträgen von Andreas Götz (BAFU), Prof. Schleiss (EPF Lausanne), Prof. Boes, Prof. Funk und Prof. Hager (alle ETH Zürich). Näheres ist www.vaw.ethz.ch zu entnehmen.

Vorankündigung Symposium Projekt Hochwasserschutz Linth 2000 6./7. Juni 2013, HSR Hochschule für Technik Rapperswil Das Projekt «Hochwasserschutz Linth 2000» ist eines der ersten Hochwasserschutzprojekte in der Schweiz, das nach dem neuen Bundesgesetz über den Wasserbau rasch und erfolgreich umgesetzt worden ist – unter Berücksichtigung der sozialen, ökologischen, ökonomischen, politischen und technischen Aspekte.

Am 6./7. Juni 2013 veranstaltet das Linthwerk zu diesem Thema ein Symposium an der Hochschule Rapperswil. Referieren werden die am Projekt beteiligten Fachleute. Zeitgleich erscheint eine umfassende Fachpublikation zum Projekt «Hochwasserschutz Linth 2000».

Weitere Informationen und das Anmeldeformular findet man unter: www.lintwerk-symposium.ch Linthverwaltung, Tellstrasse 1 CH-8853 Lachen, Tel. +41 (0)55 451 00 22 kontakt@linthwerk-symposium.ch

Age nda Sion 2.–4.10.2012 Hydro-Weiterbildungskurs: Hydromechanik (F) Fachhochschulen in Zusammenarbeit mit dem SWV. Informationen und Anmeldung: www.swv.ch München (D) 22./23.10.2012 4th International Conference on «Water in the Alps»: Sustainable Hydropower-Strategies for the Alpine Region Alpenkonvention und

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Interlaken 25./26.10.2012 KOHS-Weiterbildungskurs 3. Serie: Gefahrengrundlagen und Hochwasserbewältigung (4. Kurs, D) BAFU in Zusammenarbeit mit der Kommission Hochwasser (KOHS) des SWV. Informationen und Anmeldung: www.swv.ch

L ite i te r atur Integrales Flussgebietsmanagement: Merkblatt-Sammlung Wasserbau und Ökologie

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weitere Partner. Informationen und Anmeldung: www.alpconv.org/de

Luzern 8.11.2012 Fachtagung Wasserkraft: Bau, Betrieb und Instandhaltung von Wasserkraftanlagen Weitere Informationen und Anmeldungen: www.swv.ch Sarnen 15./16.11.2012 KOHS-Weiterbildungskurs 3. Serie: Gefahrengrundlagen und Hochwasserbewältigung (5. Kurs, D) BAFU in Zusammenarbeit mit der Kommission Hochwasser (KOHS) des SWV. Informationen und Anmeldung: www.swv.ch Davos 23.11.2012 SLF-Forum für Wissen: Alpine Schneeund Wasserressourcen gestern, heute, morgen SLF/WSL. Weitere Informationen und Anmeldung: www.wsl.ch Rapperswil 9.–11.1.2013 Hydro-Weiterbildungskurs: Stahlwasserbau – Abschlussorgane, Druckleitungen, Rechenreinigung (D) Fachhochschulen in Zusammenarbeit mit dem SWV. Informationen und Anmeldung: www.swv.ch Olten 18.01.2013 KOHS-Tagung: Gewässerrevitalisierungen – Anforderungen an moderne Wasserbauprojekte Kommission Hochwasserschutz (KOHS) des SWV. Informationen und Anmeldung: www.swv.ch Rapperswil 6./7.6.2013 Hochwasserschutz Linth 2000: Symposium zum Abschluss eines modernen Hochwasserschutzprojektes Linthwerk, in Zusammenarbeit u.a. mit HSR, VAW, BAFU und SWV. Information und Anmeldung: www.swv.ch

Ausgabe Juli 2012, Nummer DU-1055-D, Hrsg. Bundesamt für Umwelt BAFU, Reihe Bezug Umwelt-Diverses, Download: http:// www.bafu.admin.ch/publikationen

Ausgabe Juli 2012, Seiten 58, Nummer UW-1211-D, Hrsg. Bundesamt für Umwelt BAFU, Reihe Bezug Umwelt-Wissen, Download: http://www.bafu.admin.ch/publikationen Das Forschungsprojekt «Integrales Flussgebietsmanagement» erarbeitete ökologische und wasserbauliche Grundlagen zur Revitalisierung von Fliessgewässern und unterstützt so deren Planung und Umsetzung. Die Merkblatt-Sammlung präsentiert Ergebnisse dieses transdisziplinären Projekts von Eawag, WSL, LCH-EPFL und VAW-ETHZ und richtet sich an Fachleute in Bundesämtern, kantonalen Ämtern sowie Ingenieur- und Ökobüros.

(BAFU)

Anpassung an den Klimawandel in der Schweiz: Ziele, Herausforderungen und Handlungsfelder.

Der Klimawandel wirkt sich auch in der Schweiz auf Umwelt, Wirtschaft und Gesellschaft aus. Massnahmen zur Anpassung an diese Auswirkungen sind bereits heute nötig und werden in Zukunft immer wichtiger. Der Bundesrat hat dazu am 2.

März den ersten Teil seiner Anpassungsstrategie verabschiedet. Er formuliert darin Ziele und Grundsätze für die Anpassung und beschreibt die grössten sektorenübergreifenden Herausforderungen bei der Anpassung auf Bundesebene.

(BAFU)

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Alpenrhein: Quantitative Analyse von Schwall-Sunk-Ganglinien für unterschiedliche Anforderungsprofile – Abschlussberichte

Ausgabe Juni 2012,Beschrieb: Abschlussberichte dreijähriger Untersuchungen am Alpenrhein, Hrsg: Internationale Regierungskomission Alpenrhein (IRKA) Aus dem Vorwort von Helmut Kindle, Leiter des IRKA-Projektes: Über fast drei Jahre arbeiteten Experten verschiedener Fachrichtungen intensiv an der vorliegenden Studie. Die Kombination von Felderhebungen, Fernerkundung und Modellierungen bedeutete dabei einen neuen innovativen Zugang für ein besseres und vollständiges Verständnis der zweifellos 247

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komplexen Sachverhalte. Bisher liegen vergleichsweise wenige Untersuchungen über die Auswirkungen des Schwallbetriebes in Abhängigkeit von der Morphologie und dem Verbauungsgrad von Gewässern vor. Zudem ist es schwierig, die unterschiedlichen Einflussfaktoren von Morphologie und Schwall-Sunk zu separieren und deren jeweiligen Einfluss eindeutig zu identifizieren. Die Studie zeigt aber einen möglichen Weg für künftige Untersuchungen. Wie etwa zur Umsetzung von Revitalisierungen kombiniert mit schwalldämpfenden Massnahmen.

Naturgemäss wurden im Verlaufe der Studie verschiedene Themen kontrovers diskutiert, v.a. die Zusammenhänge zwischen Schwall und Schwebstofftransport und die damit verbundenen Einflüsse auf die Kolmation, die Auswahl des Referenzzustandes, der Schwallganglinien und Schwallamplituden oder die Übertragbarkeit norwegischer Studien auf den Alpenrhein. Zu fachlichen, methodischen und messtechnischen Details sowie deren Interpretation und Gewichtung wurden unterschiedliche Standpunkte vertreten, die nicht vollständig bereinigt werden konnten. Diese Differenzen beeinflussen die Studie aber nicht in einem Ausmass, dass deren grundlegende Ergebnisse und Empfehlungen in Frage gestellt würden. Die Studie ist vielmehr ein wichtiger Beitrag auf eine äusserst komplexe Fragestellung, die fachlich noch nicht ausdiskutiert ist.

Der Kurzbericht sowie sämtliche Fachberichte können auf der Webseite des IRKA www.alpenrhein.net unter der Rubrik Publikationen heruntergeladen werden.

(IRKA)

Ausgabe Juli 2012, Hrsg: Akademien der Wissenschaften Schweiz, Bezug: Kurzfassung 40 Seiten A4, in Deutsch und Französisch sowie Langfassung 180 Seiten A4 in Deutsch (nur PDF): Download: www. akademien-schweiz.ch.

In dieser neuen Publikation entwickeln die Akademien der Wissenschaften Schweiz in Zusammenarbeit mit über 50 Expertinnen und Experten eine mögliche Zukunft der schweizerischen Stromversorgung.

Der Umstieg auf erneuerbare Energien sowie der grosse Erneuerungs- und Ausbaubedarf bei der Produktion und Übertragung lassen einen grundlegenden Umbau des Elektrizitätssystems erwarten. Die Akademien der Wissenschaften Schweiz begrüssen, dass der Bund einen klaren Rahmen für die Energiepolitik der nächsten Jahre schaffen will. Sie unterstützen grundsätzlich die in der neuen Energiepolitik enthaltene Ausrichtung, Energie effizienter zu nutzen und die erneuerbare Stromproduktion auszubauen.

(Akademien der Wissenschaften)

DWA-Themen T1/2012: Schadensanalysen und Projektbewertung im Hochwasserrisikomanagement

Zukunft Stromversorgung Schweiz – Studie der Akademien der Wissenschaften Schweiz

Juli 2012, 140 Seiten, DIN A4, ISBN 9783-94264-44-9, Kosten: 84.– Euro, Preis DWA-Mitglieder: 67.20 Euro, Herausgeber und Vertrieb: DWA Deutsche Vereinigung für Wasserwirtschaft, Abwasser und Abfall e.V., Tel. +49 (0)2242/872-333, info@dwa. de, www.dwa.de/shop.

In Deutschland werden jedes Jahr hunderte wasserwirtschaftliche Projekte geplant und ausgeführt. Durch die Umset248

zung der Europäischen Hochwasserrisikomanagementrichtlinie (EG-HWRM-RL) ist zu erwarten, dass in Zukunft noch viele weitere hinzukommen werden. Ein wichtiger Aspekt bei der Planung und Umsetzung dieser Projekte ist die öffentliche Kommunikation der Hochwasserrisiken, die Projektbewertung der geplanten Massnahmen und ihre Einordnung im Rahmen von Hochwassermanagementplänen.

Mit praktischen Beispielen werden im vorliegenden Band Anregungen zur Erarbeitung individueller Lösungen für jede einzelne Fragestellung im Rahmen der Projektbewertung vorgestellt. Die Schrift richtet sich sowohl an Entscheidungsträger auf der Ebene der Länder und Kommunen (Auftraggeber), als auch an Ingenieure und Planer aus der Praxis sowie Mitarbeiter von Forschungseinrichtungen (Auftragnehmer).

Ziel der Publikation ist die umfassende Darstellung der heute zur Verfügung stehenden Vorgehensweisen zur Projektbewertung von Hochwasservorsorgemassnahmen, um qualitativ hochwertige Planungen und Entscheidungsgrundlagen zu entwickeln, sowie deren Einordnung ins Hochwasserrisikomanagement.

Ein Baustein dafür wird mit dem hier vorliegenden DWA-Themenband vorgelegt: Er dient speziell dazu, die Zusammenhänge zwischen Hochwasser-Schadensanalysen einerseits und Projektbewertungen für Hochwasservorsorgemassnahmen im Sinne des neuen LAWA-Hochwasserrisikomanagement-Zyklus andererseits herauszuarbeiten. Des Weiteren zeigt er die Notwendigkeit auf, die beiden grundlegenden Arbeitsbereiche (Hochwasser-Schadensanalysen und Hochwasserrisikomanagement-Zyklus) eng zu verknüpfen, will man ein wahrhaft integriertes Hochwasserrisikomanagement umsetzen.

(DWA)

DWA-Merkblatt 552: Ermittlung von Hochwasserwahrscheinlichkeiten Mit dem vorliegenden Merkblatt legt die DWA eine Überarbeitung des Merkblattes DVWK-M 251 «Statistische Analyse von Hochwasserabflüssen» aus dem Jahr 1999 vor. Für eine Vielzahl wasserwirtschaftlicher Planungs- und Bemessungsaufgaben sind Kenntnisse über Hochwasserabflüsse und ihre Wahrscheinlichkeiten erforderlich. Dabei hat es sich in den letzten Jahren zunehmend erwiesen, dass in der Praxis heute Hochwasserdurchflüsse mit einer bestimmten Jährlichkeit bzw. Wahrscheinlichkeit nicht mehr ausschliesslich durch

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sentliche Grundzüge des im Jahre 1985 erschienenen Arbeitsblattes ATV-A 121 bzw. des textgleichen Heftes 124 der DVWKRegeln zur Wasserwirtschaft «Starkregenauswertung nach Wiederkehrzeit und Dauer» beibehalten. In der Überarbeitung des Arbeitsblattes wurde aktuellen Entwicklungen Rechnung getragen, ohne die seinerzeit angestrebte Vereinheitlichung des Vorgehens bei statistischen Starkregenanalysen in Frage zu stellen.

(DWA)

Merkblatt DWA-M 612-1, Gewässerrandstreifen – Teil 1: Grundlagen und Funktionen, Hinweise zur Gestaltung

August 2012, 90 Seiten, DIN A4, ISBN 9783-942964-25-8, Preis: 79.– Euro, Herausgeber und Vertrieb: DWA Deutsche Vereinigung für Wasserwirtschaft, Abwasser und Abfall e.V., Tel. +49 (0)2242/872 333 info@dwa.de, www.dwa.de/shop. statistische Analyse der beobachteten Scheiteldurchflüsse an der Bedarfsstelle ermittelt werden können, sondern die Vorgehensweise umfassender sein sollte. Vor diesem Hintergrund ist es Ziel des vorliegenden Merkblattes, geeignete praxisnahe Empfehlungen für die Bestimmung von Hochwasserabflüssen an einem Fliessgewässerquerschnitt und den zugeordneten Jährlichkeiten zu geben. Da die Güte der berechneten Hochwasserabflüsse bzw. ihrer Jährlichkeiten stets von der Datenbasis und den verwendeten Methoden abhängt, wird im vorliegenden Merkblatt die parallele Anwendung mehrerer Methoden empfohlen, um Unsicherheiten, die aus der Datenlage und systematischen Fehlern einzelner Methoden resultieren können, möglichst klein zu halten. Je nach Anwendungsfall können unterschiedliche Jährlichkeiten gefragt sein. Hierfür werden angepasste grundsätzliche Vorgehensweisen der parallelen Anwendung mehrerer Methoden für alle Jährlichkeiten angeboten. Bei den dargestellten Methoden und Beispielen ist der Fokus auf Jährlichkeiten zwischen 10 und 200 Jahren gerichtet. Das Merkblatt richtet sich mit seinen Empfehlungen an Fachleute, die mit der Lösung hydrologischer Fragestellungen betraut sind. Für diese Spezialisten soll das Merkblatt als Informationsquelle für praxisnahe Ansätze dienen.

(DWA)

September 2012, 29 Seiten, ISBN 978-3942964-28-9, Ladenpreis 38.– Euro, Preis DWA-Mitglieder: 30.40 Euro. Herausgeber und Vertrieb: DWA Deutsche Vereinigung für Wasserwirtschaft, Abwasser und Abfall e.V., Tel. +49 (0)2242/872-333, info@dwa. de, www.dwa.de/shop.

Starkregenangaben gehören zu den wichtigsten Planungskenngrössen in der wasserwirtschaftlichen und wasserbaulichen Praxis. Sie werden u.a. in urbanen Gebieten bei der Bemessung von Regenentwässerungssystemen und an Fliessgewässern bei der Dimensionierung von Wasserbauwerken als Ausgangsparameter benötigt.

Von ihrer Genauigkeit hängt ganz entscheidend die Genauigkeit der Zielgrössen entsprechender Berechnungsverfahren und Modelle ab. Ihre Überschätzung kann zu erheblichen Mehrkosten bei der baulichen Umsetzung führen, ihre Unterschätzung zu einem nicht vertretbaren, überhöhten Restrisiko des Versagens während des Betriebs wasserwirtschaftlicher und wasserbaulicher Anlagen.

Trotz der flächendeckenden Verfügbarkeit von Starkregenangaben durch «Koordinierte Starkniederschlags-Regionalisierungs-Auswertungen» (KOSTRA) gibt es nach wie vor Bedarf an lokalen Stationsanalysen, um z.B. die inzwischen verlängerten Datenreihen auszuwerten, jüngere Entwicklungen zu bewerten oder lokale Besonderheiten im Vergleich zu den KOSTRA-Angaben einzuordnen. Dies ist jedoch nur dann uneingeschränkt möglich, wenn man dem im Arbeitsblatt empfohlenen methodischen Vorgehen folgt.

Im Arbeitsblatt DWA-A 531 werden we-

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September 2012, 46 Seiten, ISBN 978-3942964-48-7, Ladenpreis 52.– Euro, Preis DWA-Mitglieder: 41.60 Euro. Herausgeber und Vertrieb: DWA Deutsche Vereinigung für Wasserwirtschaft, Abwasser und Abfall e.V., Tel. +49 (0)2242/872-333, info@dwa. de, www.dwa.de/shop.

Zu den artenreichsten Landschaftsbestandteilen in Mitteleuropa zählen Fliessgewässer und ihre Auen. Sie sind geprägt durch Abflussschwankungen (Hoch- und Niedrigwasser) sowie Verlagerungen des Gewässerbetts (Erosion und Sedimentation), den sogenannten hydromorphologischen Prozessen. Wegen ihrer Bedeutung für den Naturhaushalt bedürfen sie eines besonderen Schutzes. Viele Fliessgewässer wurden begradigt, eingetieft und aufgestaut. Dadurch wurden die natürlichen bettgestaltenden Prozesse stark eingeschränkt, oft sogar ganz unterbunden.

Lebensräume gingen verloren. Die Naturschutz- und Umweltgesetzgebung fordert heute die Erhaltung bzw. die Wiederherstellung des guten ökologischen Zustands 249

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Arbeitsblatt DWA-A 531, Starkregen in Abhängigkeit von Wiederkehrzeit und Dauer

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in unseren Gewässern und die Erhaltung der Artenvielfalt (Biodiversität). Voraussetzung dafür ist eine zumindest eingeschränkte Gewässerentwicklung durch das Wiederzulassen hydromorphologischer Prozesse. Zu diesem Zweck müssen künftig mehr Flächen entlang der Fliessgewässer zur Verfügung gestellt werden.

Das vorliegende Merkblatt verdeutlicht die Bedeutung der ufernahen Bereiche für die Entwicklung und den Schutz von Gewässern. Es gibt Hinweise zu den Funktionen von Gewässerrandstreifen und Uferstreifen bzw. Entwicklungskorridoren. Es stellt mögliche Entwicklungsziele vor und zeigt, wie sowohl Gewässerrandstreifen als auch Uferstreifen im Hinblick auf wasserwirtschaftliche und naturschutzfachliche Anforderungen gestaltet, entwickelt und gepflegt werden sollten. Zusätzlich werden Konzepte zur Realisierung vorgestellt.

Der Flächenanspruch für Uferstreifen und Entwicklungskorridore geht dabei über die gesetzlichen Mindestbreiten von Gewässerrandstreifen hinaus.

DWA M-612-1 ist eine Aktualisierung des Merkblattes DVWK-M 244 «Uferstreifen an Fliessgewässern – Funktion, Gestaltung und Pflege» von 1997. Dieses Merkblatt ist inhaltlich auch eine Fortschreibung des Merkblattes DVWK-M 204 «Ökologische Aspekte bei Ausbau und Unterhaltung von Fliessgewässern» aus dem Jahre 1984.

Darüber hinaus ergänzt es das Merkblatt DWA-M 610, «Neue Wege der Gewässerunterhaltung – Pflege und Entwicklung von Fliessgewässern» aus dem Jahr 2010 in Bezug auf die Gestaltung der gewässernahen Flächen.

Das Merkblatt ist für alle bestimmt, die für die Pflege und Entwicklung von Fliessgewässern verantwortlich sind oder sich für diese Thematik interessieren.

(DWA)

DWA-Themen T 2/2012, Reduktion der Stoffeinträge durch Massnahmen im Drän- und Gewässersystem sowie durch Feuchtgebiete Die Belastung der Oberflächengewässer durch Nährstoffe und Pflanzenschutzmittel ist trotz vielfältiger Anstrengungen in Deutschland nach wie vor hoch. Zahlreiche Massnahmen mit flächendeckender Wirkung – wie die Neufassung der Düngeverordnung 2009 oder die Umsetzung von Agrarumweltprogrammen der Bundesländer – haben nicht die erhoffte Wirkung erzielt. Das betrifft insbesondere landwirtschaftliche Flächen mit Dränsystemen.

Deshalb befassen sich DWA-Experten 250

August 2012, 86 Seiten mit acht Steckbriefen, DIN A4, ISBN 978-3-942964-56-2 Ladenpreis: 72.– Euro, Preis für DWAMitglieder: 57.60 Euro. Herausgeber und Vertrieb: DWA Deutsche Vereinigung für Wasserwirtschaft, Abwasser und Abfall e.V., Tel. +49 (0)2242/872-333, info@dwa. de, www.dwa.de/shop. mit der Thematik mit dem Ziel, bisher bekannte Massnahmen zur Reduktion der Stoffeinträge in die Oberflächengewässer zusammenzustellen, die besonders in dränierten Gebieten Einsatz finden können.

Diese Reduktionsmassnahmen werden gegliedert in: 1. Massnahmen im Dränsystem, 2. Anlegung bzw. Reaktivierung von Feuchtgebieten und 3. Massnahmen in natürlichen und künstlichen Fliessgewässern.

Da in Deutschland bisher nur wenige Informationen zur Eignung und Wirksamkeit solcher Massnahmen sowie deren praktischen Umsetzung vorliegen, wird dieses Defizit im Rahmen des Themenbandes aufgegriffen. Der derzeitige Kenntnisstand zu diesen Massnahmen wird zusammengefasst, indem das Konstruktions- und Funktionsprinzip der jeweiligen Massnahme erläutert wird. Beispielsstudien werden angeführt, die Angaben zur Reduktionsleistung der Massnahme enthalten. Angaben zu Standorteignung, Kosten und Aufwand der Massnahme werden dargelegt. Der Kenntnisstand zu den Massnahmen variiert deutlich. Während einige Massnahmen schon bis zur Praxisreife getestet sind, basieren andere auf Erfahrungen in anderen Ländern oder auf Laborergebnissen. Hier kann der Forschungsbedarf zu den einzelnen Massnahmen abgeleitet werden und potenziell geeignete Massnahmen können über Pilotprojekte

gezielt in die Praxisreife geführt werden.

Der Themenband bietet Behörden und Anwendern einen Überblick über mögliche Massnahmen und die Möglichkeit, die sinnvollste bzw. kostengünstigste für den jeweiligen Standort auszuwählen. Die zusammenfassende Darstellung solcher Massnahmen und ihre Erprobung im Rahmen von Pilotprojekten sind eine Voraussetzung für die Akzeptanz von Massnahmen und deren Berücksichtigung bei der Aufstellung der Bewirtschaftungspläne.

Die Ergebnisse des Themenbandes sind zur Umsetzung der EU-Wasserrahmenrichtlinie relevant und für Fachleute von Interesse, die im Zusammenhang mit der EG-WRRL engagiert sind. Die hier zusammengestellten Beiträge greifen in eine Reihe angepasster Strategien zur Minimierung von Stoffausträgen unmittelbar ein.

(DWA)

Strömungsberechnung für Rohrsysteme

Autoren: Hans-Burkhard Horlacher, HorstJoachim Lüdecke, Gebundene Ausgabe: ca. 340 Seiten, Verlag: Expert-Verlag, Renningen, 3., neubearbeitete Auflage (2012), ISBN-13: 9783816928584, ISBN10: 3816928587 Aufgrund der grossen Resonanz in der Fachwelt haben die Autoren Hans-B. Horlacher und Horst-J. Lüdecke nunmehr eine dritte, überarbeitete Version ihres Buches «Strömungsberechnung für Rohrsysteme» auflegen lassen. Als Standardwerk für Planungs- und Betriebsingenieure im Rohrleitungsbereich sowie für Studierende an Universitäten und Hochschulen (Bauingenieurwesen, Maschinenbau) ist es für all diejenigen nahezu unersetzlich, die sich

«Wasser Energie Luft» – 104. Jahrgang, 2012, Heft 3, CH-5401 Baden

Auflage wurden sämtliche Kapitel durchgesehen, überarbeitet und aktualisiert.

Gegenüber der vorangegangenen zweiten Auflage ist das Kapitel 9 («Beispielrechnungen») komplett neu gestaltet worden.

Auch in der aktuellen Ausgabe unterstützen wieder zahlreiche, zum Teil im Farbdruck ausgeführte Grafiken und Abbildungen den Text sowie die mathematischen Formeln und fördern damit wesentlich das Verständnis des Lesers für die fachlichen Zusammenhänge. Mit Hilfe der von den Autoren zur Verfügung gestellten Rechenmodule können die Praxisbeispiele problemlos nachvollzogen und einfach gelöst werden. Die auf dem VBA-Code basierenden Programmbeispiele stehen anwenderfreundlich auf der Internetseite des Verlages zur Verfügung. Insgesamt stellt dieses Buch ein wichtiges Lehr- und Hilfsmittel für die Strömungsberechnung in Rohrleitungssystemen dar.

Univ.-Prof. Dr.-Ing. Jürgen Stamm, Dr.Ing. Ulf Helbig, Technische Universität Dresden, Institut für Wasserbau und Technische Hydromechanik Tel. +49 (0)351 463 34 397 www.iwd.tu-dresden.de

Die Themen der deutschen «Wasserwirtschaft» 7–11-2012 • Die Renaissance der Pumpspeicherund Speicherkraftwerke Ernst Pürer

reichs im Spannungsfeld von Umweltpolitik und Klimawandel Martin Fuchs, Ernst Zeller, Anne Joeppen, Herbert Weilguni, Harald Kling •

Ausbau der Wasserkraft in der Türkei Ünal Öziş, Ahmet Alkan, Yalçın Özdemir

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Potenziale der Wasserkraft im Einzugsgebiet des Neckars Johannes Reiss, Uwe Dussling, Stephan Heimerl

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Kraftwerk Sohlstufe Lehen – Wasserkraftwerke im urbanen Gebiet Martin Pfisterer

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Herausforderungen des heutigen wasserbaulichen Versuchswesens mit drei Beispielen Giovanni De Cesare, Michael Pfister, Milad Daneshvari, Martin Bieri

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Hochwasserbewusstsein zehn Jahre nach dem «Jahrhundertereignis» im Osterzgebirge und an der Elbe Antje Bornschein, Reinhard Pohl

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Herstellung der Durchgängigkeit des Mündungsdeltas der Rur in die Maas Gereon Hermens, Rita Keuneke

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Fischabstiegs- und Fischschutzanlagen an der Wasserkraftanlage ECI-Centrale in Roermond/Niederlande Ulrich Dumont, Gereon Hermens

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Zentralisierung und Auswertung von Messdaten in wasserwirtschaftlichen Systemen Karina Mäder

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Software zur effektiven Messdatenauswertung Stefan Hoppe, René Gómez López de Munaín, Antonio Gómez-Perretta, Manuel Gómez de Membrillera Ortuño Prozessintegration der Talsperrenüberwachung in eine GeODin-Datenbank Frank Roesler, Thomas Anders Das geometrische Nivellement als Alternative zum hydrostatischen Nivellement Sven Fleischhauer

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Entwicklungen in der Energiepolitik – Auswirkungen auf die Wasserkraft Hans Bünting

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Wasserkraft als Netzdienstleister am Beispiel der E.ON Wasserkraft GmbH Michael Brucker

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Wasser als Energiespeicher – neue Ideen und Konzepte Markus Aufleger, Barbara Brinkmeier, Robert Klar, Valerie Neisch

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Pumpspeichertechnologien im Vergleich Jörg-Peter Albrecht

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Kraftwerk Koralpe – Aufwertung zum Pumpspeicherkraftwerk Karl Nackler

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Wasserkraftpotenzial der Schweiz – Möglichkeiten und Grenzen Roger Pfammatter Das

Wasserkraftpotenzial

«Wasser Energie Luft» – 104. Jahrgang, 2012, Heft 3, CH-5401 Baden

Öster-

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Bodenmonitoring mit faseroptischen Extensometern Heinz Döring 251

Nachrichten

fachlich mit der Berechnung stationärer und transienter Strömungen von Flüssigkeiten und Gasen in Rohrnetzen auseinandersetzen.

Der Grossteil der Rohrleitungssysteme und Rohrnetze (Wasser, Gas, Öl, Industrie, …) wird heutzutage mit Hilfe von hydronumerischen Simulationen strömungstechnisch bemessen und optimiert.

Die hierzu erforderlichen Grundlagen der auftretenden stationären bzw. instationären Rohrströmungen sowie geeignete Simulationsmodelle und deren notwendige Randbedingungen werden im ersten Teil des Buches abgeleitet und vorgestellt. Die diskutierten Theorien und deren praktische Anwendungen basieren primär auf einphasigen Flüssigkeiten, wobei aufgrund des angestrebten Praxisbezugs vorwiegend Wasser als Fluid berücksichtigt wird. Eine Ausweitung und Verallgemeinerung auf andere Flüssigkeiten und Gase ist jedoch ohne weiteres gegeben. Dies wird durch weitergehende Ausführungen zur Gasausscheidung und Kavitation, zur Zweiphasenströmung sowie zur transienten Gasströmung untermauert.

Das Druckstossphänomen in Rohrleitungen stellt einen elementaren Schwerpunkt des Buches dar und prädestiniert es somit als wichtiges Fach- und Lehrbuch für das technische Verständnis dieser Problematik. Dies zeigt sich in der detaillierten Herleitung und Berechnung dynamischer Drücke, Kräfte und Auflagerreaktionen sowie in der ausführlichen Diskussion der Dämpfungsmassnahmen mittels optimierter Stellgesetze bei Steuerorganen bzw. durch viskoelastische Eigenschaften der Systeme.

Ergänzt werden die theoretischen Ausführungen durch die Bereitstellung kleinerer Programmmodule zu Übungszwecken einschliesslich der Möglichkeit des Zugangs zum Internet. Eine Abrundung erfährt das Buch durch die Präsentation von hydronumerischen Simulationsprogrammen, mit denen im Anschluss eine praktische Durchführung von Druckstossberechnungen in Rohrleitungsnetzen möglich wird. In einem finalen Kapitel erfolgt dann die Durchrechnung realer Anwendungsbeispiele unter Verwendung verschiedener Rechenmodule einschliesslich einer gegenseitigen, kritischen Vergleichsbetrachtung.

Der Leser kann sich die notwendigen Fakten wissenschaftlich fundiert und didaktisch hervorragend aufbereitet, zügig erlesen und mittels der beigefügten PCÜbungsbeispiele auch praktisch veranschaulichen. In der nun erschienenen 3.

Nachrichten

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Verteilte faseroptische Dehnungsmessungen in Betonbauwerken, Lockergestein und Hangrutschungen Roland Hoepffner, Gerhard Kapeller, Matthias Goltz, Markus Aufleger

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Die Schiffbarmachung des Hochrheins bis zum Bodensee – Rückblick auf die einstigen Projekte Daniel L. Vischer

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Pumpspeicheranlagen – ihre Entwicklung im Rückblick und Ausblick Günther Heigert

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Ökohydraulische Kriterien für den Talsperrenbetrieb Klaus Jorde

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Energieeffizienz in der Fernwasserversorgung am Beispiel der Landeswasserversorgung Frieder Haakh

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Dichtungssysteme in Deichen – eine vergleichende Betrachtung Georg Heerten, Hans-Burkhard Horlacher

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Wirbeldrossel, Wirbelventile und Wirbelabscheider – von der Grundlagenforschung zu Industrieprodukten Hansjörg Brombach

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Akteure im Hochwasserrisikomanagement am Beispiel der Verkehrsplanung Uwe Müller

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Der Beitrag der wissenschaftlichtechnischen Verbände im Umsetzungsprozess der europäischen Hochwasserrisikomanagement-Richtlinie Robert Jüpner, Klaus Piroth

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Spielerische Schadensminderung mit SchaVIS Ernesto Ruiz Rodriguez, Sonja Tuxhorn

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Identifikation möglicher Hochwasserschutzziele in einem partizipativen Prozess am Beispiel der Stadt Vallendar Martin Cassel, Roland Boettcher, Ralf Jansen

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Stand der Umsetzung der Hochwasserrisikomanagement-Richtlinie im Rheingebiet Bernd Worreschk

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Beteiligung von Bürgern im Vorfeld von Planungen – ein Plus für den Hochwasserschutz?

Jens Seifert

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Umsetzung der europäischen Hochwasserrisikomanagementrichtlinie im deutschen Elbe-Einzugsgebiet Sven Schulz, Wenke Kahrstedt

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Hochwasserpartnerschaft aus Sicht einer Kommune Reinhard Nieberg

I ndustriemit ndustr ie mit teilungen tei lunge n Photovoltaik-Wasser-Hybridkraftwerke: Pilotanlage einer schwimmenden Photovoltaikplattform «Waterlily» auf dem Marmorera-Stausee in Graubünden geplant Zusammen mit dem ewz plant die Firma HydroSun AG eine 50 kW PV Versuchsanlage. Sie soll ab 2013 für eine Zeitperiode von fünf Jahren im Bündner MarmoreraStausee in Betrieb stehen. Das innovative Anlagekonzept der HydroSun AG möchte den Solarstromertrag im Vergleich zum schweizerischen Mittelland fast verdoppeln und den Winteranteil der Stromproduktion markant erhöhen.

Vorstudien haben gezeigt, dass das Solarstrahlungsangebot an geeigneten Standorten in den Schweizer Alpen bis 1.6 mal höher ist als im Schweizerischen Mittelland. Wenn man die «Waterlily» Solarstrominsel zusätzlich von Osten

nach Westen dem Sonnengang nachführt, kann der Solarstromertrag fast bis zu einem Faktor 1.8 gesteigert werden.

Hilfreich sind dabei auch die tiefen Temperaturen und die Bodenreflexion von Eis und Schnee im Winterhalbjahr. Für die Elektrizitätswirtschaft interessant ist der Doppelnutzen des hybriden Betriebs von Photovoltaik und Wasserkraft am gleichen Standort. Der bestehende Stausee wird quasi zur Batterie der Photovoltaikanlage. Das Photovoltaikkraftwerk kann bedarfsgerecht mehr Strom bereitstellen.

Die Solarstromanlage profitiert von der bereits bestehenden Infrastruktur des Wasserkraftwerks.

Die Herausforderungen sind gross: Eine solche Anlage muss bei Wind und Wetter den besonderen Anforderungen in den Alpen standhalten. Zusätzlich muss die Waterlily ohne Probleme im gefrorenen Stausee und bei schwankendem Wasserspiegel betrieben werden können. Die technische Machbarkeit ist in der Praxis nachzuweisen. ewz hat sich bereit erklärt, dieses innovative Pilotprojekt zu unterstützen und somit diesem Vorhaben zu einem möglichen Durchbruch zu verhelfen.

Die geplante Anlage hat eine Nennleistung von ca. 50 kW, ist 400 m2 gross und soll als schwimmende Plattform jährlich 60 000– 90 000 kWh produzieren, 40% davon im Winterhalbjahr. In einer umfassenden Begleituntersuchung und Messkampagne werden die Stromproduktion, das Verhalten der Anlagen und die Umweltverträglichkeit beobachtet, ausgemessen und ausgewertet. Anhand der Pilotanlage sollen die Machbarkeit und Wirtschaftlichkeit

Fotomontage 50 kW Waterlily Versuchsanlage mit unsichtbaren Tauchschwimmern (HydroSun AG).

«Wasser Energie Luft» – 104. Jahrgang, 2012, Heft 3, CH-5401 Baden

WCS – Water Control Systems® – Messgeräte und Sensorik MTA Messtechnik entwickelt, produziert und vertreibt weltweit «WCS – Water Control Systems®», eine patentierte Lösung, die es dem Anwender erlaubt, Trinkwasser- und Abwasseranlagen per Internet in Echtzeit zu überwachen, um z.B. Wasserverlustanalysen durchzuführen.

«WCS – Water Control Systems®» ist für den Batteriebetrieb ausgelegt und erlaubt so das Monitoring von Anlagen wie Hochbehälter, Quellfassungen und Brun-

WCS – Water Control Systems® .

nen in Regionen ohne Energieversorgung oder Datenleitung. Anwendungsbeispiele sind neben der Überwachung von Trinkwasseranlagen, Temperatur- und Durchflussmessungen in Abwasserleitungen, Grundwasserpegelmessungen, IndustrieUmweltmessungen sowie HochwasserFrühwarnsysteme für Flüsse.

Mit der Produktlinie «WCS Messgeräte und Sensorik» komplettiert MTA Messtechnik nun sein Portfolio auf dem Gebiet des mobilen Monitorings. Das Programm umfasst Messgeräte für Pegel, Druck, Temperatur und Leitfähigkeit, Datenlogger bis hin zu Komplettsystemen für mobile Durchflussmessungen sowie umfangreiches Zubehör.

Alle Produkte werden ausschliesslich in der EU produziert und garantieren hohe Genauigkeit und Zuverlässigkeit. Dank ihrer Eigenschaften wie kurze Ansprechzeiten, einfache Handhabung und robuste Ausführung sind die Messgeräte sowohl für den täglichen Arbeitseinsatz als auch für Forschung und Entwicklung bestens geeignet.

Mit der Bakrona Zürich AG hat MTA Messtechnik GmbH einen kompetenten und verlässlichen Partner gefunden, der die WCS Messgeräte in der Schweiz ab sofort über www.bakrona-zuerich.ch/mta vertreibt.

«Wir freuen uns über diese vielversprechende Partnerschaft», erklärt Marko Taferner, Geschäftsführer MTA Messtechnik GmbH. «Mit Bakrona Zürich AG haben wir einen Distributionspartner unter Vertrag genommen, bei dem wir sicher sein können, dass unsere messtechnischen Produkte hinsichtlich Know-how und Marktkompetenz in den besten Händen sind.»

Bakrona Zürich AG vertreibt seit gut 15 Jahren Produkte von Onset Comp., welche zu einem grossen Teil in der Forschung eingesetzt werden (Universitäten, Fischerei, Landwirtschaft, Lawinenforschung, Wetter- und Klimaforschung). Bakrona Zürich AG freut sich nun, mit «WCS – Water Control Systems®» zusätzliche Produkte anzubieten, welche direkt im Wasser- und Ressourcenmanagement eingesetzt werden können und somit der Nachhaltigkeit des schweizerischen Wasserschlosses dienen.

Kontakt Bakrona Zürich AG, Seestrasse 357 Postfach 674, CH-8038 Zürich Michael Oberholzer Tel. +41 (0) 44 483 03 33 info@bakrona-zuerich.ch www.bakrona-zuerich.ch

«Wasser Energie Luft» – 104. Jahrgang, 2012, Heft 3, CH-5401 Baden

MTA Messtechnik GmbH Handelsstrasse 14-16, A-St. Veit an der Glan, Mag. Sylvia Petschnig Tel. +43-(0)-4212-7149115 s.petschnig@mta-messtechnik.at www.mta-messtechnik.at

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Mit der Gysi AG steht den Kunden, vornehmlich aus der Energie- und Wasserwirtschaft ein verlässlicher Schweizer Liefer- und Ansprechpartner beispielsweise für das Optimieren und Revidieren von bestehenden Anlagen oder für Neuanlagen zur Verfügung. Das Unternehmen ist zertifiziert nach ISO 9001:2008 und ISO 14001:2004. Umfangreiches Knowhow und neuste Entwicklungen/Forschungen stehen über ein Netzwerk von erfahrenen Spezialisten aus Hochschulen und Instituten aus der Schweiz zur Verfügung.

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Nachrichten

eines Solar-Wasser-Hybridkraftwerkes aus mehreren «Waterlilies» auf Stauseen beurteilt werden können.

Anfangs Juli wurden die Bewohner der Gemeinde Marmorera durch die Firma HydroSun AG im Beisein der Kantonalen Behörden und Vertretern des ewz über die Projektabsicht informiert. Ein entsprechendes Baugesuch wurde bei den Behörden im Kanton Graubünden eingereicht.

HydroSun AG, Feldmeilen ist eine JointVenture Gesellschaft der Firmen TNC Consulting AG in Feldmeilen mit 25 Jahren Erfahrungen auf dem Gebiet der Photovoltaik, Entwicklung, Anwendung und Umsetzung und der Firma Staubli, Kurath & Partner AG in Zürich, ein auf Wasserbau spezialisiertes Ingenieurbüro mit über 20 Jahren Erfahrungen mit Bauten und Konstruktionen im, auf und unter Wasser. ewz versorgt seit 1892 die Stadt Zürich und Teile des Kantons Graubünden mit Strom und bietet Dienstleistungen rund ums Thema Energie an. ewz beschäftigt 1100 Mitarbeitende, davon 100 in Graubünden, und zählt zu den zehn umsatzstärksten Energiedienstleistungsunternehmen in der Schweiz.

(HydroSun/EWZ)

Nachrichten

Energiedienst und die Kraftwerk Augst AG feierten 100 Jahre Zwillingskraftwerk Augst-Wyhlen Festredner schnitten gemeinsam die symbolische Geburtstagstorte an – Erfolgreiche, grenzüberschreitende Kooperation gewürdigt.

Seit Betriebsstart 1912 nutzen das Energiedienst Wasserkraftwerk Wyhlen und das Kraftwerk Augst die Energie des Rheinwassers zu gleichen Teilen. Beim heutigen Festakt feierten die beiden Unternehmen die traditionsreiche Nutzung des Rheinwassers zur Energieerzeugung über die Deutsch-Schweizer Landesgrenze hinweg.

Höhepunkt der Veranstaltung war der Anschnitt der symbolischen Geburtstagstorte für das 100-jährige Zwillingskraftwerk durch die Festredner Bundesrätin Doris Leuthard, Vorsteherin des Eidgenössischen Departements für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation, Dr. Nils Schmid, MdL, Minister für Finanzen und Wirtschaft des Landes Baden-Württemberg, Regierungsrat Peter C. Beyeler, Vorsteher des Departements Bau, Verkehr und Umwelt des Kantons Aargau, Ernst Frey, Präsident des Verwaltungsrats der Kraftwerk Augst AG, und Martin Steiger, Vorsitzender der Geschäftsleitung der Energiedienst Holding AG.

«Das Zwillingskraftwerk von Augst-Wyhlen steht für eine fruchtbare grenzüberschreitende Zusammenarbeit zwischen der Schweiz und Deutschland sowie für eine zuverlässige Versorgung mit nachhaltig produzierter Energie. Besser könnten die Voraussetzungen für die Fortsetzung dieser hundertjährigen Erfolgsgeschichte kaum sein», so Bundesrätin Doris Leuthard, Vorsteherin des Eidgenössischen Departements für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation.

Finanz- und Wirtschaftsminister Nils Schmid lobte die gemeinsame Nutzung der Wasserkraft des Rheins durch Schweizer und Deutsche als gutes Beispiel dafür, dass grenzüberschreitende europäische Zusammenarbeit den Menschen in der Region Vorteile bringe. «Die Wasserkraft in Baden-Württemberg leistet einen wichtigen Beitrag zur Sicherheit, Bezahlbarkeit und Klimaverträglichkeit der Stromversorgung im Südwesten. Deswegen wird die Landesregierung weiter nach Möglichkeiten zur Erhöhung der Erzeugungskapazitäten aus Wasserkraft suchen», erklärte Schmid. «Über den Rhein hinweg bilden das Land Baden-Württemberg und der Aargau eine gemeinsame Region. Daraus ergeben sich gemeinsame Anliegen und gemeinsame Projekte. So haben wir eine erfolgreiche Zusammenarbeit aufgebaut, die transparent und verlässlich ist: Wir informieren uns gegenseitig über die Vorhaben, die grenzüberschreitende Auswirkung haben. Das

Beim Festakt schnitten die Redner die symbolische Geburtstagstorte für das 100-jährige Zwillingskraftwerk an (v.l.): Regierungsrat Peter C. Beyeler, Vorsteher des Departements Bau, Verkehr und Umwelt des Kantons Aargau, Dr. Nils Schmid, MdL, Minister für Finanzen und Wirtschaft des Landes Baden-Württemberg, Bundesrätin Doris Leuthard, Vorsteherin des Eidgenössischen Departements für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation, Martin Steiger, Vorsitzender der Geschäftsleitung der Energiedienst Holding AG und Ernst Frey, Präsident des Verwaltungsrats der Kraftwerk Augst AG. (Quelle: Energiedienst/C. Pfisterer).

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Bau Stauwehr/April 1912: Im Gegensatz zu den beiden Maschinenhäusern wurde das 212 Meter lange Stauwehr gemeinsam errichtet. (Quelle: Energiedienst)

Luftaufnahmen Zwillingskraftwerk Augst-Wyhlen: Das zur EnergiedienstGruppe gehörende Rheinkraftwerk in Wyhlen ist Teil des Zwillingskraftwerks Augst-Wyhlen und wurde in den Jahren 1908 bis 1912 gleichzeitig mit dem auf der Schweizer Seite liegenden Kraftwerk Augst errichtet. Ein gemeinsam bewirtschaftetes Stauwehr verbindet die beiden Kraftwerke, die seit Betriebsstart 1912 die Energie des Rheinwassers zu gleichen Teilen nutzen. (Quelle: Energiedienst/E.Brunner) Zwillingskraftwerk Augst-Wyhlen ist Ausdruck dieser guten Partnerschaft», betonte Regierungsrat Peter C. Beyeler, Vorsteher des Departements Bau, Verkehr und Umwelt des Kantons Aargau.

«Die Energiewende erfordert, erneuerbare Energien auszubauen. Die Wasserkraft hat noch Ausbaupotenzial. Dieser Ausbau wird aber nur funktionieren, wenn wir dies im Einklang mit der Natur tun und dabei auch die nationalen Grenzen überwinden.

Die 100-jährige Erfolgsgeschichte des Zwillingskraftwerks Augst-Wyhlen zeigt dies sehr eindrücklich», so Martin Steiger, Vorsitzender der Geschäftsleitung der Energiedienst Holding AG. «Wir freuen uns, dass hochrangige Regierungsvertreter aus Deutschland und der Schweiz heute hier sind. Das zeigt die Bedeutung des Zwillingskraftwerks weit über die Region hinaus», sagte Ernst Frey, Präsident des Verwaltungsrats der Kraftwerk Augst AG www.kwa.ch / www.energiedienst.de

«Wasser Energie Luft» – 104. Jahrgang, 2012, Heft 3, CH-5401 Baden

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«Wasser Energie Luft» – 104. Jahrgang, 2012, Heft 3, CH-5401 Baden

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Nachrichten

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Schweizerische Fachzeitschrift für Wasserrecht, Wasserbau, Wasserkraftnutzung, Gewässerschutz, Wasserversorgung, Bewässerung und Entwässerung, Seenregulierung, Hochwasserschutz, Binnenschifffahrt, Energiewirtschaft, Lufthygiene.

Revue suisse spécialisée traitant de la législation sur l’utilisation des eaux, des constructions hydrauliques, de la mise en valeur des forces hydrauliques, de la protection des eaux, de l’irrigation et du drainage, de la régularisation de lacs, des corrections de cours d’eau et des endiguements de torrents, de la navigation intérieure, de l’économie énergétique et de l’hygiène de l’air.

Gegründet 1908. Vor 1976 «Wasser- und Energiewirtschaft», avant 1976 «Cours d’eau et énergie» Redaktion: Roger Pfammatter (Pfa), Direktor des Schweizerischen Wasserwirtschaftsverbandes Layout, Redaktionssekretariat und Anzeigenberatung: Manuel Minder (mmi) ISSN 0377-905X Verlag und Administration: Schweizerischer Wasserwirtschaftsverband, Rütistrasse 3a, CH-5401 Baden, Telefon 056 222 50 69, Telefax 056 221 10 83, http://www.swv.ch, info@swv.ch, E-Mail: r.pfammatter@swv.ch, m.minder@swv.ch, Postcheckkonto Zürich: 80-32217-0, «Wasser Energie Luft», Mehrwertsteuer-Nr.: 351 932 Inseratenverwaltung: Manuel Minder · Schweizerischer Wasserwirtschaftsverband (SWV) Rütistrasse 3a · 5401 Baden · Telefon 056 222 50 69 · Fax 056 221 10 83 · E-mail: m.minder@swv.ch Druck: buag Grafisches Unternehmen AG, Täfernstrasse 14, 5405 Baden-Dättwil, Telefon 056 484 54 54, Fax 056 493 05 28 «Wasser Energie Luft» ist offizielles Organ des Schweizerischen Wasserwirtschaftsverbandes (SWV) und seiner Gruppen: Associazione Ticinese di Economia delle Acque, Verband Aare-Rheinwerke, Rheinverband und des Schweizerischen Talsperrenkomitees.

Jahresabonnement CHF 120.– (zuzüglich 2,5% MWST), für das Ausland CHF 140.–, Erscheinungsweise 4  pro Jahr im März, Juni, September und Dezember Einzelpreis Heft, CHF 30.–, zuzüglich Porto und 2,5% MWST

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«Wasser Energie Luft» – 104. Jahrgang, 2012, Heft 3, CH-5401 Baden

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Spitzenstrom dank Wasserkraft.

Rekordhalter in Sachen Tempo: Keine Stromproduktion ist so schnell wie die Wasserkraft – auf grosse Nachfrageschwankungen kann in Sekunden reagiert werden.

Produktion ohne Verluste: Mit einem Wirkungsgrad zwischen rund 80% und 90% ist Wasserkraft mit Abstand die effizienteste Art der Energiegewinnung.

Ergänzung zu Solarund Windenergie: Solar- und Windenergie-Anlagen können wetterbedingt plötzlich ausfallen.

Wasserkraft macht diese Ausfälle problemlos wett.

Sicherheit im Netz: Für sicheren Netzbetrieb müssen sich nachgefragte und produzierte Strommenge stets die Waage halten. Wasserkraft schafft den Ausgleich.

Eine gigantische Batterie:

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«Wasser Energie Luft» – 104. Jahrgang, 2012, Heft 3, CH-5401 Baden

mmi · swv · 9/08

Die Wassermassen, die in unseren Speicherkraftwerken lagern, sind Reserven, die ganz nach Tages-, Wochen- oder Jahreszeit-Bedarf angezapft werden können.