zek Hydro - Ausgabe 2 - 2019 by zek Magazin

APRIL 2019

Verlagspostamt: 4820 Bad Ischl · P.b.b. „03Z035382 M“ – 17. Jahrgang

Fachmagazin für Wasserkraft

SMALL AND MINI HYDROPOWE R SOLUTIONS

Wild Metal

HYDRO Kraftwerk Kirchbichl voll im Zeitplan Val Strem nach Felssturz wieder in Betrieb Sichere Stromversorgung unter dem Matterhorn Welt-Innovation ermöglicht Erneuerung von Oschenik 1

“FROM WATER-TO-WIRE“

ANDRITZ HYDRO ist der weltweit führende Anbieter im Markt für Kleinund Kleinstwasserkraftwerke und liefert, basierend auf vordefinierten Modulen, das gesamte Spektrum der elektromechanischen Ausrüstung zur Unterstützung des gesamten

Lebenszyklus eines Wasserkraftwerks – „from water-to-wire“. Wir bieten optimierte Lösungen für alle Arten von Kleinwasserkraftwerken, bis zu einer Leistung von 30 MW pro Einheit.

In über 30 Jahren hat ANDRITZ Hydro mehr als 3.000 Maschinensätze mit einer Gesamtkapazität von fast 10.000 MW geliefert. Pro Jahr setzt ANDRITZ Hydro an die 120 Anlagen weltweit in Betrieb, die nachhaltig saubere Energie produzieren.

www.zek.at ANDRITZ HYDRO GmbH ⁄ www.andritz.com/hydro

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HYDRO

Zur Sache

WIR BRAUCHEN EINEN PREIS FÜR CO2

an kann durchaus von einem starken Zeichen sprechen, das zigtausende Jugendliche seit Wochen mit ihren Protesten weltweit setzen. Unter dem Slogan „Fridays for Future“ verlangen die Jungen eine Abkehr von der allzu lahmen Klimapolitik der jüngsten Vergangenheit. Zu Recht fordern sie Maßnahmen ein, die einen Klimakollaps verhindern sollen. Und sie bekommen Unterstützung. Nicht nur, dass weite Kreise des Bürgertums dem plötzlich politisierten Nachwuchs applaudieren, auch die Wissenschaft übt den Schulterschluss. Länderübergreifend haben kürzlich nicht weniger als 12.000 Wissenschaftlerinnen aus Deutschland, Österreich und der Schweiz eine Unterstützungserklärung unterzeichnet, in der es wörtlich heißt, die Anliegen der Demonstranten seien „berechtigt“ und „gut begründet“. Zugleich kritisieren die Wissenschaftler in ihrer Stellungnahme die ihrer Meinung nach unzureichende Klimapolitik in den drei Nachbarländern. Sie prangern in dem Dokument vor allem das langsame Tempo und den mangelhaften Umfang an, mit dem die Bereiche Energie, Ernährung, Landwirtschaft, Ressourcennutzung und Mobilität umgebaut werden. Die Forderung der Jugendlichen nach schnellem und nachhaltigem Handeln könnten die Wissenschaftlerinnen und Wissenschaftler daher nur nachdrücklich unterstützen, wie es heißt. Im Kanon der Forderungen der jugendlichen Demonstranten sind jedoch auch vielfach Stimmen zu vernehmen, die einen radikalen Umbruch unseres ganzen Systems, den Weg zur „Verzichts-Gesellschaft“, verlangen. Doch das wird nicht funktionieren. Bei allem Verständnis für die Anliegen der Jugend und die Dringlichkeit des Problems ist überstürztes Handeln nicht das Gebot der Stunde. Vielmehr gilt es, intelligente Lösungen zu suchen und diese konsequent umzusetzen. Paradoxerweise hätten wir schon länger ein derartiges intelligentes und zugleich effizientes Werkzeug in Händen, das bislang nur höchst unzulänglich genutzt wurde: die Bepreisung von CO2. Kohlendioxid muss einen Preis haben, damit CO2-arme oder gar CO2-neutrale Technologien wirtschaftlich attraktiv werden. Erst kürzlich verfassten die beiden ehemaligen Politgranden Edmond Alphandéry, früherer Wirtschaftsminister Frankreichs, sowie Hans Eichel, Ex-Finanzminister Deutschlands, gemeinsam einen interessanten Artikel für das deutsche Handelsblatt, in dem sie sich mit Nachdruck für eine nachhaltige CO2-Bepreisung aussprachen. Wörtlich heißt es darin: „In der EU ist der europäische Emissionshandel ETS das wichtigste Klimaschutzinstrument, ist aber bisher kaum wirksam. Es gilt nur für den Energiesektor, nicht aber für Verkehr und Wärmemarkt. Es bietet auch keinen verlässlichen und langfristig gesicherten Handlungsrahmen, da die Preise volatil sind. Deshalb ist es notwendig einen Mindestpreis für CO2 einzubauen.“ Die schlagartige Einführung eines hohen CO2-Preises erachten die beiden als nicht zielführend, da die damit verbundenen wirtschaftlichen und sozialen Verwerfungen kaum beherrschbar wären. Sie plädieren daher für eine schrittweise Anhebung eines allgemeinen, in ganz Europa gültigen CO2-Preises. Auf diese Weise wäre, wie auch zahlreiche Wissenschaftler bestätigen, eine Transformation hin zu einer CO2-armen Technologie erreichbar. Die Einnahmen aus einem funktionierenden CO2-Markt sollten dazu verwendet werden, um soziale und wirtschaftliche Härtefälle abzufedern, so die Theorie der beiden Wirtschaftsexperten. Erhöhten CO2-Preisen wird häufig mit dem Argument „Verlust der internationalen Wettbewerbsfähigkeit“ begegnet. Um zu verhindern, dass Industrien mit hohem CO2-Output ihre Produktion in Länder ohne CO2-Bepreisung auslagern, müsste laut Eichel & Alphandéry dafür Sorge getragen werden, dass etwa zwischen China und der EU konvergierende CO2-Preise herrschen. Kein gänzlich unrealistisches Szenario, wenn man das Interesse Chinas am europäischen Emissionshandel berücksichtigt. Als Fazit schlagen die ehemaligen Minister einen Mindestpreis von 25 Euro/Tonne CO2 vor, der schrittweise erhöht werden sollte. Auf diese Weise wäre ein Absinken unter ein Niveau ausgeschlossen, das die CO2-Bepreisung wieder zu jenem völlig stumpfen Instrument verkommen ließe, das es bislang war. Im Vorspann ihres vielbeachteten Artikels schreiben Eichel & Alphandéry: „Wir müssen viel härter umsteuern, um die Erderwärmung auf unter zwei Grad zu begrenzen. Denn nichts weniger als die Zukunft der Menschheit steht auf dem Spiel.“ Dem ist nichts mehr hinzuzufügen. Abschließend möchte ich mich wieder bei allen bedanken, die am Entstehen der vorliegenden Ausgabe mitgeholfen haben. Ich darf Ihnen, liebe(r) Leser(in) eine gute Zeit mit der neuen zek HYDRO wünschen. Ihr Mag. Roland Gruber (Chefredakteur) rg@zekmagazin.at

April 2019

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HYDRO

Inhalt

KW FINDELNBACH

32 KW HEIDADORF

37 KW KIRCHBICHL

48 KW ARBESBACH

Aktuell

Projekte

Technik

08 Interessantes & Wissenswertes SHORT CUTS

20 Stausee Mooserboden für Revisionszwecke entleert PSKW LIMBERG II

40 Oberösterreicher setzen Meilen stein in Automatisierungstechnik HEROS 4.0

Standpunkt

42 Evolution in der Alarmierungs technologie vorangetrieben SIPOCON-H

22 Wasserspeicherung als ökologische Forderung PELIKAN

Projekte 23 Neue Technik macht Kraftwerks betrieb sicher und effizient KW FINDELNBACH 28 Partschins setzt auf Autarkie – Ökostrom aus dem Apfelhain KW SALTEN 32 Walliser Kraftwerk produziert Strom für 4.000 Haushalte KW HEIDADORF 03 Editorial 06 Inhalt 08 Impressum

April 2019

37 Großprojekt in Tirol – Erweiter rung schreitet planmäßig voran KW KIRCHBICHL

Projekte 45 Kraftwerk in Honduras setzt auf österreichisches Know-how KW PENCALIGUE 48 Kraftwerksbetreiber versorgt eigene Anlagen in der Oststeiermark KW ARBESBACH 52 Refurbishment steigert Leistung um 10 Prozent ILLERKANAL-KRAFTWERKE 56 Endspurt zur Inbetriebnahme des neuen Kleinkraftwerks KW RATSCHFELD

HYDRO

Inhalt

KW NEU-ULM

KW VAL STREM

PSKW OSCHENIK I

SCHWERPUNKT

Technik

Anzeigen

58 Erprobter Kompaktantrieb erst malig in einem Wasserkraftwerk KW STORR LOCH

69 i:GEAR 4.0 erhöht Betriebssicher heit von Wasserkraftwerken EISENBEISS

Amiblu U2 Total U3 Andritz Hydro U4 Schubert Opener

Projekte

72 Burgenländer entwickeln Sonder dichtung für Kaplanturbine SEAL MAKER

59 Kraftwerk nach Felssturz mit Coanda-Technik ausgestattet KW VAL STREM 62 KWO baut Ersatzstaumauer an der Grimsel SPITALLAMM-SPERRE

Recht 64 Verträge zur Errichtung oder Rehabilitation – die Erfolgsfaktoren GEISSELER LAW

zek HYDRO 02/2019

ASWA 34 AUMA 15 BHM-Ing. 16 Bodner Bau 39 Braun 22 ECOFLUID 79 Eisenbeiss 71 Elin 13 Etertec 57 EUT 30 Franke Filter 78 Fürholzer Bau 57 Geotrade 51 Global Hydro Energy 41 Gufler Metall 31 Hitzinger 35 HSI 55 Hydac International 82 InterTechno 57 Koch IB 54 Kössler 9 Ossberger 18 Rehart 12 Seal Maker 11 Siemens 44 SORA 10 TRM-Tiroler Rohre 14 TU-Graz 17 Wagner-Nüziders 35 Wild Armaturen 36 Wild Metal 61 WKV 19

73 Kelag gelingt die Erneuerung von Speicherpumpe Oschenik 1 PSKW OSCHENIK I

Schwerpunkt 78 Unverzichtbare Komponenten in der Wasserkraft ÖLE & SCHMIERSTOFFE 79 Betreiber entscheiden sich für umweltschonende Schmierstoffe ÖLE & SCHMIERSTOFFE 80 Wenn Schmierstoffe Einfluss auf die Performance haben ÖLE & SCHMIERSTOFFE 82 HYDAC schützt Anlagen vor elektrostatischen Aufladungen ÖLE & SCHMIERSTOFFE

April 2019

HYDRO

April 2019

HERAUSGEBER

Mag. Roland Gruber und Günter Seefried VERLAG

Gruber-Seefried-Zek Verlags OG Lindaustraße 10, 4820 Bad Ischl Tel. & Fax +43 (0)6247-84 726 office@zekmagazin.at www.zek.at CHEFREDAKTION

Foto: VERBUND

Mag. Roland Gruber, rg@zekmagazin.at Mobil +43 (0)664-115 05 70

Achim Kaspar (Vorstandsmitglied VERBUND AG), Landeshauptfrau Johanna Mikl-Leitner, Michael Strugl (strv. Vorsitzender des Vorstandes VERBUND AG), vor dem riesigen Kaplanlaufrad im KW Greifenstein.

REDAKTION

Mag. Andreas Pointinger, ap@zekmagazin.at Mobil +43 (0)664-22 82 323 Mario Kogler, BA, mk@zekmagazin.at Mobil+43 (0)664- 240 67 74 MARKETING

Günter Seefried, gs@zekmagazin.at Mobil +43 (0)664-3000 393 ORGANISATION

Erika Gallent, office@zekmagazin.at Mobil +43 (0)664-2426 222 GESTALTUNG

Foto: zek

DER WASSERZINS IN DER SCHWEIZ WIRD VORERST NICHT GESENKT Der Nationalrat ist dem Vorschlag des Bundesrates gefolgt, wonach man in der Schweiz das heutigen Niveau des Wasserzinsmaximums nicht absenken werde. Mit 187 zu 2 Stimmen sprach sich nun der Nationalrat nach dem Ständerat für das revidierte Wasserrechtsgesetz aus. Das bedeutet, dass die Wasserzinsobergrenze vorerst bis 2024 bei 110 CHF pro Kilo watt Bruttoleistung verbleibt. Wie der Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen (VSE) mitteilte, habe sich der Wasserzins in seiner über hundertjährigen Geschichte mehr als verzehnfacht und mache heute fast ein Viertel der durchschnittlichen Gestehungskosten der Wasserkraft aus. Allein in den letzten zehn Jahren wurde der Wasserzins um fast 40 Prozent angehoben – während die Strompreise um nahezu 60 Prozent gefallen sind. VSE sieht ob der massiven Abgabenbelastung einen klaren Wettbewerbsnachteil für die eidgenössische Wasserkraft vor allem gegenüber der fossilen Stromproduktion. Die Wasserkraft in der Schweiz bezahle derzeit eine zwei bis fünf Mal höhere Abgabe als jene im umliegenden Ausland, argumentierte etwa Christian Wasserfallen von der FDP/BE. Aktuell ist ein neues Modell zum Diskussionsthema geworden: Der Ständerat schlug vor, dass der Wasserzins zukünftig aus einem fixen und einem vom Marktpreis abhängigen Teil bestehen soll. Heute spülen die Wasserzinsen den Standortkantonen und -gemeinden der Wasserkraftwerke jährlich rund 550 Mio. CHF in die Kassen. Ein Großteil der Einnahmen entfällt auf die Bergkantone Wallis, Graubünden, Tessin und Uri sowie auf Bern und Aargau.

Impressum

Rund 25 Prozent der Gestehungskosten in der Wasserkraft entfallen heute in der Schweiz auf den Wasserzins, dessen Obergrenze bei 110 CHF liegt.

Gruber-Seefried-Zek Verlags OG Lindaustraße 10, 4820 Bad Ischl Tel. & Fax +43 (0)6247-84 726 office@zekmagazin.at www.zek.at UMSCHLAG-GESTALTUNG

MEDIA DESIGN: RIZNER.AT Stabauergasse 5, A-5020 Salzburg Tel.: +43 (0)662/8746 74 E-Mail: m.maier@rizner.at DRUCK

Druckerei Roser Mayrwiesstraße 23, 5300 Hallwang Telefon +43 (0)662-6617 37 VERLAGSPOSTAMT

A-4820 Bad Ischl GRUNDLEGENDE RICHTLINIEN

zek Zukunftsenergie und Kommunaltechnik ist eine parteiunabhängige Fachzeitschrift für erneuerbare Energien und zukunftsorientierte Technologien sowie Management im kommunalen Bereich. ABOPREIS

Österreich: Euro 73,00, Ausland: Euro 84,00 inklusive Mehrwertsteuer

Foto: zek

TURBINE IM KRAFTWERK GREIFENSTEIN WIRD IN AUGENSCHEIN GENOMMEN Um weiterhin zuverlässig Strom aus Wasserkraft zu erzeugen, muss eine Donau-Turbine alle neun Jahre zur Inspektion abgestellt werden. Dann besteht die seltene Gelegenheit, ein 6,5 Meter großes Laufrad zu betreten. Die niederösterreichische Landeshauptfrau Johanna Mikl-Leitner nutzte einen Besuch in Greifenstein, um in Begleitung der neuen VERBUND-Vorstandsmitglieder Michael Strugl und Achim Kaspar einen Blick in die gewaltige Ökostrom-Maschine zu werfen. Achim Kaspar, zuständiges Vorstandsmitglied für die Stromerzeugung bei VERBUND: „Gerade in Greifenstein zeigen wir, wie schön Wasserkraft und Natur miteinander in Einklang sind. Aktuell sehen wir, dass selbst unsere Dauerläufer mit bewährter Technik einen Boxenstopp benötigen. Im Zuge eines zweimonatigen Stillstandes konnte ein Maschinensatz für die nächsten Jahre wieder fit gemacht werden.

Aktuell

Der Wasserzins ist eine Abgabe für das Recht, ein öffentliches Gewässer zur Erzeugung von Strom zu nutzen. Die Kantone geben die Höhe vor, doch der Bund setzt die Obergrenze dafür fest.

zek HYDRO erscheint 6x im Jahr. Auflage: 12.000 Stück Dem Ehrenkodex des Österreichischen Presserates verpflichtet

Einfach anders – aber keineswegs einfach Der StreamDiver Kompakt, zuverlässig, umweltfreundlich. Unsere neue Innovation im Bereich der Kleinwasserkraft: der StreamDiver. Mit diesem modularen Kraftwerkskonzept können wir Ihnen kurze Projektlaufzeiten bei reduzierten Bau- und Turbinenkosten anbieten. In allen Phasen profitieren Sie von unserem langjährigen Know-how und unserer bewährten Technologie – von der einfachen Installation bis zum umweltfreundlichen, völlig ölfreien Betrieb.

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HYDRO

Aktuell

Zwei Turbinen vom Typ „StreamDiver“ liefert Voith ins Kleinwasserkraftwerk Gradiste in Nordmazedonien.

Foto: Voith

Im niederösterreichischen Trautmannsdorf soll ein neues Kleinwasserkraftwerk entstehen.

Foto: zek

Foto: Süwag

Foto: zek

Nach rund einjähriger Bauzeit konnte das modernisierte Süwag-Kraftwerk in Nassau wieder seinen Betrieb aufnehmen.

SÜWAG-WASSERKRAFTWERK IN NASSAU WIEDER IN BETRIEB Nach fast einjähriger Bauzeit läuft das Wasserkraftwerk in Nassau in Rheinland-Pfalz seit Jahresbeginn wieder im Regelbetrieb. Mit 6 Mio. kWh produziert es nun jährlich Strom für rund 2.000 Haushalte. „Das bedeutet eine Leistungssteigerung von 10 Prozent oder zusätzliche 200 Haushalte, die wir klimafreundlich mit Strom versorgen können. Unser Wasserkraftwerk ist damit für die kommenden 25 Jahre bestens gerüstet“, resümierte Dominik Kauss, Leiter Wasserkraftwerke bei der Süwag, nach dem erfolgreichen Probebetrieb. Anfang 2018 waren die großen Bauteile, wie Turbine und Generator, demontiert und von einer Spezialfirma generalüberholt worden. Danach wurde die Elektrik der Anlage komplett ausgetauscht und das Gebäude an sich saniert. Im Anschluss folgten die Montage und die Inbetriebsetzung. Rund 2 Mio. Euro hat die Süwag in die Modernisierung in Nassau investiert. ENERGIEPARK BRUCK WILL WASSERKRAFTWERK BAUEN Wie die Niederösterreichischen Nachrichten (NOEN) kürzlich berichteten, will der Energiepark Bruck ein Kleinwasserkraftwerk in der Gemeinde Trautmannsdorf errichten. Für das innovative Energieunternehmen aus der Region Römerland Carnuntum wäre es das erste Wasserkraftwerk in ihrem Ökostrom-Portfolio. Erst unlängst habe der Gemeinderat von Trautmannsdorf laut NOEN einen Nutzungsvertrag für eine bestehende Wehrschwelle am Leitha Werkskanal gestimmt. Rund 50.000 kWh soll das Kleinkraftwerk im Regeljahr erzeugen. Damit könnten etwa 150 Haushalte mit sauberem Strom versorgt werden. Derzeit wird noch geprüft, ob die Anlage zu einem Schauprojekt ausgebaut werden könne, hieß es. Aktuell befindet sich das Projekt in der Genehmigungsphase, mit einem Baubeginn wird nicht vor 2020 gerechnet. VOITH LIEFERT ZWEI STREAMDIVER-TURBINEN NACH NORDMAZEDONIEN Der Technologiekonzern Voith hat einen Auftrag zur Herstellung, Lieferung und Inbetriebnahme von zwei Turbinen des Typs „StreamDiver“ mit einer Leistung von je rund 300 kW für das nordmazedonische Kleinwasserkraftwerk Gradiste erhalten. Voith übernimmt zudem die Montageüberwachung sowie die Lieferung der Absperrschieber. Anfang 2020 soll die Anlage den Betrieb aufnehmen und bis zu 900 Haushalte in der Region Jegunovce nördlich der nordmazedonischen Hauptstadt Skopje mit sauberem Strom aus Wasserkraft versorgen. Das Kraftwerk ist eine von zwölf Anlagen, die aktuell am Fluss Vardar geplant sind und zukünftig den Anteil der Wasserkraft am Gesamtenergiemix Nordmazedoniens steigern sollen. Die StreamDiver-Technologie stellt eine kompakte und einfach aufgebaute Kleinwasserkraft-Technologie dar, die kaum Wartungsarbeiten erfordert.

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April 2019

HYDRO

Aktuell

REGIERUNGSRAT ERTEILT KONZESSION FÜR KRAFTWERK HONDRICH Das Konsortium Hondrich, an dem die BKW mit 51 und Energie Thun AG mit 49 Prozent beteiligt sind, hat für das Wasserkraftwerk Hondrich bei Spiez im Kanton Bern die Konzessionsgenehmigung erhalten. Die Bauarbeiten sind von Frühling 2020 bis Sommer 2023 avisiert. Das Kraftwerk an der Kander wird bei einer Jahresproduktion von rund 34.7 GWh Strom für ca. 7.700 Haushalte erzeugen. Einsprachen seitens NGOs sind nicht zu erwarten, da sich das Konsortium bereits im Vorfeld mit der Fischereipachtvereinigung Spiez, dem WWF Schweiz und Bern geeinigt hat. Das Konsortium vereinbarte mit den NGOs eine Umwelt-Begleitgruppe ins Projekt miteinzubeziehen. Diese ist bereits aktiv an der Planung beteiligt. Insgesamt investiert das Konsortium rund 52 Mio. CHF in das neue Kraftwerk, das mit zwei Kaplanturbinen über eine installierte Leistung von 7.4 MW verfügen wird. Maximal werden 30 m3 pro Sekunde eingezogen.

Foto: zek

Das südindische Kraftwerk Shivasamudram zählt zu den ältesten Wasserkraftwerken Asiens. Es wird von ANDRITZ saniert und modernisiert.

Foto: Karnatka Power Corp.Ltd.

Grafik: BKW

Foto: zek

BKW und Energie Thun AG freuen sich über die unlängst erteilte Konzession für den Bau des Kraftwerks Hondrich.

ANDRITZ MODERNISIERT DAS KRAFTWERK SHIVASAMUDRAM Der internationale Technologiekonzern ANDRITZ hat vom indischen Staatsunternehmen Karnataka Power Corporation Ltd. einen Auftrag zur Sanierung und Modernisierung des Wasserkraftwerks Shivasamudram erhalten. Die im Jahr 1902 gebaute Anlage befindet sich im südindischen Bundesstaat Karnataka und ist eines der ältesten Wasserkraftwerke in Asien. Der Lieferumfang von ANDRITZ beinhaltet Ausrüstungen für die Turbinen und Hilfsbetriebe, Spiralgehäuse, Saugrohrkrümmer und das Kühlwassersystem sowie die Sanierung der elektrischen Anlage, Erregung, Turbinenregler, Schutz und Leittechnik. Zusätzlich wird ANDRITZ Inspektionsarbeiten durchführen, die existierenden Generatoren sanieren und anschließend die zehn Maschinensätze testen. Der gesamte Auftrag wird von ANDRITZ Hydro Indien mit seinen modernen Fertigungsstandorten in Mandideep (in der Nähe von Bhopal) und Prithla (in der Nähe von Faridabad) abgewickelt.

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April 2019

HYDRO

Connectathon Testlabor an der FH Technikum Wien.

Foto: FH Technikum Wien/Rastegar

Foto: Green Energy Lab/Weinhappel

Aktuell

Christian Panzer (Sprecher und Vereinsobmann Green Energy Lab), Stefan Szyszkowitz (Vorstandssprecher EVN AG), Michael Gerbavsits (Vorstandsvorsitzender Energie Burgenland AG), Michael Strebl (Vorsitzender Geschäftsführer Wien Energie GmbH), Thomas Wiedner (Leiter Innovationsmanagement Energie Steiermark AG) (v.l.)

GREEN ENERGY LAB FÖRDERT INNOVATIVE ENERGIELÖSUNGEN Die Träger der Forschungsinitiative Green Energy Lab traten Anfang März in Graz nach mehreren Monaten Aufbauarbeit zur ersten Generalversammlung des Vereins zusammen. „Die Meilensteine sind gesetzt: die ersten Green Energy Lab Projekte zu nachhaltigen Energielösungen sind gestartet und ein ‚Open Call for Innovation‘ lädt zur Einreichung weiterer Ideen für die Energiezukunft“, so Sprecher und Vereinsobmann Christian Panzer. Unter dem Dach des Green Energy Lab entwickeln und testen mehr als 100 Partner aus Forschung, Wirtschaft und der öffentlichen Hand gemeinsam mit den vier Landesenergieversorgern Energie Burgenland, Energie Steiermark, EVN und Wien Energie nachhaltige Energielösungen. Insgesamt 100 Millionen Euro sollen bis 2025 in innovative Projekte im Rahmen der Forschungsinitiative – Teil der österreichischen Innovationsoffensive „Vorzeigeregion Energie“ des Klima- und Energiefonds – investiert werden. Mehr als 50% der bis dato zugesagten Fördergelder gehen in die Region der EnergieAllianz Austria – ins Burgenland, nach Niederösterreich und Wien –, der Rest in die Steiermark. Die vielfältigen Themen reichen von der CO2-Emissionsreduktion im Fernwärmesektor über die Nutzbarkeit von gebrauchten E-Auto-Batterien als Speichermodule bis hin zur optimierten Verteilung von Netzressourcen. An sieben Projekten mit vielfältigen Demonstrationsstandorten wird bereits gearbeitet: „ThermaFlex“, „SecondLife Batteries“, „Blockchain Grid“, „Spatial Energy Planning“, „Open Data Plattform“, „Heat Water Storage Pooling“ und „Hybrid DH DEMO“.

CONNECTATHON ENERGY 2019 ERSTMALS IN ÖSTERREICH Das erste Connectathon Energy Testlabor Österreichs öffnete am 28. Jänner 2019 in der ENERGYbase der FH Technikum Wien seine Türen. „Im Rahmen des dreijährigen Forschungsprojekts ‚Integrating the Energy System‘ war es möglich einen Interoperabilitätsprozess zu entwickeln, der eine ganzheitliche Methodik zur normierten Anwendung von Standards für das Energiesystem möglich macht. Wir haben hier ein internationales Vorzeigeprojekt geschaffen“, erklärt Stefan Sauermann, Key Researcher Interoperability and Standards an der FH Technikum Wien. Neue Anforderungen an die Energienetze und den Energiemarkt machen es notwendig, dass Daten einfach, sicher und kostengünstig zwischen verschiedenen Systemen ausgetauscht werden können. Österreich ist mit dem Forschungsprojekt IES Austria und dem Connectathon Testlabor an der FH Technikum Wien ein internationaler Vorreiter in Sachen Interoperabilität bei IKT-Systemen. Das österreichische Forschungsprojekt IES - Integrating the Energy System (IES Austria) hat eine Methodik entwickelt, durch die Hersteller und Anwender in einem partizipativen Prozess zusammenarbeiten, um die Interoperabilität relevanter IKT-Systeme im Energiesystem zu sichern. Basierend auf dem Wissen aus dem Gesundheitsbereich (Integrating the Healthcare Enterprise, IHE) ist Österreich, den sektorenübergreifenden Wissensaustausch betreffend, in einer Vorreiterrolle. Im Forschungsprojekt sind die Technologieplattform Smart Grids Austria, die FH Technikum Wien, OFFIS, Tiani Spirit, Sprecher Automation und AICO Software federführend aktiv.

Foto: FH Technikum Wien/Rastegar

Eine ganze Reihe von Technologieplattformen ist am Forschungsprojekt beteiligt.

April 2019

HYDRO

Aktuell

Foto: zek

KRAFTWERK BRISTEN HAT ERSTE BEWÄHRUNGSPROBE GUT BESTANDEN Die Kraftwerk Bristen AG konnte bei ihrer Generalversammlung am 13. März 2019 auf ein gutes erstes volles Betriebsjahr zurückblicken. Ihren ersten Härtetest erlebte die 2017 fertig gestellte Anlage im Spätsommer 2018 bei einem starken Hochwasser. Im August des Vorjahres führte der Chärstelenbach im Maderanertal nach starken Niederschlägen bis zu 50 m³/s. Diese gewaltige Wassermenge mit hohem Anteil an Sand und Geschiebe verursachte Schäden an den Anlagen des Kraftwerks. Dank dem raschen Eingreifen der Fachspezialisten von EWA war die Anlage in kurzer Zeit wieder betriebsbereit und hat damit ihren ersten großen Bewährungstest gut bestanden. Mit einer Jahresproduktion von 17,14 Mio. kWh übertraf das Kraftwerk die budgetierte Produktion von 14 Mio. kWh um mehr als 20 Prozent. „Wir konnten im ersten Geschäftshalbjahr dank einer günstigen Wetterkonstellation viel Wasser turbinieren“, erklärte Werner Jauch, Verwaltungsratspräsident der KW Bristen AG. „Ein weiterer Faktor für die gute Produktion war die hohe Verfügbarkeit der Kraftwerksanlagen.“

Foto: Energie AG

Zentrale des als Schaukraftwerk konzipierten Kraftwerk Bristen im Kanton Uri bei der offiziellen Eröffnung im Frühjahr 2017.

Wirtschafts- und Energielandesrat Markus Achleiter (l.) wurde zum neuen Aufsichtsratsvorsitzenden der Energie AG Oberösterreich gewählt. Generaldirektor Werner Steinecker war der erste Gratulant.

ENERGIE AG OÖ WÄHLTE NEUEN VORSITZENDEN DES AUFSICHTSRATES Nach dem beruflich bedingten Ausscheiden des bisherigen Vorsitzenden des Aufsichtsrats der Energie AG Oberösterreich, Dr. Michael Strugl, wurde Ende März in der Aufsichtsratssitzung Wirtschafts- und Energie-Landesrat Markus Achleitner zum neuen Vorsitzenden gewählt. Er wurde bei einer außerordentlichen Hauptversammlung bereits im Jänner in das Gremium gewählt. Markus Achleitner folgt seinem Vorgänger als Wirtschaftsreferent und damit als Zuständiger für die Beteiligungen des Landes auch als Vorsitzender des Aufsichtsrates nach. „Die Bedeutung der Energie AG im Beteiligungsportfolio des Landes ist unumstritten. Sie ist Schrittmacher in vielen Bereichen insbesondere was neue Technologien betrifft. Gleichzeitig rückt der Kunde noch stärker ins Zentrum. Als Vorsitzender des Aufsichtsrates freue ich mich mit den anderen Eigentümervertretern, dem Management und natürlich der Belegschaft die Zukunft dieses oberösterreichischen Leitunternehmens zu gestalten“, so Achleitner.

April 2019

HYDRO

Aktuell

Foto: erdgas schwaben

Am Lech-Kraftwerk Schongau-Dornau kam es Mitte Februar im nur 2 Grad kalten Wasser zu einem Taucheinsatz.

REVISION ERFORDERT TAUCHEINSATZ BEIM KRAFTWERK SCHONGAU-DORNAU Seit „erdgas schwaben“ im Sommer 2017 vom Papierhersteller UPM vier Wasserkraftwerke in Schwaben erworben hat, steht der regionale Energieversorger vor neuen Aufgaben. Mitte Februar fand im Rahmen der vertieften Überprüfung, die an Wasserkraftwerken alle zehn Jahre vorgeschrieben ist, ein Tauchereinsatz am Kraftwerk Schongau-Dornau, direkt an der Wehrmauer der Lechstaustufe 6, statt. Es galt, die Zuläufe der Füllleitungen der beiden Kaplan-Turbinen abzudichten. Ein Taucher ließ sich vom Rechen an der Staumauer etwa sechs bis sieben Meter hinab zur Böschung des Stausees und bewegte sich dann gut fünf Meter unter den Wassereinlauf in Richtung Heber-Bauwerk. Die Sichtweite im etwa 2 Grad kalten Wasser betrug gerade mal 60 Zentimeter. Er benötigte knapp drei Stunden, um an jedem Füllrohr-Einlauf ein vorgefertigtes Verschlussblech mit Dichtlippe anzubringen. Nun können die fast 60 Jahre alten Schieber in den Füllleitungen ausgetauscht werden.

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Staumauer des Chorvoq-Stausees in Usbekistan, Provinz Taschkent

Foto: Wikimedia/ Man77

Elektrische Stellantriebe zur Automatisierung von Wehrschützen, Rechen und Armaturen in Wasserkraftwerken

USBEKISTAN WILL WASSERKRAFTPOTENTIAL STÄRKER NUTZEN Im zentralasiatischen Staat Usbekistan ist zwischen 2020 und 2024 der Bau von insgesamt 20 Wasserkraftwerken geplant, berichtete unlängst das Online-Portal „Eurasische Presse“. Das von der usbekischen Regierung angenommene Entwicklungsprogramm des usbekischen Sektors für Wasserkraftwerke sieht den Bau von vier großen und 16 kleineren Wasserkraftanlagen vor. Darüber hinaus seien in diesem Zeitraum auch die Wartung und Renovierung von 21 bestehenden Kraftwerken geplant. Die Kosten dieser Bauprojekte belaufen sich insgesamt auf etwa 2,6 Mrd. Dollar. Insgesamt sollen durch die Errichtung der Wasserkraftwerke rund 2,8 Mrd. kWh Strom erzeugt werden. Aktuell werden in Usbekistan etwa 30 Prozent des vorhandenen Wasserkraftpotentials genutzt, die jährliche Erzeugungskapazität liegt bei 27,5 Mrd. kWh. Einen erheblichen Anteil des Energiebedarfs des über 31 Mio. Einwohner zählenden Landes decken momentan noch thermische Kraftwerke

Elektrische Stellantriebe benötigen zur Energie versorgung ein Elektrokabel wartungsarm, einfach zu installieren und frei von der Gefahr, Öl zu verlieren. Bei elektrische Stellantrieben von AUMA sind alle Komponenten in einem Gehäuse integriert, ab der Standardausführung in höchster Schutzart IP68, in der erweiterten UW Ausführung sogar dauerhaft überflutbar bis 15 m bzw. 60 m Wassersäule. Damit können alle Einsatzfälle unter und über Wasser abgedeckt werden. Elektrische AUMA Stellantriebe entsprechen den Anforderungen der höchsten Korrosivitätskategorien C5M und C5I nach der EN ISO 129442. Elektrische Stellantriebe verrichten über lange Zeit räume mit geringem Wartungsaufwand ihren Dienst. Erfahren Sie mehr über unsere Automatisierungslö sungen. www.auma.com

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April 2019

12.03.2019 08:59:41

HYDRO

Aktuell

Verkehr

Kraftwerke Industrie

Spezialthemen Öffentliche Auftraggeber

Ein starkes Team – eza! Geschäftsführer Martin Sambale (Bildmitte) holte bei der 20-Jahr-Feier die Mitarbeiter auf die Bühne.

Foto: LEW / Bernd Feil

GeneralPlaner & f a c h i n G e n i e u r e

LEW WASSERKRAFT GMBH SPENDET 10.000 EURO AN DIE UMWELTSTATION UND FISCHEREIVEREINE Die LEW Wasserkraft GmbH (ehemals Bayerische Elektrizitätswerke GmbH) spendet insgesamt 10.000 Euro an die Umweltstation Unterallgäu und die Fischereivereine Memmingen und Neugablonz. Der Betrag stammt aus einem Preisgeld, das die LEW Wasserkraft GmbH im letzten Jahr erhalten hat: Der Wasserkraftwerksbetreiber wurde hier für seine Projekte zur ökologischen Verbesserung des Lebensraums an der Iller mit dem Umweltpreis der Bayerischen Landesstiftung ausgezeichnet. Der Betrag geht zur Hälfte an die Umweltstation Unterallgäu in Legau. Dort fließt er in die umweltpädagogische Arbeit mit Kindern und Jugendlichen unter dem Themenschwerpunkt „Wasser und Iller“. Die anderen 5.000 Euro teilen sich die Fischereivereine Memmingen und Neugablonz. Hier wird das Geld für die Jugendarbeit verwendet. Die Spendenempfänger leisten einen maßgeblichen Beitrag zur Verbesserung des Lebensraums an der Iller. So wirken die Fischereivereine beispielsweise an einem Projekt zum Fischmonitoring mit: Hier beobachten die Mitglieder der Vereine das Wanderverhalten der Fische und prüfen an den Fischwanderhilfen, ob diese von den Fischen angenommen werden. MeinAlpenStrom ist ein unabhängiger, österreichischer Ökostromanbieter, dem Ökologie und Nachhaltigkeit sehr am Herzen liegen. MeinAlpenStrom produziert echten Ökostrom und liefert diesen an Kunden in ganz Österreich.

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April 2019

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05.02.2019 12:38:26

Foto: Mein#alpenstrom

Wasserkraft

MEINALPENSTROM BRINGT ZWEI NEUE INNOVATIVE STROMTARIFE AUF DEN MARKT MeinAlpenStrom mischt mit zwei geradezu revolutionären Tarifen den österreichischen Strommarkt auf – scheinbar soll ein echter Ökostrom mehr können. Mit den Tarifen EchtÖkostrom Aktiv und EchtÖkostrom Premium bestreitet der aufstrebende Ökostromanbieter neue Wege zur Strompreisbildung. Der Kunde darf selbst bestimmen, wie hoch seine Stromrechnung ist und kann durch seinen eigenen Einsatz aktiv sparen. Durch das Erfüllen von einfachen Aufgaben und sportlichen Leistungen, sogenannten Challenges, reduzieren sich die Energiekosten um bis zu 20 Wochen pro Jahr. Ein Leben lang. Das entspricht einer Reduktion der Energiekosten um bis zu 38 Prozent. Die Challenges teilen sich in die Kategorien Sport, Umwelt und Community. Mit der ersten erfüllten Challenge spart man gleich mal 2 Wochen Energiekosten ein, mit jeder weiteren erfüllten Aufgabe sichert man sich weitere 2 Wochen gratis Strom. Einfach den Nachweis, zum Beispiel ein Foto oder Video hochladen und schon hat man gespart – und zwar ein Leben lang. Das bedeutet, dass die aktiv eingesparten Wochen gratis Strom natürlich auch in den Folgejahren von der MeinAlpenStrom Rechnung abgezogen werden.

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Aktuell

Graz University of Technology

Foto: NIVUS

Foto: Archive

Das Umfeld ist derzeit zwar schwierig, aber der Kanton Solothurn schafft die Grundlage für mehr Kleinwasserkraftwerke.

Foto: TOTAL

KANTON SOLOTHURN FORCIERT KLEINWASSERKRAFT Im Kanton Solothurn, so berichtete kürzlich das Energate-messenger-Portal, sollen auch kleinere Gewässer zur Stromerzeugung genutzt werden können. Die Solothurner Regierung hat dazu Gewässerstrecken in den kantonalen Richtplan aufgenommen, die sich für einen Ausbau der Wasserkraft eignen. Gemäss Vorgabe des Bundes müssen die Kantone dafür sorgen, dass die für die Nutzung der Wasserkraft geeigneten Gewässerstrecken im Richtplan festgelegt werden. Die öffentliche Auflage dauert noch bis am 9. April, wie die Solothurner Staatskanzlei mitteilte. Der Kanton hatte als Grundlage eine kantonale Wassernutzungsstrategie für Kleinwasserkraftwerke erarbeitet. Konkret betrifft das Gewässer in den Gemeinden Balsthal, Oensingen, Herbetswil sowie Holderbank und Balsthal. Weitere Planungen möglicher Kleinwasserkraftstandorte sind noch möglich.

Das NIVUS Montagesystem ermöglicht berührungslose Durchflussmessung mit einfacher Installation. Die Befestigung der Sensoren erfolgt in Sekundenschnelle mit Schnellspannern. Durch sein geringes Gewicht kann das Befestigungssystem einfach transportiert werden und eignet sich auch sehr gut für portable Messsysteme.

Foto: Swiss Small Hydro/ de la Ville de Delémont

CLAMP-ON MONTAGESYSTEM - BERÜHRUNGSLOS MIT SCHNELLER MONTAGE Der Messtechnikhersteller bietet für seine berührungslosen Durchflussmesssysteme mit Clamp-On-Sensoren ein einfach und schnel zu bedienendes Befestigungssystem an. Bei diesem Verfahren werden Sensoren von außen am Rohr angebracht und die Messung erfolgt durch die Rohrwandung. Beim Laufzeitdifferenzmessverfahren werden zwei Sensoren dabei abhängig vom Leitungsdurchmesser exakt in einem bestimmten Abstand installiert. Die Installation mit dem neuen NIVUS Montagesystem ist intuitiv und lässt sich einfach von einer Person durchführen. Der Aufwand für die Sensorausrichtung schrumpft durch das Zusammenspiel von Einrichtungsassistent am Messumformer und der Installationsvorrichtung mit Maßleiste auf ein Minimum. Aufgrund des Schienensystems sind die Sensoren bereits parallel ausgerichtet und müssen nur noch im Abstand angepasst werden. Die Anwendungsfelder liegen vor allem in der Wasserwirtschaft.

An der Fakultät für Maschinenbau und Wirtschaftswissenschaften der Technischen Universität Graz ist die

Universitätsprofessur für Hydraulische Strömungsmaschinen (Nachfolge Prof. Dr. Jaberg) am gleichnamigen Institut voraussichtlich ab 1. Oktober 2020 zu besetzen. Die Universitätsprofessorin bzw. der Universitätsprofessor wird in einem gemäß § 98 UG unbefristeten Arbeitsverhältnis zur TU Graz angestellt. Das Arbeitsgebiet umfasst den gesamten Bereich der hydraulischen Strömungsmaschinen einschließlich der Systemaspekte. Die aktuellen etablierten Forschungsfelder umfassen die Optimierung von konventionellen Maschinen, aber auch die Konzeption neuartiger, anspruchsvoller künftiger Applikationen. Dies erfordert das tiefergehende Verständnis der Strömungsvorgänge, der Interaktionen von Komponenten untereinander sowie der Besonderheiten der Klein- und Großwasserkraft. Das Institut verfügt über sehr gut ausgestattete Laboreinrichtungen sowie über eine hervorragende, langjährige nationale und internationale Vernetzung in Wissenschaft und Wirtschaft. Die TU Graz strebt eine Erhöhung des Frauenanteils an und lädt deshalb qualifizierte Frauen ausdrücklich zur Bewerbung ein. Die TU Graz bemüht sich aktiv um Vielfalt und Chancengleichheit. Menschen mit Behinderung und entsprechender Qualifikation werden ausdrücklich zur Bewerbung eingeladen. Interessentinnen und Interessenten werden gebeten, eine Bewerbung in elektronischer Form bis spätestens zum 12. Mai 2019 (Datum des E-Mail-Eingangs) an den Dekan der Fakultät für Maschinenbau und Wirtschaftswissenschaften, Technische Universität Graz, Inffeldgasse 23/I, 8010 Graz, Österreich, E-Mail-Adresse dekanat.mbww@tugraz.at, zu übermitteln. Weitere Informationen und das Bewerbungsformular entnehmen Sie bitte der Homepage https://www.tugraz.at/go/professuren-ausschreibungen. Der Dekan: Univ.-Prof. Dr.-Ing. Franz Heitmeir

www.tugraz.at

V.l.: Jim Linden, Technischer Berater, Yanis Frikha, Produktentwicklungsmanager für Gesamtschmierstoffe Driveline Flüssigkeiten und Kühlmittel, Thierry Gourault, General Manager von Total Lubrifiants Automotive und Thomas Gillet, Schmierstoffgetriebender Produktingenieur bei Total.

QUARTZ EV FLUID VON TOTAL WURDE INERNATIONAL AUSGEZEICHNET Die Ausgezeichnung an Total für das TOTAL QUARTZ EV FLUID-Sortiment Lubrifiants fand am 6. März 2019 während eines jährlichen Empfangs im Grand Hyatt Singapore statt. Dank weitreichender Anstrengungen der Forschungs- und Entwicklungsteams wurden diese Produkte speziell entwickelt, um die Kühl- und Schmieranforderungen der verschiedenen Komponenten neuartiger Fahrzeugtypen sicherzustellen. Und das über die gesamte Lebenszeit. Die Forscher von Total konzentrierten sich auf vier Hauptmerkmale einer Elektro- oder Hybridanwendung: dielektrische Eigenschaften, Kompatibilität mit neuer Elektrifizierung von Komponenten, Temperatureinschränkungen und konventionelle Schmierservices für Getriebe. Diese Auszeichnung bestätigt die Position von TOTAL für Fuels and Lubes Asia als führendes Unternehmen in der Elektromobilität.

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Aktuell

Foto: Archive

Foto: LPA

Forschung und Entwicklung werden künftig in der neu gegründeten D-Sediment GmbH gebündelt. Alleine und in Kooperation mit mehreren Hochschulen entwickelt das Unternehmen Verfahren und technische Anlagen für Sedimentlösungen „Made in Germany“.

LH Kompatscher betonte bei der Podiumsdiskussion in Bozen: „In Zukunft gilt es, auf die Effizienzverbesserung der bestehenden Anlagen, auf die Umweltverträglichkeit und die Beteiligung der Bevölkerung zu setzen.“

STAUMAUER ALS MUTPROBE – GRUNDWEHRDIENER SEILTEN SICH AB Die Staumauer in Ottenstein ist normalerweise mitverantwortlich für die Ökostromversorgung von 20.000 niederösterreichischen Haushalten und wurde in der Vergangenheit bereits des Öfteren als Übungsgelände genutzt. Vergangenen März bewährte sich die 69 Meter hohe Gewölbesperre als Mutprobe für 25 Grundwehrdiener der Stabskompanie AAB4 (Aufklärungs- und Artilleriebataillon) und war zugleich ein würdevoller Abschluss ihrer Grundausbildung. Die 25 Rekruten absolvierten ihren 70 km langen, dreitägigen Marsch, der sie neben anderen Übungen zum krönenden Ausbildungsfinale auch nach Ottenstein führte. Hier mussten sich die jungen Männer unter der Leitung eines Bundesheer-Bergführers aus Tirol von der Stauseemauer abseilen. Auch wenn es für einige eine große Überwindung darstellte, gab es niemanden, der nicht über seinen Schatten gesprungen ist. Foto: EKW

Foto: EVN / Moser Visualisierung: PD

Grundwehrdiener der Stabskompanie AAB4 (Aufklärungsund Artilleriebataillon) beim Abseilen auf der 69 Meter hohen Staumauer des EVN Kraftwerkes Ottenstein.

Die Anlieferung der beiden Schaltfelder für die neue 110-kV-Schaltanlage im EKW-Unterwerk in Zernez.

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Foto: ETH Zürich

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WASSERKRAFTDEBATTE UM WETTBEWERBSFÄHIGKEIT IN BOZEN Ein Runder Tisch zur Wasserkraft (Table of Hydroelectric Power) hat am 11. Februar im Innenhof des Palais Widmann in Bozen auf Initiative des gesamtstaatlichen Verbandes der Kraftwerksbetreiber „Assoidroelettrica“ und des Südtiroler Energieverband SEV stattgefunden. Im Mittelpunkt stand die Diskussion, wie wettbewerbsfähig die Wasserkraftwerke sind und welchen Beitrag sie für die Zukunft leisten können. Dazu waren Vertreter der wichtigsten Interessensgruppen des Energiesektors auf gesamtstaatlicher Ebene erschienen. Landeshauptmann Kompatscher legte die Situation in Südtirol dar und verwies neben der wirtschaftlichen auch auf die autonomiepolitische Bedeutung der Wasserkraft. Im Anschluss an die Debatte stand die Besichtigung des Wasserkraftwerks St. Anton in Bozen der Eisackwerk GmbH auf dem Programm, das als Vorzeigeobjekt auf nationaler Ebene gilt.

ERSTE KLIMAFREUNDLICHE SF6-FREIE SCHALTANLAGE KOMMT IN ZERNEZ AN In Zusammenhang mit dem Projekt „Netzentwicklung Engadin“ ersetzt die Engadiner Kraftwerke AG (EKW) das 60- und 16-kV-Freileitungsnetz durch ein neues 110- und 16-kV-Kabelnetz. Von Pradella bis Zernez sind die Hochspannungskabel bereits unter der Erde verlegt. Von Zernez bis Bever erfolgt der Kabelzug noch in diesem Jahr. Das Unterwerk Zernez als Knotenpunkt der 110-kV-Leitungen nach Pradella, Ova Spin und Bever und als regionaler Versorgungsstützpunkt für die Talversorgung muss dementsprechend den neuen Spannungsebenen angepasst werden. Hierfür investiert EKW rund sechs Millionen Franken. Im Rahmen der Erneuerung des Unterwerks Zernez werden zwei neue Schaltanlagen für die Spannungsebenen 110- und 16-kV inklusive Steuerungs- und Schutzsystem im bestehenden Gebäude eingebaut. Sie dienen der regionalen und überregionalen Stromversorgung. Die neue 110-kV Schaltanlage wird als Gas-Isolierte-Schaltanlage (GIS) ausgeführt. Im Gegensatz zu einer herkömmlichen luftisolierten Schaltanlage benötigt diese bedeutend weniger Platz und kann innerhalb von Gebäuden aufgestellt werden. Als Isoliergas hat sich seit Jahrzehnten SF6 (Schwefelhexafluorid) als Standard durchgesetzt. Den besonders guten Isoliereigenschaften dieses Gases steht eine sehr hohe Klimaschädlichkeit gegenüber. EKW hat sich für eine innovative Technologie entschieden, die auf einem neuartigen Isoliergas beruht, das die Klimaschädlichkeit um über 99 Prozent reduziert. Weltweit sind Schaltanlagen mit SF6-freiem Gas eine Neuheit. Vergangenen März kam die Schaltanlage im Engadin auf der Baustelle an und wird in den nächsten Wochen im Unterwerk Zernez eingebaut. EKW, als Produzentin umweltverträglicher Wasserkraft im Einzugsgebiet des Nationalparks, möchte mit diesem Entscheid ein internationales Zeichen setzen, für die Entwicklung von klimafreundlichen Schaltanlagen und für eine nachhaltige Energieversorgung.

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Projekte

Foto: VERBUND

Foto: KWB

Zu Revisionszwecken wurde diesen Winter der Speicher Mooserboden in Kaprun komplett entleert. Dies geschieht alle 10 bis 12 Jahre.

STAUSEE MOOSERBODEN IN KAPRUN FÜR REVISIONSZWECKE ENTLEERT Als VERBUND Mitte März zur Besichtigung des entleerten Speichers Mooserboden lud, herrschten noch tiefwinterliche Bedingungen auf 2.000 m Seehöhe im hinteren Kapruner Tal. Nicht ungewöhnlich, vielmehr typisch für die harten Bedingungen, unter denen im Salzburger Hochgebirge zu dieser Jahreszeit notwendige Arbeiten zu erfolgen haben. Der Speichersee Mooserboden war im Rahmen eines turnusmäßigen, circa alle zehn bis zwölf Jahre vorgesehenen Wartungsprogramms entleert worden, um umfassende Revisionen an Grundablass sowie der elektromaschinellen Einrichtung im Pumpspeicherkraftwerk Limberg II durchzuführen. Bis Ostern waren sämtliche Arbeiten abgeschlossen und die „grüne Batterie“ in den Hohen Tauern wieder einsatzbereit.

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ENTLEERUNG ALLE ZEHN JAHRE Am Mooserboden angelangt, bietet sich ein ungewohnter, ein seltener Anblick: Nur ein kleines Rinnsal mäandert am Grund des Speicherbeckens, das ansonsten rund 85 Mio. m3 Wasser fasst. Abgesehen von der winterlichen Schneedecke ist der Jahresspeicher leer. Alle zehn bis zwölf Jahre bietet sich diese Perspektive, wenn der VERBUND die behördlich vorgeschriebene Entleerung vornimmt. „Der Grundablass ist die Entlastungseinrichtung in einem Speicher. Um seine Funktionalität sicherzustellen, muss er alle zehn Jahre inspiziert und revidiert werden“,

Der Grundablass wurde einer eingehenden Revision unterzogen.

Foto: VERBUND

er Weg hinauf zum Mooserboden ist beschwerlich, vor allem im Winter. Während im Sommer alljährlich mehr als 100.000 Touristen relativ komfortabel über die Straßen zu den Aussichtsplattformen an den Speicherseen Mooserboden und Wasserfallboden gelangen, ist dieser Weg den ganzen Winter über versperrt. Die Schneemassen und die allgegenwärtige Lawinengefahr machen den äußeren Zugang in der kalten Jahreszeit unpassierbar. Und doch gibt es alternative Möglichkeiten, hinauf zu kommen – und zwar unterirdisch. „Zuerst geht es mit den Autos durch großanlegte Tunnels bis zur Maschinenzentrale von Limberg II. Nach rund 200 m zu Fuß nehmen wir einen Schrägaufzug, der dabei mehrere Hundert Höhenmeter überwindet. Danach folgt erneut eine Fahrt durch Tunnels bis zur Talstation der Seilbahn, die uns zum Mooserboden bringt. Dabei liegt an der höchsten Stelle der Boden knapp 140 m unter uns. Aufgrund der hohen Lawinengefahr der einzige für uns mögliche Zugang, wollen wir nicht den Hubschrauber bemühen“, beschreibt Alexander Zotter, der für den VERBUND die Revisionsarbeiten koordiniert, die aufwändige Tour hinauf auf 2.040 m Seehöhe. Er verweist darauf, dass die Stromproduktion zwar oberste Priorität habe, dem Thema Sicherheit aber im Alltag eine mindestens ebenso große Rolle zukommt. Gerade die Überwachung der Lawinenstriche gehört zur täglichen Routine von Zotter und seiner Mannschaft. „Wir haben hier 46 Lawinenstriche, die wir regelmäßig kontrollieren und zum Teil auch automatisch absprengen. Seit 1955 verfügen wir über einen eigenen Lawinenwarndienst.“

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Foto: zek

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Im Berginneren nutzt man die Gelegenheit, um die Turbinen im PSKW Limberg II zu warten.

erklärt VERBUND-Sprecher Wolfgang Syrowatka den Hintergrund. Zu diesem Zweck wird die Entleerung bereits im Herbst von langer Hand vorbereitet und erste Schritte gesetzt. Zwar erreicht der Speicher im Herbst seinen Höchststau, doch im Laufe des Winters wird der naturgegebene Zulauf zusehends geringer. Alexander Zotter: „Natürlich wird das gespeicherte Wasser im Winter für die Stromproduktion genutzt. Somit sinkt der Pegel im Stausee in der Regel bis März auf eine Kote von etwa 1960 m. Die letzten 9 Meter bis zum Grund auf 1951 m Seehöhe können dann relativ schnell entleert werden. Wir reden da von etwa 800.000 m3, die in fünf bis sechs Stunden die Turbinen passiert haben.“ Der naturgegebene Mangel an fließendem Wasser stellt somit die entscheidende Grundlage dar, warum in den kalten Wintermonaten unter schwierigen Rahmenbedingungen wichtige Revisionsarbeiten durchgeführt werden. Doch auch dabei gilt – wie der Fachmann aus Kaprun betont: Sicherheit geht vor. Gearbeitet wird nur, wenn die Bedingungen für die Arbeiter sicher sind.

Produktionskapazitäten in Kaprun, immerhin wurde mit seiner Inbetriebnahme die Leistungskapazität der Kraftwerksgruppe von bislang 353 MW auf nunmehr 833 MW mehr als verdoppelt. Im Hinblick auf die Betriebsweise hat sich für die Stromproduzenten im Vergleich zu den 1950er Jahren doch einiges geändert, wie Alexander Zotter betont: „Heute sind wir viel stärker marktgetrieben als früher, als man mit dem Speicher eben Strom für die Wintermonate erzeugen wollte.“ Und Wolfgang Syrowatka ergänzt: „Wenn Überschuss aus den Wind- oder Sonnenstromkraftwerken im Netz vorliegt, wird diese Energie zum Pumpen verwendet. Bei Bedarf kann dieses Wasser dann wieder zur Stromerzeugung verwendet werden.“ Auf diese Weise werden Pumpspeicherwerke zu den „grünen Batterien“ der Alpen. Gerade einmal acht Minuten dauere es, wenn die Maschinen vom Turbinen- in den Pumpbetrieb wechseln, so Alexander Zotter. „Die Spirale und das Laufrad werden in dieser Zeit mit Druckluft ausgeblasen. Damit wird der Anfahrtswiderstand markant abgesenkt.“

MASCHINENTEILE REVIDIERT Während der stahlwasserbaulichen Ausrüstung des Grundablasses revidiert wird, finden zeitgleich auch in den unterirdischen Kavernen des Kraftwerks Limberg II, das 2011 in Betrieb genommen wurde, umfangreiche Überprüfungs-, Reinigungs- und Sanierungsarbeiten statt. Zu diesem Zweck werden bestimmte Komponenten der beiden auf 240 MW ausgelegten Francis-Pumpturbinen zerlegt, begutachtet, gereinigt und wieder eingebaut. Analog verfahren die Techniker des VERBUND, gemeinsam mit Fachkräften der unterschiedlichen Herstellerunternehmen, mit anderen Komponenten, wie etwa den beiden Motorgeneratoren, oder den beiden Speicherpumpen, die in der Sekunde bis zu 72.000 Liter Wasser nach oben pumpen. Limberg II gilt als weiterer Meilenstein im Ausbau der

Foto: zek

Alexander Zotter vom VERBUND erläutert vor Ort, welche Arbeiten am Speicher und im Inneren des Kraftwerks durchgeführt werden.

BEREIT FÜR „ENERGIEVEREDELUNG“ Neben den Revisionsarbeiten standen nun auch behördliche Inspektionen auf dem Programm. Der Unterausschuss für Talsperrensicherheit überzeugte sich vom technischen Zustand des Sperrenbauwerks. Konkret handelt es sich bei den Sperren am Mooserboden aufgrund der topographischen Gegebenheiten um zwei Anlagen – um die eigentliche Moosersperre, eine 107 m hohe Gewichtsmauer mit Bogenwirkung mit einer Betonkubatur von 665.000 m3, sowie um die Drossensperre, eine 112 m hohe Gewölbemauer mit 335.000 m3 Betonkubatur. Für die permanente Überwachung der Talsperren wurden mehr als 200 Messsysteme integriert, die laufend ihre Daten an die Einsatzleitstelle übertragen. Bis 12. April waren sämtliche Arbeiten am Mooserboden sowie am Pumpspeicherwerk abgeschlossen. Mit Einsetzen der Schneeschmelze steigt nun der Pegel im Speicher Mooserboden wieder, sodass das Pumpspeicherkraftwerk wieder seiner Aufgabe nachkommen und für wertvolle Spitzen- und Regelenergie sorgen kann.

Im Winter leistet den Arbeitern am Mooserboden ein aufmerksamer Beobachter Gesellschaft. Alois – wie der Fuchs genannt wird – scheint sich an die Anwesenheit der Arbeiter gewöhnt zu haben, die ihn manchmal mit einem Leckerli verwöhnen.

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Standpunkt

Foto: KWB

Wasserspeicherung als ökologische Forderung

Das Jahr 2018 zeigte uns eindrücklich eine extreme sommerliche Niederwassersituation, wie sie schon recht lange nicht aufgetreten ist. Bedauerlicher weise ein schlimmes Jahr für unzählige kleine Wasserkraftbetreiber und ein deutlicher Hinweis darauf, wohin die Reise in den kommenden Jahren gehen könnte. Aber nicht nur die Wasserkraftbetreiber waren die Leidtragenden. Niederwassersituationen sind auch für den Lebensraum Gewässer aus

mehreren Gründen eine schwere Belastung. Niedrige Wasserstände führen notwendigerweise zu geringeren Wassertiefen, reduzierten Gewässerbreiten und damit zu einer Verkleinerung des Gewässerlebensraumes. Eine Situation, die für die Natur wohl sehr viel schädigender ist als übliche Restwasser gegebenheiten. Trotzdem können wir es nicht ändern. Aber auch die Qualität des Lebensraumes leidet. Geringe Fließgeschwindigkeiten und kleine Wassertiefen führen zu Temperaturerhöhungen, dadurch zu erhöhter biologischer Aktivität, zu hohem Sauerstoffverbrauch und zu einer Verschlechterung der Wasserqualität. Die genannten Parameter bestim men in sehr engen Grenzen über die Tauglichkeit als Fischlebensraum. Werden diese Grenzen überschritten ist leicht vorstellbar, was mit der Fisch population passiert. Die Verkettung geht aber noch weiter. Die Abläufe unserer Kläranlagen sind auf bestimmte Wasserführungen in unseren Gewässern ausgelegt. Liegen diese über lange Perioden sehr niedrig, verringern sich auch die Verdünnungsverhältnisse. Die spezifische Nährstoffbelastung steigt und die Wasser qualität sinkt. Die beschriebenen Grauslichkeiten sind kaum und nur sehr aufwändig in den Griff zu bekommen. Selbstverständlich spielt unsere Landnutzung (Besiedelung, Landwirtschaft, Verkehr etc.) eine große Rolle. Wir haben jahrzehntelang und ziemlich erfolgreich daran gearbeitet, das Wasser rasch abzuleiten statt es in der Landschaft zu halten. Überflutungsflächen, Überschwemmungsgebiete u.ä. waren natürliche Wasserspeicher, die in Dürrezeiten das Wasserdargebot aufgebessert haben. Diese sind überwiegend und unwiederbringlich weg. Als aktuelle und wohl einzige realistische Strategie bietet sich nur mehr die Errichtung von Mehrzweckspeicherbecken an, die allen Wasserbedürftigen helfen könnten. Unsere Gewässer erhielten in kritischen Phasen eine Niederwasseraufbesserung, um den Lebensraum und seine Bewohner am Leben zu erhalten. Gerade für Umweltschützer stellen Speicherbecken ein rotes Tuch dar. Diese Haltung ist sachlich aber nicht Foto: Pelikan

nachvollziehbar, da Speicherbecken zu attraktiven Lebensräumen werden können, wenn Sie in geeigneter Form gestaltet und bewirtschaftet werden. Das ist möglich. Viele Länder der Erde würden sich glücklich schätzen, hätten sie die topografischen Möglichkeiten, das Wasserdargebot und auch das Geld um Speicher zu errichten und ihrer lebensbedrohenden Situation begegnen zu können. Glücklicherweise leben wir in Österreich diesbezüglich tatsächlich auf einer Insel der Seligen – noch. Und wir haben auch noch ein wenig Zeit, uns auf die Zukunft einzustellen. Am multifunktionalen Speicherbau wird aber weder wasserwirtschaftlich-ökologisch noch energiewirtschaftlich ein Weg vorbei führen. Also suchen wir rechtzeitig nach Lösungen bevor die Folgen unumkehrbar sind.

Das wünscht sich mit herzlichem Gruß

Ihr Pelikan

Prof. Dr. Bernhard Pelikan

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Projekte

Im Schatten des Matterhorns (4.478 m ü. M.) setzt das lokale Elektrizitätswerk Zermatt seit rund 125 Jahren auf die Kraft des Wassers. Nun wurde das zweitgrößte Kraftwerk des Energieversorgers, das Kraftwerk Findelnbach, mit einer komplett neuen elektromaschinellen Ausrüstung ausgestattet.

NEUE MASCHINENTECHNIK MACHT KRAFTWERKSBETRIEB AM FUSSE DES MATTERHORNS SICHER UND EFFIZIENT Das Elektrizitätswerk Zermatt musste handeln. Das Energieversorgungsunternehmen, das in dem berühmten Walliser Ferien ort drei Wasserkraftwerke betreibt, hatte vor einigen Jahren im Zuge einer turnusmäßigen Inspektion Risse in der Welle des Maschinesatzes in einer seiner Anlagen entdeckt. Vor die Wahl gestellt, die mehr als 40-jährigen Maschinen des KW Findeln bach zu reparieren oder einen Kompletttausch durchzuführen, entschieden sich die Betreiber für die Erneuerung der gesam ten elektromaschinellen Ausrüstung. Der Auftrag darüber erging an das Südtiroler Traditionsunternehmen Troyer AG, das dabei einmal mehr seine große Kompetenz unter Beweis stellen konnte. Die neue 4-düsige Peltonturbine, die vor knapp ei nem Jahr den Betrieb aufnahm, erreicht heute – nicht zuletzt dank etwas erhöhter Ausbauwassermenge – mit ca. 4,3 MW um rund ein Drittel mehr Leistungskapazität als der Altbestand. der Ostflanke des Dorfs bis zur Zentrale Wiesti, die ebenfalls 1947 in Betrieb genommen wurde“, erklärt der Direktor des EW Zermatt, Stefan Aufdenblatten das Anlagenkonzept. In seinem Rückblick verweist er darauf, dass das Kraftwerk Findelnbach in seiner Geschichte mehrere große Erneuerungen erfahren hatte. Foto: Troyer AG

s war ein denkwürdiger Meilenstein in der Geschichte des Walliser Bergdorfs, als 1891 die Bahnstrecke von Visp nach Zermatt für den Sommerbetrieb eröffnete. Der Fortschritt am oberen Ende des Mattertals war nicht mehr aufzuhalten. Auf die Erschließung sollte bereits kurze Zeit später die Elektrifizierung folgen. 1892 wurde in Zermatt ein Syndikat mit dem Ziel gegründet, durch Nutzung von Wasserkraft elektrisches Licht in das Bergsteigerdorf zu bringen. Keine zwei Jahre später wurde aus der Vision Wirklichkeit: Das Kleinkraftwerk am Triftbach konnte in Betrieb genommen werden. Die Anlage, die in ihren ersten Betriebsjahren nur in den kurzen Sommermonaten Strom lieferte, wurde somit zur Keimzelle der Elektrizitätswerk Zermatt AG, die seit nunmehr 125 Jahren die Region mit elektrischem Strom versorgt. Mit dem permanent steigenden Zustrom an Gästen, dem Ausbau der Hotels und Seilbahnen wuchs mit den Jahren und Jahrzehnten auch der Stromhunger. Es wurden neue Erzeugungskapazitäten geschaffen, wie etwa das Kraftwerk Findelnbach mit der Zentrale Wiesti. „1947 wurde auf rund 2.600 m Seehöhe unterhalb des Gebiets Gant der Findelnbach gefasst, der über ein sehr großes Einzugsgebiet verfügt. Zudem wurde unweit des Mosjesees ein Tagesspeicherbecken mit einem Fassungsvermögen von ca. 18.000 m3 errichtet. Von hier schließt die Hangleitung unterhalb der Sunnegga an. Die Druckleitung verläuft an

In der alten Zentrale Wiesti war ein Zwillings-Peltonturbinensatz installiert. Dessen Tage waren allerdings gezählt, als 2013 tiefe Risse in der Welle entdeckt wurden.

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Foto: Glanzer

Lawinen verzögerten die Anlieferung des Generators um zwei Wochen.

Foto: Glanzer Per Tieflader wurden die Komponenten der Turbine, sowie der Kugelhahn angeliefert. Für den Transport mit dem Lkw bedurte es einer Ausnahmegenehmigung der Gemeinde Zermatt, die grundsätzlich autofrei gehalten wird.

mutlich in ein paar Jahren um die Ohren geflogen.“ Nachdem man in der Folge den Hersteller über das Problem in Kenntnis gesetzt hatte, wurde eine provisorische Reparatur eingeleitet, um die Anlage im eingeschränkten Betrieb weiterführen zu können. Danach widmete man sich der Frage, wie es weitergehen sollte mit dem Traditionskraftwerk. Stefan Aufdenblatten: „Es gab zwei Alternativen: Zum einen hatten wir die Option, die Welle reparieren zu lassen. Allerdings galt es dabei zu bedenken, dass zusätzlich zu den Reparaturkosten auch Kosten für zwei neue Laufräder angefallen wären. Keine ganz günstige Option, an deren Ende immer noch ein alter Maschinensatz in der Zentrale gestanden wäre. Aus diesem Grund entschieden wir uns für Variante zwei: einem kompletten Austausch des bestehenden Maschinengespanns.“ 2016 wurde die elektromaschinelle Ausrüstung für das Kraftwerk Findelnbach ausgeschrieben. AUF HORIZONTAL FOLGT VERTIKAL Mit der Ausschreibung des neuen Maschinensatzes war schnell eines klar: Das Maschinenkonzept würde nun ein anderes sein. Im Januar 2017 stellten die Verantwortlichen in Zermatt dafür die Weichen. Sie erteilten den Auftrag für die neue elektromaschinelle Ausrüstung an die Firma Troyer AG aus Sterzing, den erfahrenen Südtiroler Wasserkraftspezialisten, der sich auch in der Schweiz einen hervorragenden Ruf erarbeitet hatte. Er war nun dafür verantwortlich, dass anstelle des horizontalen Maschinenkonzeptes nun ein vertikales treten sollte. Konkret fiel die Wahl auf eine 4-düsige Peltonturbine mit innenliegen-

der Düsensteuerung, die einen direkt gekoppelten, auf der fliegenden Welle aufsitzenden Generator antreiben soll. Neben dem Herzstück Turbine umfasste der Lieferumfang zudem Konstruktion, Fertigung, Lieferung und Inbetriebsetzung von Zuleitung, Kugelhahn, Bypassleitung für eine Winterdotierung, die komplette Steuerung der Anlage inklusive Anbindung an die Leitstelle, die Einbindung der Rittmeyer Durchflussmessungen, der ABB Steuerungen von Fassung und Wasserschloss, sowie ein Kühlsystem und die Eigenbedarfsverteilung. Zudem war die Troyer AG auch für die Lieferung und Inbetriebnahme des Generators und der Steuerhydraulik verantwortlich. „Für uns war wichtig, dass die neue Turbine einen möglichst breiten Lastbereich abdecken kann. Daher entschieden Einheben des Turbinengehäuses bei diffizilen äußeren Bedingungen.

Foto: Troyer AG

RISSE AN DER WELLE ENTDECKT „Grundsätzlich ist das Kraftwerk Findelnbach immer sehr gut gelaufen, war ein verlässlicher Stromlieferant. Allerdings gab es zu Beginn Probleme mit der Lagerung und der Ausdehnung der Welle, die wir aber über die Jahrzehnte hinweg gut im Griff hatten“, erinnert sich Stefan Aufdenblatten. „Im Jahr 2013 führten wir turnusmäßig die Kontrollen am Generator und der Welle durch, wobei die Welle trockengelegt wurde. Dabei haben wir Risse im Bereich des Pressverbands entdeckt. Bei näherer Betrachtung erwiesen sich diese als wesentlich größer und tiefer als gedacht. Tatsächlich war Gefahr im Verzug. Hätten wir nicht reagiert, wäre uns die Maschine ver-

Mit größeren, breiteren Bechern und einem neuen Design bietet die Turbine heute ein markant erhöhtes Schluckvermögen.

Foto: Glanzer

UMBAUTEN UND ERWEITERUNGEN Im Jahr 1975 wurde in der Zentrale Wiesti etwa der komplette Maschinensatz ausgetauscht. Zum Einsatz kam ein Gespann, bestehend aus zwei Zwillingspeltonturbinen und einem Synchron-Drehstromgenerator – mittig auf der gemeinsamen Welle platziert. Ausgelegt auf eine Bruttofallhöhe von 544 m und eine Ausbauwassermenge von 800 l/s erreichte der Maschinensatz generatorseitig 3‘300 kVA. Der nächste Umbau an der Anlage erfolgte 1990, als die Druckrohrleitung ersetzt wurde. Sie wurde über die gesamte Länge von 1‘350 m als Stahlrohrleitung unterirdisch verlegt. Die Rohrleitung weist einen Durchmesser von DN610 auf, ihr Gefälle schwankt zwischen 8 und 51 Prozent. Erst 2013 wurde eine professionelle Rohrinspektion durchgeführt, als deren Fazit der Druckrohrleitung ein guter Zustand attestiert wurde. Ein weiterer Modernisierungsschritt wurde 2004 vollzogen, als ein neues Steuerungs- und Automatisierungssystem implementiert wurde.

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Foto: Glanzer

Schließlich hat sich um die Zentrale ein Wohngebiet entwickelt. Das hätte bedeutet, deutlich größere Abstände zu anderen Wohnhäusern sowie der Straße einzuhalten. Damit wäre eine Zentrale in dieser Form nicht mehr möglich gewesen“, so der Direktor des Elektrizitätswerks. Im Zuge der Bauarbeiten wurde natürlich das obsolet gewordene alte Hosenrohr herausgerissen und eine neue Zuleitung eingebaut, die keineswegs Standard war, wie der Projektleiter aus dem Hause Troyer, Hubert Wassertheurer betont: „Speziell die Zuleitung, jenes Verbindungsstück von der Druckrohrleitung bis zum Kugelhahn, erwies sich als diffizil für unsere Konstrukteure. Es galt die dreidimensionale Verwindung und die beengten Platzverhältnisse unter einen Hut zu bringen. Doch letztlich fanden die Konstrukteure eine praktikable Lösung.“ Die neue Planung der Zentrale sah vor, dass im oberen Bereich des Maschinenhauses der Boden um 40 cm angehoben, während er im unteren Bereich, in dem die Maschinen und die Steuerungseinheiten untergebracht werden sollten, um 1,70 m abgesenkt wurde. Summa summarum bedeutete dies also einen Fallhöhenzugewinn von brutto 1,30 m. Um ein Höchstmaß an Sicherheit gewährleisten zu können, wurde das Außenmauerwerk aus Bruchstein verstärkt. Generell stellten die beengten räumlichen Bedingungen eine Herausforderung für alle Beteiligten dar. Mit viel Gehirnschmalz und Know-how gelang es, den neuen Maschinensatz ideal zu positionieren.

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Die neue 4-düsige Peltonturbine aus dem Hause Troyer AG stellt die optimale Lösung für die häufigen Lastwechsel im Regelbetrieb dar. Mit rund 4,3 MW ist sie um rund ein Drittel leistungstärker als die Turbine im Altbestand.

wir uns für diese 4-düsige Turbinenvariante. Das ist für uns essentiell, da wir über die Maschine auch die Spitzenlast in unserem Netz regeln. Gleichzeitig ist es wichtig, dass wir auch mit geringen Wassermengen am Netz verbleiben können“, so der Direktor des EW Zermatt. GEBÄUDE WIRD BEHUTSAM ENTKERNT Bereits im Mai 2017 starteten die Bauarbeiten in der Zentrale Wiesti, jenem Monat, in dem Bauen mit schwerem Gerät in dem Tourismusort erlaubt ist. „Aus Rücksicht auf unsere Gäste dürfen wir hier nur im Mai und im November mit vollem Maschineneinsatz bauen. Das erschwert natürlich Bauvorhaben wie das unsere durchaus“, sagt Stefan Aufdenblatten, der aber im gleichen Atemzug das Positive hervorkehrt: „Zum Glück haben wir hier Anrainer, die unserem Umbauprojekt wohl gesonnen waren und daher viel Verständnis für die Bauaktivitäten hatten.“ Mithilfe eines Krans wurde das Dach der Zentrale abgehoben und von oben mit dem Umbau begon-

nen. Peu à peu wurden alte Betonmauern und Gebäudeteile ausgesägt und entfernt. Das Ziel lautete: Entkernen der Zentrale. „Am einfachsten wäre es natürlich gewesen, das alte Gebäude abzureißen und neu aufzubauen. Aber in der Praxis ist dies nicht so einfach:

SCHUTZ DER ANRAINER VOR LÄRM Ein wesentlicher Punkt im Rahmen des Umbaus betraf die Tatsache, dass das Kleinkraftwerk sich inmitten einer Wohnsiedlung befindet – und das Thema Lärmemissionen entsprechend bedeutend wurde. Man entschloss sich daher, den Lärmschutz konse-

Kennzahlen & technische Daten • Kraftwerkstyp: Hochdruckkraftwerk

• Genutztes Gewässer: Findelnbach

• Errichtungsjahr: 1947

• Umbauten: 1975 (Maschinen) 1990 (DRL)

• Netto-Fallhöhe: 509,0 m

• Ausbauwassermenge: 1'000 l/s

• Turbine: vertikale Peltonturbine

• Düsenzahl: 4

• Fabrikat: Troyer AG

• Drehzahl: 1'000 Upm

• Strahlkreisdurchmesser: 745 mm

• Engpassleistung: 4,27 MW

• Generator: Drehstrom-Synchrongenerator

• Generatorleistung: 5'000 kVA (?)

• Rohrleitung: Material: Stahl

• Länge: 1'270 m Ø DN610

•

Volumen Speicher: 18'000 m3

• Kote Wasserschloss: 2'144 M.ü.M.

• Jahresproduktion: ca. 15 GWh

• Wiederinbetriebnahme: Mai 2018

April 2019

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Projekte Die Montage selbst verlief reibungslos, wie Hubert Wassertheurer betont: „Tatsächlich sind die Arbeiten sehr gut vorangegangen. Das lag nicht zuletzt auch an der ausgezeichneten Zusammenarbeit mit dem E-Werk Zermatt, das – ebenso wie wir – sehr lösungsorientiert und kooperativ arbeitet. Somit war stets eine sehr angenehme Arbeitsatmosphäre gegeben. Einziger Wermutstropfen für unsere Monteure war, dass im Montagezeitraum einmal so viele Lawinen abgegangen waren, dass Zermatt über Tage von der Außenwelt abgeschnitten war.“

Foto: zek

Der Direktor des Elektrizitätswerk Zermatt, Stefan Aufdenblatten, kann sowohl vor Ort als auch per Fernwirkung das Kraftwerk steuern. Man legte großen Wert auf eine effiziente, aber schlanke Steuerungslösung.

HEIKLER TRANSPORT INS GEBIRGE Nachdem die baulichen Voraussetzungen geschaffen waren, konnte das Energieversorgungsunternehmen im Januar letzten Jahres grünes Licht für den Transport der Turbine geben. Ein durchaus heikles Unterfangen, wie sich herausstellen sollte. Zermatt ist ein autofreies Dorf. Aufgrund der Abmessungen kam eine Lieferung per Bahn nicht in Frage, zumal man ohnehin einen Lkw für den Transport vom Terminal zur Zentrale benötigt hätte. Lieferungen mit dem Lkw bedürfen einer Sondergenehmigung. Eine solche wurde dem Spezialtransporter auch erteilt, doch bedingt durch eine intensive Schneesituation wurde die Anlieferung zur Herausforderung, die letztlich aber erfolgreich gemeistert wurde. Für noch mehr Sorgenfalten sorgte allerdings wenig später der Transport des Generators. Stefan

April 2019

Aufdenblatten: „Wir hatten zu dieser Zeit einige größere Lawinenabgänge. Daher kam es zu einer Verzögerung von rund zwei Wochen, ehe der Generator dann doch angeliefert werden konnte.“ Zum Einbringen war in beiden Fällen ein Kranwagen erforderlich.

Die Zentrale Wiesti liegt inmitten eines Wohngebiets. Entsprechend großer Aufwand wurde betrieben, um die Anlage schalltechnisch optimal zu isolieren. Heute arbeitet das Kraftwerk flüsterleise.

Foto: zek

quent nach neuestem Standard umzusetzen. „Zu diesem Zweck haben wir ein umfassendes Lärmschutzkonzept entwickelt. Kern dieses Konzepts war einerseits, das Fundament des Maschinensatzes vollständig vom Gebäude zu entkoppeln und anderseits das Gebäude innen möglichst schallisolierend zu gestalten. Wir haben daher den Maschinensatz auf Isomer- Matten gestellt, die eine Übertragung von Körperschall auf ein Minimum reduzieren. Alle Verbindungen nach außen, wie die Zuleitung, die Lüftung, oder der Unterwasserkanal mussten so ausgeführt werden, dass möglichst wenig Schall nach außen entweicht. Zusätzlich wurde der Innenraum mit schallschluckender Isolierung auskleidet und ein effizientes Schallschutztor eingebaut. Heute hört man außen vom Kraftwerksbetrieb tatsächlich so gut wie nichts mehr“, zeigt sich Stefan Aufdenblatten zufrieden mit der Umsetzung.

LEISTUNGSKAPAZITÄT STEIGT MARKANT Am 5. April letzten Jahres war es dann endlich soweit: Die neue Maschine wurde das erste Mal angedreht, dem Probebetrieb stand nichts mehr im Weg. „Für uns war es natürlich ein echter Meilenstein, dass wir unser Kraftwerk Findelnbach nach einem Stillstand von fast einem Jahr wieder ans Netz nehmen konnten“, freut sich Stefan Aufdenblatten, wobei er einschränkend einräumt: „Von den Erzeugungsdaten hat sich im Wesentlichen nicht allzu viel verändert. Da wir in Summe rund die gleiche Wassermenge zur Verfügung haben, wird die Regeljahreserzeugung weiterhin bei etwa 15

Das abgearbeitete Triebwasser wird in die Vispa zurückgeleitet.

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und echte Handschlagqualität hat. Mit der neuen Ausrüstung blicken wir zuversichtlich in die Zukunft des Kraftwerks.“ Seit 2017 darf sich das Bergdorf am Fuße des berühmten Matterhorns „Energiestadt“ nennen. Dieses Label wurde Zermatt für dessen „vorbildliche und messbare Energiepolitik“ verliehen und belegt eindrucksvoll das Bekenntnis des berühmten, hochalpinen Dorfes zu gelebter Nachhaltigkeit. Energiestädten kommt in der Umsetzung der Schweizer Energiestrategie 2050 eine wichtige Rolle zu. Das Kraftwerk Findelnbach ist somit als integraler Baustein dieser Strategie zu sehen.

Auch der neue Kugelhahn war Teil des Lieferumfangs der Firma Troyer AG.

Foto: zek

Infobox E-Werk Zermatt:

GWh liegen. Das entspricht in etwa 15 Prozent des Strombedarfs hier in Zermatt.“ Was sich allerdings markant geändert hat, ist die Leistungskapazität der Anlage. Der neue 4-düsige Maschinensatz wurde nun auf die volle Konzessionswassermenge von 1.000 l/s ausgelegt, wohingegen der alte ein Schluckvermögen von nur 800 l/s aufwies. Aus diesem Grund und nicht zuletzt wegen des ausgezeichneten Wirkungsgrads der neuen Maschine stieg die Nennleistung von 3,3 auf nunmehr 4,3 MW. Das bedeutet ein Leistungsplus von rund einem Drittel, was die Einsatzmöglichkeiten der Maschine und somit ihre Wirtschaftlichkeit im täglichen Betrieb verbessert.

ENERGIESTADT LEBT NACHHALTIGKEIT Rund 3,4 Mio. CHF investierte die Elektrizitätswerke Zermatt AG in den Umbau und die Neuausstattung ihres Traditionskraftwerks, das damit ein neues Kapitel in seiner über 70-jährigen Geschichte aufschlug. Heute liefert das Kleinkraftwerk verlässlich und dabei flüsterleise sauberen Strom aus der Kraft des Findelnbachs ans Netz des Energieversorgungsunternehmens. Stefan Aufdenblatten kann mittlerweile ein rundum zufriedenes Resümee unter dem fordernden Projekt ziehen: „Grundsätzlich sind wir absolut zufrieden, wie der Umbau vonstattengegangen ist. Die Firma Troyer hat bewiesen, dass sie hochprofessionell arbeitet i

Seit 1894 sichert die Elektrizitätswerk Zermatt AG die Energieversorgung im Raum Zermatt. Sie betreibt ein gut ausgebautes und modernes, etwa 200 km langes Versorgungsnetz auf 20 kV-Niveau von 1.600 m Seehöhe bis hinauf auf 3.900 m. Dabei werden mehr als 9.000 Abonnenten mit Strom versorgt, darunter auch Bahnen, Skianlagen, Beschneiungsanlagen, Restaurants und die etwa 140 Hotels. Dem E-Werk stehen heute mit dem Kraftwerk Mutt, dem Kraftwerk Findelnbach und einem kleineren Beschneiungs-Kraftwerk drei Kleinwasserkraftwerke zur Verfügung, die im Regeljahr gemeinsam mit zwei neuen Photvoltaik-Anlagen rund 70 GWh sauberen Strom liefern. Damit kann sich Zermatt arithmetisch zu 70 Prozent mit Strom aus eigenen Ressourcen versorgen. An der Elektrizitätswerk Zermatt AG hält die Einwohnergemeinde Zermatt 55 %, die Grande Dixence S.A. die restlichen 45 % Anteile. Das traditionsreiche EVU legt höchsten Wert auf eine zuverlässige, wirtschaftliche und umweltfreundliche Stromversorgung.

Foto: zek

Das berühmte Walliser Bergdorf Zermatt ist seit 2017 „Energiestadt“, ein Label, das die vorbildliche Energiepolitik ihrer Träger würdigt. Mit seinen drei Wasserkraftwerken versorgt sich Zermatt heute zu rund 70 Prozent autonom. Dabei legt man höchsten Wert auf eine umweltfreundliche und nachhaltige Energieversorgung.

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Foto: zek

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Mit der neuen 6-düsigen Peltonturbine aus dem Hause Troyer erreicht das erneuerte und erweiterte Kraftwerk Salten heute eine Verdoppelung seiner Stromproduktion. Im Regeljahr erzeugt die Anlage rund 5 Gigawattstunden Wasserkraftstrom.

KRAFTWERK SALTEN PARTSCHINS ÖKOSTROM AUS DEM APFELHAIN Seit knapp zwei Jahren liefert das neue Kraftwerk Salten im Südtiroler Partschins sauberen Strom ins Netz. Die Gemeinde am Fuße der Texelgruppe setzt seit vielen Jahren auf die Kraft des Wassers. Nach der Realisierung des Kraftwerks Birkenwald 2012 folgte fünf Jahre später eine fast vollständige Erneuerung des bestehenden Unterliegerkraftwerks Salten, von dem nur das alte Krafthaus erhalten blieb. Die Betreiber legten dabei großes Augenmerk darauf, ein durch und durch „Südtiroler“ Kraftwerk zu realisieren. Mit Branchenspezialisten wie der Firma Troyer AG, dem Planungsbüro EUT Engineering GmbH, regionalen Bauunternehmen, oder dem Stahlwasserspezialisten Gufler Metall ist dies eindrucksvoll gelungen. Heute weist die Anlage mit 1,93 MW eine fast 6 Mal so große Leistungskapazität wie der Altbestand auf. te. „Damit stand am Anfang mehr Strom zur Verfügung als man im Ort verbrauchen konnte. Es war eine wichtige und große In vestition in die Zukunft des Ortes“, erzählt Andreas Colleselli, der heute in den Diensten der Gemeinde die beiden neuen Kraftwerke

Foto: KWB

Die Einweihung des Kraftwerks Wasserfall im Jahr 1908 stellte ein Ereignis von überregionaler Bedeutung dar. Es war eine Pioniertat in der Elektrifizierung Südtirols.

Foto: Gemeinde Partschins

ie Vinschgauer Gemeinde Partschins zählt zu den Pionieren der Elektrifizie rung in Südtirol. Bereits 1908 gelang es den findigen Vorvätern ein Kleinkraftwerk am Zielbach zu errichten, das immerhin über eine installierte Leistung von 185 kW verfüg

betreut. Das alte Kraftwerk Wasserfall ist längst stillgelegt. Heute soll es musealen Zwe cken zugeführt werden. Das Kuratorium für technische Kulturgüter hat das Kraftwerk Wasserfall als erhaltenswertes Technikdenk mal ausgewiesen. Knapp 50 Jahre später nahm die Gemeinde mit dem Kraftwerk Salten eine weitere Anla ge in Betrieb. Das Kleinkraftwerk mit einer installierten Leistung von 340 kW kam im Regeljahr auf eine Jahresproduktion von rund 2,6 Mio. kWh. Es sollte in den Jahren 2016 bis 2017 fast gänzlich erneuert und aus gebaut werden. Vorprojekt und Gesamtkon zept dazu wurden vom Ingenieurbüro Kar bacher & Abler aus Lana gemacht. COANDA-SYSTEM AUS SÜDTIROL Für die Ausführungsplanung und die Aus schreibungen beauftragte die Gemeinde das bekannte Ingenieurbüro EUT Engineering GmbH aus Brixen, das auch das Konzept der Anlage auf neue Beine stellte. Grundsätzlich

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Foto: Gufler Metall

Ein robuster Grobrechen aus Profilstäben schützt das darunterliegende Feinsieb des Coanda-Rechens. Das Coanda-System wurde vom Südtiroler Stahlwasserbauspezialisten Gufler Metall realisiert.

handelt es sich um ein Ausleitungskraftwerk, das sowohl Wasser aus dem Zielbach als auch dem Holerbach bezieht. Die Wasserfassung wurde auf 966 m Seehöhe in Form einer mas siven, rund 8 m breiten Wehrschwelle mit einem Coanda-Rechen realisiert. Das innova tive Coanda-System, das unterhalb eines massiven Grobrechens aus Profilstäben liegt, wurde vom Südtiroler Stahlwasserbau-Spezi alisten Gufler Metall aus Moos in Passeier gebaut und montiert. Es handelt sich um eine besonders robuste Ausführung, die einerseits einen effektiven Schutz vor Steinen, Geröll und schwerem Schwemmgut bietet, und an derseits die Vorzüge des Coanda-Rechens als Schutzfilter in sich vereint. „Der Coanda-Re chen von Gufler Metall hält Partikel, die grö ßer als 0,5 mm sind, zu etwa 90 Prozent vom Triebwasserweg fern. Der große Vorteil dieses Gebäudetechnische Vorbereitungen für den Einbau des neuen Maschinensatzes.

Systems liegt natürlich darin, dass es selbstrei nigend ist und daher auch keine eigene Re chenreinigungsmaschine erforderlich ist. Da mit spart man sich Investitons-, Betriebs- und Wartungskosten“, erklärt Andreas Colleselli vom E-Werk Partschins. WASSER FÜR DIE LANDWIRTSCHAFT Ein wesentlicher Punkt in der Planung der Wasserausleitung betraf die Berücksichtigung der Konzession der Bewässerungsinteressen schaft Partschins, deren Recht auf Wasser aus dem Zielbach prioritär zu behandeln war. „Die Ausleitungen im Ausgleichsbecken wur den daher so geplant, dass primär die Konzes sion der Bewässerungsinteressentschaft erfüllt wird. Die Entnahme für das Triebwasser er folgt sekundär. Aus diesem Grund wurde die Ausleitung für die Landwirtschaft im Aus

gleichsbecken tiefer angelegt als jene für das Kraftwerk, sodass eben bei Wasserknappheit die Konzession der Bauern zuerst vollzogen wird“, erklärt dazu der zuständige Abteilungs leiter Wasserbau Dr. Ing. Andreas Schrott vom Ingenieurbüro EUT Engineering. Was die unterschiedlich gestaffelten Restwas sermengen angeht, die in den Zielbach do tiert werden, so werden diese über ein Schütz und eine fixe Öffnung, sowie eine zweite Fixöffnung geregelt, welche im Frühjahr und im Herbst geöffnet ist. Über das Schütz wer den nur die großen Wassermengen während der Sommermonate abgegeben. Mittels einer Pegelsonde wird die Hubhöhe des Schützes so reguliert, dass ständig die exakt geforderte Wassermenge abgegeben wird. Die Pegelson de ist in der Entnahmekammer installiert. TRIEBWASSER AUS DEM OBERLIEGER In Summe können maximal 1.050 l/s in den Triebwasserweg eingezogen werden. Nach Passieren des Coanda-Rechens gelangt das Wasser in die Entnahmekammer. Von hier fließt es über einen Überfall direkt in eine Freispiegelleitung, die zum Ausgleichsbecken führt. Überschreitet die anfallende Wasser menge die 494 l/s-Grenze, dann springt der Begrenzungsüberfall an. Zwar verfügte das alte Kraftwerk bereits über ein Ausgleichsbe cken, doch dieses wurde im Zuge des Umund Neubauprojektes des KW Birkenwald ebenfalls neu errichtet. Das Fassungsvermö gen liegt bei 300 m3. Das abgearbeitete Was ser aus dem Oberliegerkraftwerk, dem KW Birkenwald, wird direkt in das Ausgleichsbe

Das Fassungsbauwerk wurde als technische Wehrschwelle auf 966 m Seehöhe errichtet.

Zusammen mit der Rohrleitung wurden mehrere Infrastrukturleitungen für die Gemeinde mitverlegt.

FotoS: E-Werk Partschins

Montage von Turbinengehäuse und Ringleitung.

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cken geführt. Von der Wasserfassung Durster Brücke gelangt das Wasser über eine ca. 140m lange Zuleitung in das Ausgleichsbecken. Hier schließt die neue Druckrohrleitung an, die komplett unterirdisch in einer Verlegetiefe von rund 1,2 bis 2,5 m über eine Länge von 1.120 m verläuft. Zusammen mit der Druck rohrleitung wurden großteils im Verlauf der alten Rohrtrasse gleichzeitig Infrastrukturein richtungen, wie Schwarzwasser- bzw. Trink wasserleitungen und Glasfaserkabel mitverlegt. Die Überdeckung mit steinfreiem Material beträgt im Schnitt rund 1,2 m. Am Ende der Verlegung wurde die Rohrtrasse wieder durch gehend rekultiviert. HERAUSFORDERUNG STAHLROHRVERLEGUNG In Hinblick auf das Rohrmaterial war es den Betreibern in Partschins wichtig, eine mög lichst stabile und langlebige Lösung zu fin den. Man entschied sich für spiralgeschweiß te Stahlrohre der Dimension DN800 mit einer Wandstärke von 7,1 mm. Das Ver schweißen der verlegten Stahlrohre wurde ebenfalls von der Firma Gufler Metall durch geführt, die sich gerade in Sachen Stahlrohr schweißen über die letzten zwei Jahrzehnte einen hervorragenden Ruf erarbeitet hat und mittlerweile auf eine lange Referenzliste ver weisen kann. Und dies aus gutem Grund:

Foto: Gufler Metall

Das Team von Gufler Metall ist bekannt für seine Spezialisten für das Verschweißen von Stahlrohren.

Für das neue Kraftwerk Salten verlegte Gufler Metall Stahlrohre der Dimension DN800 über eine Länge von insgesamt 1.120 Meter.

Schließlich zählt das Schweißen der Stahlroh re in unwegsamem Gelände und unter schwierigen Witterungsverhältnissen noch immer zu den größten Herausforderungen im Rohrleitungsbau. Trotz teils widriger äu ßerer Bedingungen garantieren die geprüften Schweißer von Gufler Metall, die grundsätz lich bei ihrer Arbeit auf Elektroschweißen von Hand mit Stabelektrode setzen, die Qua lität ihrer Schweißnaht. Letztlich ist es genau das, was zählt. Derzeit verfügt man hausin tern über fünf derartige Spezialisten, kann aber im Bedarfsfall auf weitere Fachkräfte von außerhalb zurückgreifen. Betriebsintern wur de eine spezielle Schweißanweisung für das Schweißen von Druckrohren erstellt. Nicht von ungefähr hat Gufler Metall in den letzten 15 Jahren die Stahlrohrleitungen für rund 40 Wasserkraftwerke erstellt. Die kalkulierte Ge samtlänge aller von Gufler Metall geschweiß ten Stahlrohre hat mittlerweile rund 60 Kilo meter überschritten. Die Varianten an Durchmessern reichend dabei von DN300 bis zu DN2400. Auch im Fall des Kraftwerks Salten konnte Gufler Metall seine Kompetenz unter Beweis stellen, wie Andreas Colleselli bestätigt: „Die Verlegung ist sehr zügig vonstatten gegangen – und die Druckprobe hat auch auf Anhieb geklappt.“

TECHNIK AUS EINER HAND Die Substanz des Krafthauses, das auf 728 m Seehhöhe inmitten eines malerischen Apfel hains situiert ist, wurde intern neu umstruk tiert. Das großzügig angelegte Gebäude, das im Zuge des Bauprojekts saniert wurde, be herbergt auch heute den Maschinensatz, so wie eine Schaltwarte, MS-Raum und den Trafo-Raum. Im Gegensatz zum Altbestand, in dem eine 1-düsige horizontalachsige Pel tonturbine das Triebwasser abarbeitete, wur de nun ein vertikalachsiger Maschinensatz, bestehend aus einer 6-düsigen Peltonturbine und einem wassergekühlten Synchrongenera

Kennzahlen & Technische Daten • Kraftwerkstyp: Hochdruckkraftwerk • Genutzte Gewässer: Zielbach / Holerbach • Ausbauwassermenge: 1.050 l/s • Mittl. abgel. Wassermenge: 334,7 l/s • Nennfallhöhe: 215,37 m • Turbine: vertikale Peltonturbine • Fabrikat: Troyer AG • Ausbauleistung: 1.927 kW • Drehzahl: 750 Upm • Engpassleistung: 1.810 kW • Generator: Synchrongenerator • Fabrikat: Hitzinger • Generatorleistung: 2.500 kVA • Generatorspannung: 690 V • Rohrleitung: Material: Stahl • Schweißarbeiten: Gufler Metall • Länge: 1.120 m Ø DN800 • Stahlwasserbau: Gufler Metall • Planung: EUT Engineering

Foto: zek

• Automation & E-Technik: Troyer AG

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• Jahresproduktion: ca. 5 GWh • Inbetriebnahme: Mai 2017

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Einheben des Generators.

Foto: E-Werk Partschins

Foto: zek

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Die gesamte Elektro- und Steuerungstechnik wurde ebenfalls von der Troyer AG realisiert.

Foto: zek

Das Maschinenhaus ist etwas versteckt in einem malerischen Apfelhain gelegen. Die Bausubstanz aus den 1950er Jahren wurde mustergültig saniert.

tor, der über eine „fliegende“ Welle angetrie ben wird, installiert. Die gesamte elektrome chanische Ausrüstung plus der gesamten Elektro- und Steuerungstechnik wurde vom renommierten Wasserkraftunternehmen Troy er AG geliefert. Seit Jahrzehnten weiß das Fa milienunternehmen aus Sterzing mit ihren Water-to-Wire-Lösungen zu überzeugen. Und auch im Fall des neuen KW Salten gelang dies eindrucksvoll, wie Andreas Colleselli bestätigt: „Die Firma Troyer AG hat hier wirklich gute Arbeit geleistet. Die Maschinen arbeiten effi zient und hoch zuverlässig. Sowohl was die Maschinentechnik, als auch was die Steuerung angeht, haben wir bislang noch kein nennens wertes Problem gehabt. Wir sind sehr zufrie

den.“ Der Generator, der sich ebenfalls im Lieferumfang der Fa. Troyer AG befand, wur de vom oberösterreichischen Traditionsunter nehmen Hitzinger bezogen. „Das ist die einzi ge Komponente im ganzen Projekt, die nicht aus Südtirol kommt. Aber wir haben im Altbe stand schon einen Hitzinger-Generator gehabt und waren immer sehr zufrieden damit. Daher diese Entscheidung.“ Der mit einem Gleitla ger ausgeführte Drehstromgenerator ist auf eine Nennleistung von 2.500 kVA ausgelegt. Er wird mit einer Nenndrehzahl von 750 Upm von der sechsdüsigen Peltonturbine an getrieben. Diese ist auf eine Nettofallhöhe von 208 m und einen maximalen Ausbaudurch fluss von 1.050 l/s ausgelegt und kommt da mit auf eine Nennleistung von 1.927 kW, knapp das 6-Fache der alten Maschine. ERZEUGUNG VERDOPPELT Die mittlere Wassermenge, die dem Maschi nensatz zur Verfügung steht, wird mit rund

335 l/s beziffert. Das Wasserdargebot ist somit ausreichend, um eine erhebliche Produktions steigerung gegenüber der Altanlage erzielen zu können. Während das alte Kraftwerk Salten im Regeljahr rund 2,6 Mio. kWh ans Netz lie ferte, kommt das neue Kraftwerk durch schnittlich auf etwa 5 Mio. kWh, also gut auf das Doppelte. Zusammen mit dem Kraftwerk Birkenwald erzeugt die Gemeinde Partschins mit ihren beiden Ökostrom-Kraftwerken im Regeljahr also 12 bis 14 GWh. Rein rechne risch ist damit der gesamte private Stromver brauch der 3.600-Einwohner-Gemeinde im Vinschgau abgedeckt. Seit Mai 2017 ist das neue Kraftwerk Salten nun in Betrieb. Es steht heute nicht nur stellvertretend für das Be kenntnis der Gemeinde zu ihrer langen Tradi tion der Wasserkraftnutzung, sondern leistet auch einen wichtigen Beitrag zu den ambitio nierten Energiezielen der autonomen Provinz Südtirol. Schließlich möchte die Alpenprovinz bis 2050 zur Gänze energieautonom sein.

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Foto: zek

Das zweistufige Kraftwerk Heidadorf in der Walliser Gemeinde Visperterminen wurde in rund 1,5-jähriger Bauzeit fertiggestellt. Im Bild die 4-düsige Pelton-Turbine der Zentrale Chrizji mit einer Engpassleistung von 3.110 kW. Die komplette elektromechanische und leittechnische Anlagenausstattung der beiden Zentralen lieferte ANDRITZ Hydro.

WALLISER KRAFTWERK HEIDADORF PRODUZIERT STROM FÜR RUND 4.000 HAUSHALTE Nach einer Bauzeit von nur 1,5 Jahren wurde Anfang Oktober 2018 in der Walliser Gemeinde Visperterminen das neu errichtete Kraftwerk Heidadorf offiziell in Betrieb genommen. Die mit zwei eigenständigen Zentralen ausgeführte Anlage nutzt zur Stromerzeugung das energetische Potential des Wildbachs Gamsa, wobei eine beachtliche Gesamtfallhöhe von fast 1.000 m genutzt wird. Als positiver Nebeneffekt des 16,5 Millionen CHF Projekts dient ein beträchtlicher Teil des ausgeleiteten Wassers zur Versorgung der landwirtschaftlichen Betriebe entlang der Rohrtrasse. Für den rechtlichen Rahmen wurde die Kraftwerk Heidadorf AG gegründet, an der die Stadtgemeinde Brig-Glis und die für die Betriebsführung zuständige EnBAG AG jeweils 40 Prozent halten, die Gemeinde Visperterminen ist mit 18 Prozent und der lokale Energieversorger EW Riedbach mit 2 Prozent beteiligt. Um den ambitionierten Terminplan einhalten zu können, wurde während der Umsetzung im Sommer 2017 an bis zu neun Baustellen gleichzeitig gearbeitet. Die komplette elektromechanische Ausstattung der beiden Zentralen Chrizji und Stundhüs lieferte der Weltmarktführer im Small Hydro-Bereich ANDRITZ Hydro. Zwei hocheffiziente 4-düsige Pelton-Turbinen erreichen bei vollem Wasserdargebot eine Maximalleistung von über 5,5 MW. Im Regeljahr kann das neue Kraftwerk Heidadorf rund 16 GWh Ökostrom erzeugen, der zur Gänze ins öffentliche Netz eingespeist wird.

April 2019

Die obere Zentrale des Kraftwerks Heidadorf wurde im Gebiet Chrizji errichtet.

Foto: zek

as Walliser Bergdorf Visperterminen am Eingang des Vispertals hat als Anbaugebiet für den qualitativ hochwertigen Weißwein „Heida“ Bekanntheit erlangt, woraus der inoffizielle Zweitname „Heidadorf“ entstanden ist. Die sonnigen Rebterrassen der rund 1.350 Einwohner zählenden Gemeinde erstrecken sich auf einer Höhe zwischen 600 und 1.200 m.ü.M. und gehören somit zu den höchstgelegen Weinbergen Europas. Gleichzeitig bilden die topographischen Verhältnisse ideale Voraussetzungen für die Stromproduktion aus Wasserkraft. Bereits

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NEUBAU MIT ZWEI ZENTRALEN Mit dem Ablauf der Konzession des Kraftwerks Riedj wurden 2009 die ersten Planungen für einen Ersatzneubau der über 90 Jahre in Betrieb stehenden Anlage erstellt. Federführend von der Konzeption bis hin zur finalen Projektumsetzung des neuen Kraftwerks Heidadorf war der Energieversorger EnBAG aus Brig-Glis. Für den Neubau der Anlage einigten sich die Bauherren auf ein adaptiertes Nutzungskonzept, bestehend aus einem Wasserschloss und zwei eigenständigen Kraftwerkszentralen. Die erste Zentrale sollte unterhalb von Visperterminen beim Weiler Chrizji errichtet werden, die Zentrale im Tal wurde an einem Standort direkt neben der Kantonsstraße im Ortsteil Stundhüs platziert. Wie die Stadtgemeinde Brig-Glis beteiligte sich auch die EnBAG mit jeweils 40 Prozent an der neu gegründeten Kraftwerk Heidadorf AG. Die Gemeinde Visperterminen übernahm 18 Prozent der Gesellschaftsanteile, die restlichen 2 Prozent der genossenschaftliche Energieversorger EW Riedbach. EnBAG-Projektleiter Jonas Kalbermatten beschreibt die Genehmigungsphase des Projekts als grundsätzlich unkompliziert: „Mit allen vom Projekt direkt Betroffenen, wie den Grundbesit-

Foto: EnBAG

Die Wasserfassung im Nanztal wurde völlig neu gestaltet.

Foto: Wild Armaturen AG

Für den Kraftwerksbau wurden rund 3,8 km duktile Gussrohre verlegt. Das gesamte Rohrmaterial sowie die komplette Stahlwasserbauausrüstung lieferte die Schweizer Wild Armaturen AG.

zern, über deren Grundstücke die Rohrleitung verläuft, konnten jeweils gute Lösungen gefunden werden. Grundsätzlich haben die Bürger und die Gemeinde das Projekt sehr gut getragen. Durch den Kraftwerksbau sollte auch die Wässerwasserversorgung entlang der Ausleitungsstrecke verbessert werden, weswegen auch von den zuständigen Umweltbehörden kein Veto gegen das Projekt eingelegt wurde.“ Zur praktischen Umsetzung des Projekts wurden mehrere Arbeitsgemeinschaften gebildet, insgesamt sechs Baufirmen erledigten die fachgerechte Ausführung der Hochund Tiefbauarbeiten. Mit der Projektplanung wurden zwei Ingenieurbüros aus dem Wallis beauftragt. Die Teysseire & Candolfi AG aus Visp war für den oberen Abschnitt mit der Wasserfassung, dem Wasserschloss und dem ersten Teilabschnitt der Druckrohrleitung zuständig. Die weiterführende Rohrtrasse ins Tal und die Zentralen Stundhüs und Chrizji wurde von der Cordonier und Rey AG aus Siders geplant. BAUSTART IM SOMMER 2016 Im Sommer 2016 starteten mit der Komplettsanierung der Wasserfassung im Nanztal

die konkreten Bauarbeiten. Eine hydraulisch betriebene Wehrklappe dient zum Aufstauen der Gamsa, über ein daneben montiertes Tiroler Wehr wird das Triebwasser ausgeleitet. Um die ökologische Durchgängigkeit zu gewährleisten, wurde an der Wehranlage ein Umgehungsgewässer angelegt, über welches gleichzeitig auch die ganzjährig konstante Restwasserdotation von 78 l/s abgegeben wird. Gleich nach dem Tiroler Wehr wird das Wasser in einen offenen Entsander mit zwei Becken geleitet, in welchem sich die mitgeführten Sedimente des Gebirgsbachs langsam absetzen können. Über eine Spülklappe wird der Sand kontinuierlich wieder in den natürlichen Gewässerverlauf abgegeben. Dank der beiden separaten Becken wird die Stromproduktion bei den Spülvorgängen nicht beeinträchtigt. Nach dem Entsander wird das Wasser über eine oberirdisch verlegte Leitung aus GFK-Rohren auf direktem Wege in den Freispiegelstollen geleitet. WASSERFASSUNG MIT AUTONOMER STROMVERSORGUNG VON ASWA Um die Sensoren, Schützenantriebe und Steuerungskomponenten der Wasserfassung

Die Mikro-Turbine von ASWA zur autonomen Stromversorgung der Wasserfassung wurde im hinteren Teil des Entsanders eingebaut.

Foto: ASWA

vor der Jahrhundertwende um 1900 wurde mit dem Bau eines Stollens durch den Berg Gebidum zur Bewässerung der hochgelegenen Weiler und Alpwirtschaften begonnen. Die Fertigstellung des rund 2,65 km langen Stollens, mit dem das gefasste Wasser des Gebirgsbachs Gamsa bis heute durch den Fels geleitet wird, nahm rund 20 Jahre in Anspruch. Bereits kurz nach dem Stollendurchbruch sollte 1916 das Krafttwerk Riedji in Betrieb genommen werden. Dort wurde das Wasser der Gamsa ein erstes Mal genutzt, bevor es im noch weiter unten gelegenen Kraftwerk Ackersand ein weiteres Mal turbiniert wurde.

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Die Vorarlberger Wagner GmbH lieferte die Kühlaggregate für die wassergekühlten Generatoren. Als werkgeprüfte Einheiten wurden die Aggregate von Andritz in die Anlage integriert und in Edelstahl verrohrt.

Foto: zek

Foto: Wild Armaturen AG

Coanda-Rechen der Südtiroler Wild Metal GmbH im Wasserschloss, geliefert von der Schweizer Wild Armaturen AG.

mit Strom zu versorgen, entschieden sich die Betreiber für eine technische Sonderlösung. „Da der mittels Sprengvortrieb erstellte Stollen mit seinem unregelmäßigen Querschnitt ohne glatte Flächen für die Verlegung einer eigenen Stromleitung nicht geeignet ist, musste eine Alternative gefunden werden“, erklärt Projektleiter Kalbermatten. Es wurde ein Konzept entwickelt, bei dem die Wasserfassung mit einer eigenen Mikro-Turbine völlig autonom mit Strom versorgt werden sollte. Geliefert und installiert wurde das entsprechende Equipment vom Schweizer Wasserkraft-Allrounder Adrian Schwarz, der sich mit seinem Unternehmen ASWA aus Wasen im Emmental unter anderem auf den Bau von Mikro-Turbinen spezialisiert hat. Die auf einen Durchfluss von 48 l/s ausgelegte KaplanTurbine mit Permanentmagnet-Generator wurde im hinteren Teil des Entsanders, wo diese auch bei äußerst geringem Wasserdargebot zuverlässig Strom erzeugt, montiert. Das turbinierte Wasser bleibt im Betriebssystem der Anlage erhalten, gleichzeitig ergibt sich

durch diese Zielvorgabe eine relativ kleine Fallhöhe für die Mikro-Turbine. Bei einer maximalen Fallhöhe von 1,1 m schafft die Turbine eine Engpassleistung von 450 W. Über einen Laderegler wird die erzeugte Energie einem Batteriesystem zugeführt. Wenn die Batterie komplett geladen ist, vernichtet ein Heizelement die überschüssige Energie. Drei Wechselrichter mit je 3,5 kVA wandeln den 24 V Gleichstrom in 230/400 V Wechselstrom um. Eine selbstreinigende horizontale Rechenanlage des Systems „ASWA Fishlive“ hält Fische und Geschwemmsel von der Turbine fern. Die Leistungs- und Leittechnikkomponenten der Wasserfassung lieferte die Kobel Elektrotechnik AG aus Affoltern. SELBSTREINIGENDER COANDARECHEN IM WASSERSCHLOSS Zur Regulierung der Maschinengruppe Chrizji wurde nach dem Freispiegelstollen im Gebiet Muttji ein Wasserschloss errichtet. Dort werden von der maximal 875 l/s betragenden Ausbauwassermenge im Nanztal bis

zu 225 l/s für die Wässerwasserversorgung der landwirtschaftlichen Betriebe abgegeben. Da das Triebwasser in dem offenen Entsander feine Lärchennadeln und Treibholz aufnimmt und diese auch durch den Stollen mit sich führt, wurde im Wasserschloss ein zusätzlicher selbstreinigender Coanda-Rechen über die Schweizer Firma Wild Armaturen AG installiert. Sechs kombinierte, jeweils 1 m breite Coanda-Einheiten des Systems „Grizzly Power Optimus“ des Südtiroler Herstellers Wild Metal GmbH halten unerwünschtes Schwemmmaterial vom Übergang in den Kraftabstieg fern. Das Wasserschloss markiert auch gleichzeitig den Beginn der komplett unterirdisch verlegten Druckrohrleitung mit einer Länge von rund 3,8 km. Aufgrund der anspruchsvollen geologischen Bedingungen entlang der Rohrtrasse wurde der Kraftabstieg zur Gänze in duktilen Gussrohren ausgeführt. Das hochwertige Rohrmaterial, das zum Schutz vor Umwelteinflüssen mit einer Zementmörtelummantelung versehen ist, sowie die komplette Stahlwas-

Technische Daten Zentrale Chrizji • Ausbauwassermenge: 650 l/s • Nettofallhöhe: 532 m • Turbinen: 4-düsige Pelton • Drehzahl: 1.000 U/min • Engpassleistung: 3.110 kW • Hersteller: ANDRITZ Hydro • Generator: Synchron • Nennscheinleistung: 3.350 kVA • Spannung: 6.000 V • Hersteller: Hitzinger

Zentrale Stundhüs • Ausbauwassermenge: 600 l/s • Nettofallhöhe: 450,2 m • Turbinen: 4-düsige Pelton • Drehzahl: 1.000 U/min • Engpassleistung: 2.430 kW • Hersteller: ANDRITZ Hydro • Generator: Synchron • Nennscheinleistung: 2.600 kVA • Spannung: 6.000 V • Hersteller: Hitzinger

Jahresarbeit/Regeljahr: ca.16,5 GWh

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serbauausstattung für die Wehranlage und das Wasserschloss lieferte der Schweizer Branchen experte Wild Armaturen AG.

ENERGIEWANDLER MIT HOHEN WIRKUNGSGRADEN Bei der Konstruktion der vom oberösterreichischen Branchenspezialisten Hitzinger gefertigten Synchron-Generatoren wurde hoher Wert

auf lange Lebensdauer und beste Wirkungsgrade gelegt. Beide Maschinen drehen mit exakt 1.000 U/min, wurden jeweils direkt mit den Turbinenwellen gekoppelt und mit hoch beanspruchbaren Gleitlagern ausgeführt. In der Zentrale Chrizji wurde der Generator auf eine Nennscheinleistung von 3.350 kVA ausgelegt, unter Volllast kommt die Maschine auf einen Wirkungsgrad von über 98 Prozent. Der Generator der Zentrale Stundhüs hat eine Nennscheinleistung von 2.600 kVA und erreicht im Volllastbetrieb einen Wirkungsgrad von 97,36 Prozent. Um optimale Betriebstemperaturen bei der wärmeintensiven Stromgewinnung zu gewährleisten, werden beide Generatoren von einem Wasserkreislauf mittels Luft-Wasser-Wärmetauscher gekühlt. Die qualitativ hochwertigen Kühlsysteme inklusive Edelstahlverrohrung für beide Generatoren fertigte die Wagner GmbH aus dem westöster-

Foto: zek

ANDRITZ HYDRO LIEFERT KOMPLETTPAKET Den Auftrag zur Lieferung der kompletten elektromechanischen und leittechnischen Ausstattung der beiden Zentralen konnte sich der Weltmarktführer im Small-Hydro-Bereich ANDRITZ Hydro sichern. Beide Zentralen wurden mit jeweils 4-düsigen vertikalachsigen Pelton-Turbinen mit einer Drehzahl von 1.000 U/min ausgerüstet. An der oberen Zentrale Chrizji, an welcher nach der Turbinierung 50 l/s Wässerwasser abgegeben werden, stehen zur Stromproduktion eine maximale Ausbauwassermenge von 650 l/s sowie eine Nettofallhöhe von 532 m zur Verfügung. Bei vollem Wasserdargebot erreicht die Maschine eine maximale Engpassleistung von 3.110 kW. Sollte die Zen-

trale Chrizji durch ein technisches Gebrechen zum Stillstand kommen, gewährleistet ein Bypass-System die sekundenschnelle Umleitung des Triebwassers. Die Turbine der Zentrale Stundhüs im Tal nutzt eine Ausbauwassermenge von maximal 600 l/s und eine Nettofallhöhe von 450,2 m. Im Idealfall schafft diese Maschine eine Engpassleistung von 2.430 kW. Die Düsenregelung beider Maschinen erfolgt jeweils auf hydraulischem Wege, dank der frei stehenden Gehäuse erreichte man für Wartungszwecke optimale Zugänglichkeit. Die Stromproduktion der beiden Zentralen erfolgt dem Stand der Technik entsprechend komplett vollautomatisch.

EINBAUFERTIGE CrNi-MODULE Anwendungsbeispiele: Kühlmodule Heizmodule Verteilergruppen Zentralen Pumpstationen Doppelrohr-Wärmetauscher Spezialanlagen Der oberösterreichische Elektrotechnik-Spezialist Hitzinger lieferte die für beste Wirkungsgrade konstruierten Synchron-Generatoren. Generatoren in dieser Leistungsklasse werden von den Linzern erst seit wenigen Jahren gefertigt, wobei die Maschinen in Sachen Effizienz und Verarbeitungsqualität ihren kleineren Gegenstücken um nichts nachstehen.

Wagner GmbH

Bundesstrasse 2 • 6714 Nüziders • +43 5552 626 09 www.wagnergmbh.com

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Projekte

Foto: Wild Armaturen AG

Am Wasserschloss werden bis zu 225 l/s zur Wässerwasserversorgung abgegeben.

reichischen Vorarlberg. Das Unternehmen produziert seit mehreren Jahren Kühlmodule für verschiedene Anwendungen. Funktionsfertige Module von Wagner werden grundsätzlich werksseitig in Betrieb genommen, wodurch äußerst kurze Installationszeiten auf der Baustelle erreicht werden. Für das Projekt Heidadorf wurden die Module mit einer Kühlleistung von ca. 100 kW gemeinsam mit dem Auftraggeber Andritz geplant und ausgelegt. Die finale Anschlussverrohrung der komplett im Werk vorgefertigten, elektrisch verkabelten und ausgiebig getesteten Einheiten vor Ort erfolgte durch einen lokalen Installateur. STROM FÜR 4.000 HAUSHALTE Am 20. Juni des Vorjahres konnten die Turbinen des Kraftwerks Heidadorf ein erstes Mal angedreht werden, die offizielle Inbetriebnahme erfolgte im Rahmen eines Festaktes bereits wenige Monate später Anfang Oktober. Der Terbiner Gemeinderatspräsident Rainer Studer und der Verwaltungsratspräsident der Kraftwerk Heidadorf AG Renato Kronig zeigten sich dabei in Ihren Ansprachen erfreut über die termingerechte Fertigstellung und den unfallfreien Bauablauf. Projektleiter Kalbermatten zieht im Gespräch mit zek Hydro ebenfalls ein positives Fazit: „Trotz des sehr trockenen Sommers gab es im Wallis während des Herbstes ergiebige Niederschläge. Somit konnten die Erzeugungsprognosen in den ersten 6 Betriebsmonaten sogar übertroffen werden. Bereits Anfang Dezember hatten die beiden Zentralen gemeinsam etwa 10 GWh Strom erzeugt.“ Im Regeljahr kann das Kraftwerk rund 16 GWh Strom produzieren, der zur Gänze ins öffentliche Netz eingespeist wird. Somit deckt das Kraftwerk Heidadorf den Jahresstrombedarf von rund 4.000 durchschnittlichen Haushalten. In Summe investierte die Heida dorf AG rund 16,5 Millionen CHF in den Bau der Anlage.

Foto: EnBAG

Gemeindepräsident Rainer Studer, Norbert Stoffel vom EW Riedbach, Verwaltungsratspräsident Renato Kronig und der Stadtpräsident von Brig-Glis Louis Ursprung (v.l.) bei der offiziellen Eröffnung am 3. Oktober 2018.

April 2019

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Foto: BODNER

Projekte

Vogelperspektive auf die Baugrube der Kraftwerk Kirchbichl-Erweitung vom November 2018. Betreiber TIWAG investiert rund 110 Millionen Euro in den großangelegten Umbau der zwischen 1939 und 1941 errichteten Anlage. Die kompletten Hoch- und Tiefbauarbeiten werden vom Tiroler Bauprofi Bodner ausgeführt.

TIROLER GROSSPROJEKT KRAFTWERK KIRCHBICHL ERWEITERUNG SCHREITET PLANMÄSSIG VORAN Weit fortgeschritten sind die Arbeiten bei der großangelegten Erweiterung des TIWAG-Kraftwerks Kirchbichl im Tiroler Unterland. Der Umbau des 1941 erstmals in Betrieb genommenen Kraftwerks an der markanten Innschleife bringt zahlreiche Verbesserungen mit sich. Dazu zählen in erster Linie die generelle Erhöhung der Hochwassersicherheit, die Herstellung ökologischer Durchgängigkeit durch die Errichtung eines Fischaufstiegs, die Schwalldämpfung in der Innschleife sowie die Leistungserhöhung des Kraftwerks durch den Einbau einer zusätzlichen, auf 200 m³/s ausgelegten Turbine. Nach dem Baustart im Sommer 2017 konnten im Mai 2018 bereits die Arbeiten an der Innschleife abgeschlossen sowie deren von 0 auf 15 m³/s erhöhte Dotierung vermeldet werden. Darüber hinaus wurden auch der erste, als Schlitzpass ausgeführte Abschnitt des Fischaufstiegs sowie die Betonarbeiten zur Errichtung des Dotierkraftwerks noch im Vorjahr fertiggestellt. Im Februar 2019 nahm das mit einer 752 kW Kaplan-Turbine ausgerüstete Dotierkraftwerk seinen Betrieb auf. Aktuell sind die Arbeiten zur Erweiterung des bestehenden Krafthauses voll im Gange, die riesige Baugrube mit einer Tiefe von 19 m zeugt vom enormen Aufwand, der für das Projekt betrieben wird. Umgesetzt werden die kompletten Bauarbeiten vom Tiroler Hoch- und Tiefbauspezialisten Bodner. Noch im heurigen Jahr soll das als Zubau konzipierte Krafthaus 2 hochgezogen und dessen Innenausbau gestartet werden. Der Projekt-Fahrplan sieht vor, dass im Zuge einer Werksabstellung von November 2019 bis April 2020 der Trieb wasserweg saniert und beim Einlaufbereich sowie beim Krafthaus aufgrund der erhöhten Einzugsmenge erweitert wird. Da rüber hinaus wird neben dem erweiterten Krafthaus zur Gewährleistung der Hochwassersicherheit ein zusätzliches Entlastungbauwerk errichtet werden. Die Inbetriebnahme vom neuen Krafthaus 2 ist für den Herbst 2020 vorgesehen. Baustart für die Errichtung von Krafthaus 2

Foto: BODNER

on seinem Ursprung im Schweizer Engadin bis zu seiner Einmündung in die Donau beim Dreiländereck in Passau ist der Inn mit einer Länge von 517 km einer der mächtigsten Flüsse im Alpenraum. Als größte Wassertransversale Tirols dient der Inn entlang seines Verlaufs als wichtiger Energieträger für den Betrieb einer ganzen Reihe von leistungsstarken Kraftwerken. So auch für das Kraftwerk Kirchbichl, das auf dem Gebiet der

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BAUSTART IM SOMMER 2017 Die Genehmigungsphase für das im Sommer 2013 eingereichte Projekt sollte rund vier Jahre in Anspruch nehmen, den rechtskräftigen Bescheid zur Projektdurchführung erhielt die TIWAG im Mai 2017. Im Anschluss an das Ausschreibungsverfahren konnte am 3. Juli 2017 mit der Erschließung der Baustelle schließlich die konkrete Umsetzungsphase beginnen. Den Auftrag für die Durchführung der kompletten Hochund Tiefbauarbeiten sicherte sich das Tiroler Bauunternehmen Bodner, das in der Vergangenheit seine Kompetenz bei der Umsetzung einer ganzen Reihe von Großprojekten unter Beweis stellen konnte. Der Spezialtiefbau wurde von der als Sub-Unternehmen beauftragen Keller Grundbau GmbH ausgeführt. Um die Verkehrsbelastung für die Gemeinde möglichst gering zu halten, wurde für den Baustellenverkehr ein temporärer Autobahnanschluss an die A12 hergestellt. Als erste große Baumaßnahme wurde die Aufweitung der im Hochwasserfall problematischen ersten linken Innbiegung nach der Wehranlage in Angriff genommen. Aufgrund der Veränderung der hydrologischen Kennwerte am Anlagenstandort – das HQ 100 hat sich im Lauf der Jahrzehnte von ursprünglich 1.800 m³/s auf 2.354 m³/s um 32 Prozent erhöht – musste diese Engstelle entsprechend entschärft werden. Pfennig ergänzt, dass die Hochwasserabfuhr bei einem HQ 100 auch beim Ausfall eines der vier Wehrfelder jederzeit sichergestellt werden muss. „Um dieser Anforderung erfüllen zu können, wird neben dem neuen Krafthaus ein sogenanntes Entlastungsbauwerk errichtet. Dabei handelt es sich im Prinzip um ein zusätzliches Wehrfeld mit Zugsegment und aufgesetzter Klappe, das im Anlassfall zur Hochwasserabfuhr dient. Da für die Krafthaus-Erweiterung ohnehin eine große Baugrube ausgehoben wird, erspart man sich durch diese Variante eine separate Erweiterung der bestehenden Wehranlage.“ DOTIERKRAFTWERK SEIT FEBRUAR IN BETRIEB Bis zum Frühjahr 2018 konnten bereits mehrere wichtige Bauetappen erfolgreich abgeschlossen werden. Neben der Entschärfung der Engstelle Foto: BODNER

gleichnamigen Gemeinde im Bezirk Kufstein zwischen 1939 und 1941 an der Omega-förmigen Innschleife gebaut wurde. Im Zuge der Vorschreibungen des Nationalen Gewässerbewirtschaftungsplans 1 (NGP 1), der die Herstellung ökologischer Durchgängigkeit an bestehenden Querbauwerken fordert, entwickelte Betreiber TIWAG den Plan einer umfassenden Erweiterung der Anlage. TIWAG-Projektleiter Martin Pfennig fasst die vier zentralen Punkte des 110 Millionen Projekts zusammen: „Erstens wird mit dem Umbau eine generelle Verbesserung der Anlage sowie ein erhöhter Hochwasserschutz erreicht. Die Baumaßnahmen werden unter anderem zur Sanierung des Triebwasserwegs genutzt.

Zweitens werden damit die Auflagen des NGP1 durch den Bau einer Fischaufstiegsanlage sowie die Dotierung der Innschleife mit 15 m³/s gewährleistet. Als dritter Punkt wird durch die Erhöhung der Ausbauwassermenge und dem Bau eines zusätzlichen Kraftwerks eine deutliche Leistungssteigerung und Jahreserzeugung der Anlage erzielt. Viertens erhielt man mit dem Projekt eine vorzeitige Konsensverlängerung um 90 Jahre für die 2031 in absehbarer Zeit ablaufende Bewilligung.“

Das Dotierkraftwerk wurde unmittelbar nach der Wehranlage errichtet. Im Zuge der Anlagenerweiterung wird die Innschleife als Restwasserstrecke seit dem Frühjahr 2018 mit 15 m3/s beaufschlagt.

April 2019

TIWAG-Projektleiter Martin Pfennig

Foto: zek

Foto: BODNER

Drohnenüberflug über die Baustelle des Dotierkraftwerks im Mai 2018.

Projekte

HYDRO

Projekte

Foto: TIWAG

Foto: zek

Einhub der Saugrohr-Panzerung der auf einen Durchfluss von 200 m3/s ausgelegten Turbine von Voith Hydro für das erweiterte Krafthaus.

Die vom Tiroler Hersteller Geppert gefertigte Kaplan-Turbine des Dotierkraftwerks kann jährlich rund 6 GWh Strom produzieren.

wurde in der Innschleife ein zur Pegelregelung dienendes Messwehr errichtet, mit der die neue Restwasserabgabe entsprechend dokumentiert wird. Bis zum aktuellen Umbau war die Innschleife nur durch den Rückstau des Unterliegerkraftwerks Langkampfen sowie den natürlichen Grundwassereintritt bewässert worden. Die neue Bewilligung sieht nun eine verpflichtende Mindestdotierung von 15 m³/s vor, die die Schotterbänke und Stillwasserzonen entlang der rund drei Kilometer langen Schleife permanent mit Wasser beaufschlagt. Damit diese Restwasserabgabe ebenfalls zur Stromerzeugung genutzt werden kann, wurde nach der Wehranlage ein Dotierkraftwerk errichtet. Dessen rund 11 m tiefe Baugrube zwischen der Innschleife und der Triebwasserstrecke erforderte aufwändige Wasserhaltungsmaßnahmen. Der Anschluss des Dotierkraftwerks an den Triebwasserwerg erfolgte während einer rund dreiwöchigen Werksabstellung im November 2018. Im Anschluss an die mechanischen und elektrotechnischen Installationsarbeiten konnte das Dotierkraftwerk im heurigen Februar seinen Betrieb aufnehmen. Die elektromechanische Ausstattung der Anlage lieferte der Tiroler Hersteller Geppert GmbH. Zur Stromerzeu-

gung dient eine Kaplan-Rohrturbine in Bulb-Ausführung mit permanenterregtem Synchron-Generator. Bei einer Nettofallhöhe von 5,5 m kann die auf 752 kW Engpassleistung ausgelegte Turbine jährlich rund 6 GWh Strom produzieren. Der erste Abschnitt des Fischaufstiegs in Form eines technischen Schlitzpasses, der von konstant 550 l/s versorgt wird, verläuft entlang des Dotierkraftwerks und wurde noch 2018 für funktionsfähig erklärt. Das abgearbeitete Wasser des Dotierkraftwerks wird in den Einstiegsbereichs des Fischaufstiegs geleitet und erzeugt somit die Lockströmung für die Fische. Momentan verlassen die Fische den Aufstieg im Stauraum des Kraftwerks, der Anschluss an ein bereits fertig gestelltes langes Umgehungsgerinne im Oberwasser erfolgt kommendes Jahr. KRAFTHAUS 2 GEHT 2020 IN BETRIEB Aktuell konzentrieren sich die Arbeiten auf der Großbaustelle auf die Errichtung von Krafthaus 2, das nach seiner Fertigstellung direkt an das bestehende Krafthaus anschließen wird. Der Aushub der 19 m tiefen Baugrube startete im August 2018, bereits Anfang Februar 2019 wurden mit der Saugrohrpanzerung die ersten Teile der horizontal durchströmten

Kaplan-Turbine montiert. Die neue, vierte Turbine mit einem Schluckvermögen von 200 m³/s liefert der Großwasserkraft-Spezialist Voith Hydro. Noch vor dem kommenden Jahreswechsel soll das neue Krafthaus hochgezogen werden, danach beginnt die Erstellung des Entlastungsbauwerks neben dem Krafthaus. Mit der Werksabstellung im kommenden November steht laut Projektleiter Pfennig eine spannende Projektphase bevor, in der mehrere zentrale Baulose untereinander koordiniert werden müssen. In einem Zeitraum von fünf bis sechs Monaten werden unter anderem die Betonoberfläche der Triebwasserstrecke saniert, der Einlaufbereich für die erhöhte Ausbauwassermenge erweitert sowie eine Brücke über den erweiterten Triebwassereinlauf hergestellt. Gemeinsam mit den drei bestehenden Maschinen, deren Ausbauwassermenge im Zuge des Umbaus von 250 auf 284 m³/s erhöht wurde, schafft die Anlage zukünftig eine gesamte Engpassleistung von 37,9 MW. Das durchschnittliche jährliche Regelarbeitsvermögen wird sich um rund 25 Prozent auf 165 GWh steigern. Seinen Probebetrieb soll das erweiterte Kraftwerk Kirchbichl im Herbst 2020 aufnehmen und noch vor Jahresende in den Regelbetrieb übergehen.

bodner-bau.at

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Betreiber mit mehreren Kraftwerken können in Echtzeit auf alle ihre Anlagen zugreifen (Bild rechts oben) und dabei steht ihnen eine Vielzahl an steuerungstechnischen Funktionen zur Verfügung.

OBERÖSTERREICHISCHE WASSERKRAFTSPEZIALISTEN SETZEN MEILENSTEIN IN DER AUTOMATISIERUNGSTECHNIK Mit der Entwicklung des Automatisierungssystems HEROS konnte der oberösterreichische Wasserkraftspezialist GLOBAL Hydro Energy GmbH bereits in den letzten Jahren wesentliche Akzente in der Evolution der Automatisierungstechnik bei Wasserkraftwerken setzen. Ursprünglich als reiner Turbinenregler konzipiert, vollzog das System mit der Verwirklichung von HEROS 4.0 nun den Schritt hin zu einer vollwertigen Kraftwerksautomatisierung. Es lassen sich damit alle Komponenten einer Anlage steuern und überwachen sowie sämtliche Parameter visualisieren und evaluieren. Parallel dazu entwickelten die Software-Spezialisten des Mühlviertler Wasserkraft-Allrounders unter dem Markennamen HEROS Connect ein übergeordnetes IoT SCADA, das es ermöglicht, mehrere Kraftwerke auf einer einzigen Plattform zu steuern, zu visualisieren und zu evaluieren. Dieses System wird in offener Form angeboten. Das heißt, es funktioniert auch zwischen Kraftwerken, die HEROS 4.0 noch nicht installiert haben.

iedrige Einspeisetarife auf der einen, hohe Kosten für Wartungen und Betrieb auf der anderen Seite stellen heute eine zunehmend größere Herausforderung für viele Kraftwerksbetreiber dar. Dies bringt in weiterer Folge auch neue und komplexere Anforderungen für Steuerungs- und Automatisierungssysteme mit sich. Der oberösterreichische Wasserkraftspezialist GLOBAL Hydro Energy GmbH hat darauf reagiert und eine Automatisierungslösung entwickelt, die sämtliche Anforderungen eines modernen Control-Managements erfüllt. „Im neuen HEROS 4.0 sorgen intelligente Algorithmen dafür, dass die Turbinen im Betrieb am Optimum betrieben werden und somit maximalen Ertrag liefern“, erklärt Thomas Stütz, Leiter der Abteilung Electri-

April 2019

cal Engineering and Software Development bei GLOBAL Hydro und erläutert dies im Detail: „Nehmen wir das Beispiel Kaplan-Turbine: Nur ein optimales Zusammenspiel von Leitschaufeln und Laufradflügeln gewährleistet Effizienz einerseits und den Schutz vor Kavitation anderseits. Herkömmliche Turbinenregler mit fixen Zuteilungen können somit nie auf wechselnde Fallhöhenbedingungen reagieren. Ganz im Gegensatz zu HEROS 4.0, das auf Basis einer 3D-Kurve die bestmöglichen Betriebsbedingungen sicherstellt. Analog gilt dies auch für die anderen Turbinentypen.“ REDUNDANZ UND SICHERHEIT Neben der Effizienz stand für die Softwarespezialisten von GLOBAL Hydro die absolute Zuverlässigkeit des Systems im Fokus ihrer Tätigkeit. Hardware kann kaputtgehen, Software kann ausfallen. Es galt Redundanzen zu schaffen. Thomas Stütz: „Bei der Entwicklung lag Priorität darauf, dass wir eine Software-Architektur schaffen, die die Turbine auch dann noch in Betrieb hält, wenn bereits Teile des Kontrollsystems ausgefallen sind.“ Aus diesem Grund wurde gegenüber den Vorgängermodellen dahingehend eine Änderung vorgenommen, dass man das ganze Softwaresystem auf ein datenbankbasiertes System mit dezentraler Software umbaute. Der wesentliche Vorteil dieser dezentralen Software-Struktur liegt darin, dass verschiedene Softwarepakete auf unterschiedlicher Hardware installiert werden können. Auf diese Art werden Redundanzen geschaffen, die die Verfügbarkeit einer Anlage erhöhen.

Grafiken: GLOBAL HYDRO

Das neue HEROS 4.0 ist weit mehr als ein Turbinenregler, es handelt sich um ein umfassendes Steuerungssystem, das ein komplettes Kraftwerksmanagement ermöglicht. Daneben hat GLOBAL Hydro mit HEROS Connect ein übergeordnetes IoT SCADA System entwickelt, um mehrere Kraftwerke von einer Plattform aus zu steuern, zu überwachen und zu evaluieren (Bild links unten).

Foto: KWB

Technik

HYDRO

Technik

Im Vergleich zu den früheren Versionen von HEROS wartet HEROS 4.0 auch mit einem überarbeiteten System für die digitalen Wartungs-, Logbook- und Störungsmeldungen auf. So kann jederzeit nachvollzogen werden, wer wann und wo notwendige Wartungen durchgeführt hat. Zusätzlich wurde die Behebung von Störungen vereinfacht. Exakte Dokumentation und eine bedarfsgerechte Planung von Wartungen machen Kraftwerke auf diese Weise noch effizienter.

gung, die Vergleiche zwischen den einzelnen Anlagen und sogar einzelner Turbinen ermöglichen. „Dadurch wird häufig bislang nicht gehobenes Verbesserungspotenzial bei einzelnen Anlagen offensichtlich“, so Thomas Stütz. Auf einer Übersichtsseite, die im großen Maßstab als Weltkarte dargestellt ist, sind etwa sämtliche Anlagen sichtbar. Zusätzlich werden hier bereits die wichtigsten Informationen im Hinblick auf den Betriebsstatus, oder den Leistungs-Output angezeigt. Weiterführende Informationen und Steuerungsoptionen erhält der Betreiber, sobald er eine seiner Anlagen anklickt. Auf diese Weise können sehr einfach Betriebsparameter und -einstellungen verändert werden. Überdies lassen sich nicht nur die aktuellen, sondern auch Betriebsdaten der Vergangenheit auslesen. Eine ausgereifte Visualisierung sowie die Möglichkeit, ein personalisiertes Bedienungsfeld zu kreieren, stellen die Grundlage für eine benutzerfreundliche Oberfläche dar. Bei der Entwicklung von HEROS Connect legten die Programmierer großes Augenmerk auf dessen offene Architektur. „Zahlreiche Betreiber besitzen Anlagen, die mit unterschiedlichen Steuerungssystemen ausgestattet sind. Daher war es für uns von zentraler Bedeutung, eine Plattform zu schaffen, in der so gut wie alle gängigen Systeme integrierbar sind“, sagt Thomas Stütz. Um die Vorteile von HEROS Connect zu nutzen, ist es somit nicht zwingend erforderlich, dass HEROS 4.0 installiert ist.

KRAFTWERKS-MULTITASKING LEICHT GEMACHT Die Idee, gleich mehrere Kraftwerke auf einer Plattform zu monitoren und zu steuern, war der Ausgangspunkt für die Softwareentwickler aus dem Hause GLOBAL Hydro bei der Entwicklung von HEROS Connect. Dabei ist es gelungen, ein übergeordnetes IoT SCADA zu schaffen, das Betreibern heute die Möglichkeit gibt, von jedem Punkt aus alle ihre Anlagen zu kontrollieren, zu steuern und auch zu evaluieren – weltweit. Dabei stehen unter anderem Funktionen zur Verfü-

ERFOLGREICH AM MARKT Mit HEROS 4.0 und HEROS Connect ist es dem oberösterreichischen Wasserkraftspezialisten GLOBAL Hydro Energy GmbH gelungen, erneut Maßstäbe in Sachen Steuerungs- und Automatisierungstechnik zu setzen. Beide Softwareprodukte behaupten sich bereits seit ihrer Einführung erfolgreich am Markt. Als erste Referenzanlagen werden ein 21 MVA-Kraftwerk in Südost-Asien, ein 16 MVA-Kraftwerk oder ein 15 MVA-Kraftwerk in Südamerika genannt.

VISIONARY POWER FROM AUSTRIA

GLOBAL Hydro ist weltweit der erste Ansprechpartner für Wasserkrafttechnologien und sichert durch innovative Lösungen eine lebenswerte Umwelt für die nächsten Generationen.

GLOBAL Hydro Energy GmbH . 4085 Niederranna 41 . Austria +43 7285 514 . info@global-hydro.eu www.global-hydro.eu

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Fotos: Siemens

Technik

Siemens Small Hydro entwickelte das neue Sipocon-H Alarmierungssystem speziell für Kleinwasserkraftwerke.

SIEMENS SMALL HYDRO TREIBT DIE EVOLUTION IN DER ALARMIERUNGSTECHNOLOGIE VORAN Es gibt kaum einen anderen Bereich in der Wasserkraft, in dem die Zuverlässigkeit eines Softwaresystems so wichtig ist wie bei der Alarmierung. PC-basierte Lösungen gelten heute längst nicht mehr als das Maß aller Dinge. Für ein Maximum an Sicherheit hat das Siemens Small Hydro Kompetenzzentrum in Salzburg ein Alarmsystem nach dem Vorbild einer Industriesteuerung entwickelt, das Zuverlässigkeit, Robustheit und Langlebigkeit in sich vereint. Zudem kann die neue Sipocon-H Alarmierungssystemlösung optimal an die Anforderung des jeweiligen Kraftwerksbetriebes angepasst werden.

it dem Know-how aus nahezu tausend installierten Kleinwasserkraftwerken in der ganzen Welt und einer jahrzehntelangen Erfahrung zählt Siemens zu den Innovationsmotoren der Wasserkraftbranche. Das Unternehmen ist bekannt für seine hohe technologische Kompetenz, wenn es um die Errichtung und Modernisierung von Kleinwasserkraftwerken geht. Besondere Reputation hat man sich zudem für den hervorragenden Service erarbeitet. Als Systemanbieter kann Siemens auch mit umfassenden Kenntnissen bei der Realisierung schlüsselfertiger Projekte aufwarten. Der Betreiber profitiert von hoher Profitabilität und Anlagenverfügbarkeit sowie von geringen Betriebskosten. Die Vielzahl der Siemens Niederlassungen weltweit gewährleistet eine effiziente und persönliche Betreuung vor Ort. Als besonders innovative Denk- und Innovationsschmiede innerhalb der großen Siemens-Familie konnte sich schon in der Vergangenheit öfter das Siemens Small Hydro Kompetenzzentrum Salzburg hervortun. Nun gelang ihr mit der Entwicklung des neuarti-

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gen Sipocon-H Alarmierungssystem für Wasserkraftwerke ein weiterer Coup, der in der Branche neue Maßstäbe setzen könnte. ALARMIERUNGSSYSTEM MIT MOBILEM ZUGRIFF FÜR KLEINWASSERKRAFTWERKE Bei der Alarmierungszentrale Sipocon-H handelt es sich um ein speziell für Kleinwasserkraftwerke entwickeltes und optimiertes Alarmierungssystem nach neuesten Standards. Im Gegensatz zu herkömmlichen Alarmierungssystemen kommt bei der Sipocon-H Alarmierungssystemlösung eine robuste und langlebige Industriesteuerung zum Einsatz. Dadurch ist im Vergleich zu einer PC-basierten Lösung eine höhere Zuverlässigkeit gegeben. Weitere Vorzüge dieser Lösung sind Anpassbarkeit und Flexibilität. Die Sipocon-H Alarmierungszentrale kann aufgrund der Vielzahl an verschiedenen Ankopplungsmöglichkeiten sowohl für neue als auch für bereits bestehende ältere Kraftwerke eingesetzt werden. Die Parametrierung gestaltet sich sehr effizient sowie einfach und erfolgt über einen aktuellen Webbrowser. Unabhän-

gig davon ob der Anwender einen PC oder ein Smartphone als Endgerät verwendet, die Oberfläche passt sich an das verwendete End-

Die neue Alarmierungssoftware wurde von den erfahrenen Siemens-Ingineuren auf der Basis einer Industriesteuerung kreiert.

HYDRO

Technik

VIA HANDY ALLES IM BLICK Zusätzlich zu den Alarmierungs- und Reportfunktionen steht dem Kunden eine Kraftwerksübersicht zur Verfügung, die speziell für mobile Endgeräte optimiert wurde. Über eine verschlüsselte und passwortgeschützte Verbindung kann man auf diese mobile Kraftwerksübersicht zugreifen. Diese kann indivi-

Die Sipocon-H Alarmierungszentrale kann somit aufgrund der Vielzahl an verschiedenen Ankopplungsmöglichkeiten, sowohl für neue als auch für bereits bestehende ältere Kraftwerke eingesetzt werden. Unabhängig davon, ob der Anwender einen PC oder ein Smartphone als Endgerät verwendet, die Oberfläche passt sich an das verwendete Endgerät automatisch an.

Grafik: Siemens

gerät automatisch an. Die Parametrierung erfolgt standardmäßig über den Leitrechner am Kraftwerk. Ist mehr Flexibilität gewünscht, so kann man auch über eine gesicherte Internetverbindung direkt mit dem Smartphone auf die Parametrierung zugreifen und Änderungen vornehmen. Sollte keine Internetverbindung zur Verfügung stehen, so können die wichtigsten Parameter und Funktionen auch per einfache SMS-Befehle gesteuert werden. Die Anbindung an das Mobilfunknetz erfolgt mittels eines für Industrieanwendungen entwickelten Kommunikationsprozessors, der alle gängigen und aktuellen Mobilfunkstandards beherrscht. Es stehen je nach Variante mehrere Alarmierungslinien sowie Benutzer zur Verfügung. Die Alarmierung erfolgt wahlweise per SMS oder Email, wobei diese den vom Nutzer in der Alarmlinie definierten Text enthält. Zusätzlich zu den einfachen Alarmierungen kann man bei komplexeren Anlagen, oder bei einem Kraftwerksverbund mit unterschiedlichen Benutzern auf die jeweiligen Alarmierungsgruppen zugreifen. Dies ermöglicht eine selektive Alarmierung. Eine weitere Funktion ist die automatische Reportfunktion, die per SMS oder Email an vom Nutzer festgelegten Tagen automatisch Statusnachrichten mit vordefinierten Zähl- und Messwerten schickt.

duell an die Anforderungen der Anlagen sowie die Wünsche des Benutzers angepasst werden. Die mobile Kraftwerksübersicht enthält grundsätzlich Anlagenmesswerte, Bedienelemente wie (Starten / Stoppen der Anlage, Alarmquittierung, …), sowie Anzeigeelemente. Mit dieser mobilen Kraftwerksübersicht hat man seine Anlage jederzeit im Blick und

kann - falls erforderlich - in den Betrieb eingreifen. Diese Integration der mobilen Kraftwerksübersicht ist nicht nur bei neuen Anlagen möglich, sondern auch bei bereits bestehenden und auch älteren Anlagen. Mit dem Sipocon-H Alarmcenter hat der Betreiber sein Kraftwerk immer im Blick und direkt in der Hosentasche.

Das Sipocon-H Alarmierungssystem kann an jede Kraftwerkssituation individuell angepasst werden.

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Kleine Wasserkraftwerke. Große Wirkung. Wir bringen Ihre Hydro-Anlagen voran. Nehmen Sie Ihre Energieversorgung selbst in die Hand: Machen Sie sich weitgehend unabhängig von den Kostenschwankungen fossiler Rohstoffe und nutzen Sie die Kraft des Wassers! Wir sind dabei Ihr verlässlicher Partner. Siemens hat bereits hunderte Kleinwasserkraftwerke auf der ganzen Welt installiert. Als umfassender Systemanbieter übernehmen wir die komplette Verantwortung für Ihr Projekt: von der maßgeschneiderten Planung und Errichtung über die Modernisierung bestehender Anlagen bis hin zum Einbau von Turbinen unterschiedlicher Hersteller und der Betreuung sowie Instandhaltung vor Ort. Eine Investition, die sich nachhaltig rechnet: als Betreiber profitieren Sie von hoher Profitabilität und Anlagenverfügbarkeit bei geringen Betriebskosten. Kontaktieren Sie uns: Wir beraten Sie gerne vor Ort! Telefonisch unter +43(0) 51707 44266 oder per E-mail an energy.smallhydro.at@siemens.com

siemens.com/hydro

Small_Hydro_ Inserat_deutsch_216x297abf.indd 1

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Foto: GUGLER

HYDRO

Projekte

Die österreichischen Branchenexperten GUGLER Water Turbines GmbH und die Schubert Elektroanlagen GmbH lieferten und installierten die komplette elektromechanische und leittechnische Ausstattung des Kraftwerks Pencaligue in Honduras.

KRAFTWERK PENCALIGUE IN HONDURAS SORGT FÜR REGIONALEN NETZAUSGLEICH Um die Stabilität der öffentlichen Stromnetze in Honduras – eines des ärmsten Länder Mittelamerikas – nachhaltig zu verbessern, setzen Energieversorger in den vergangenen Jahren zunehmend auf den Ausbau ungenutzter Wasserkraftpotentiale. Im Nordwesten des Landes ging im Departamento Santa Bárbara im Sommer 2018 mit dem Kraftwerk Pencaligue eine 18 MW Anlage in Betrieb, die zur Stromversorgung einer nahe gelegenen Kleinstadt dient. Realisiert wurde das Projekt des Betreibers Hidroeléctricas de Occidente S. de R.L. mit wesentlicher Beteiligung österreichischer Branchenspezialisten. Die niederösterreichische Schubert Elektroanlagen GmbH lieferte und installierte als Subunternehmer die komplette elektround leittechnische Ausrüstung des Kraftwerks. Den Gesamtauftrag für die elektromechanische Ausstattung, darunter zwei auf über 7 MW sowie eine auf über 3 MW Engpassleistung ausgelegte Pelton-Turbinen, ging an die GUGLER Water Turbines GmbH aus Oberösterreich. Freispiegelstollen zuerst durch einen Berg und mit einer anschließenden Druckrohrleitung zur Turbinierung geleitet werden. Das

Projekt, benannt nach der gleichnamigen Region, hatte bereits um das Jahr 2010 seine Genehmigung erhalten, teilweise waren schon Foto: GUGLER

eben Haiti zählt Honduras zu den ärmsten Ländern Mittelamerikas, über 70 Prozent der fast neun Millionen Einwohner leben unter der Artmutsgrenze. Aufgrund veralteter beziehungsweise fehlender Infrastruktur und Produktionsstätten stehen Stromausfälle in vielen Regionen des Landes auf der Tagesordnung. Um diese Versorgungsengpässe besser in den Griff zu bekommen, wird dem Ausbau regenerativer Energieformen, im Speziellen der Wasserkraft, hohe Bedeutung beigemessen. So bildete auch die mangelhafte Stromversorgung der Stadt Atima im Departamento Santa Bárbara im Nordwesten von Honduras den Ausgangspunkt für das Wasserkraftprojekt Pencaligue. Für den Kraftwerksbau sollte ein lokales Gewässer ausgeleitet und das Triebwasser mittels

Frontansicht der Kraftwerkszentrale im Departamento Santa Bárbara.

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Foto: GUGLER

Projekte

Bauarbeiten zur Errichtung der Wehranlage und des Einlaufbauwerks.

erste Bauarbeiten erfolgt. Aus wirtschaftlichen Gründen musste das Projekt allerdings gestoppt und für mehrere Jahre auf Eis gelegt werden. 2016 wurde das Projekt vom Energieversorger Hidroeléctricas de Occidente S. de R.L. übernommen, die Bauarbeiten zur konkreten Umsetzung des Projekts starteten im darauf folgenden Jahr.

DRUCKROHRLEITUNG NACH FREISPIEGELSTOLLEN Die Wasserfassung des Kraftwerks wurde mit einer beweglichen Wehrklappe ausgerüstet, an der Seitenentnahme können bis 2,9 m³/s für die Stromproduktion entnommen werden. Im Anschluss an die Ausleitung wird das Triebwasser zunächst in ein großvolumiges Entsanderbecken geleitet, in dem sich die feinen Sedimente des Gewässers langsam absetzen können. Über eine hydraulisch bewegte Spülklappe werden Sand und Sedimente wieder in den natürlichen Gewässerverlauf zurück geschwemmt. Gleich danach beginnt ein rund drei Kilometer langer Freispiegelstollen, der mittels bergmännischen Sprengvortriebs erstellt wurde. Im Anschluss an die Strecke unter Tage fließt das Wasser in ein der Pegelregelung dienendes Becken, gleich danach beginnt der

Animation: GUGLER

BETREIBER SETZEN AUF ÖSTERREICHISCHE EXPERTEN Noch im Dezember 2016 beauftragte Hidroeléctricas de Occidente den österreichischen Wasserkraft-Allrounder GUGLER Water Turbines GmbH mit der Lieferung der kompletten elektromechanischen Ausrüstung für das Projekt. Die Oberösterreicher hatten für den Auftraggeber bereits 2015 zwei Pelton-Turbinen für das 10 MW Kraftwerk Mezapa in Honduras installiert und sich damit für ein weiteres Projekt im Land empfohlen. Als Sub-Unternehmen zur Lieferung der elektround leittechnischen Ausrüstung beauftragte GUGLER die niederösterreichische Schubert Elektroanlagen GmbH aus Ober-Grafendorf. Schon 2016 hatten die international hocherfahrenen Unternehmen das 12,9 MW Projekt „Carpapata III“ in Peru gemeinsam realisiert, 2017 folgte eine weitere Kooperation beim

ebenfalls peruanischen Projekt „Marañón“ mit 19,7 MW Engpassleistung. Der Auftrag für das Projekt Pencaligue war hingegen der erste gemeinsame Auftrag in Mittelamerika. Für die Unterkunft der Monteure und Techniker wurde am Standort der Kraftwerkszentrale ein eigenes Camp errichtet, das aufgrund der hohen Kriminalität im Land rund um die Uhr von bewaffneten Sicherheitskräften bewacht wurde.

TURBINEN DECKEN BREITES BETRIEBSBAND Beim Design der Maschinen stand laut GUGLER-Projektleiter Roland Fleischmann vor allem eine möglichst hohe Effizienz im Teillastbetrieb im Fokus der Konstrukteure. Da das Wasserdargebot vor allem außerhalb der Regenzeit zwischen Oktober und Mai sehr stark schwanken kann, wurden für optimale Wirkungsgrade zwei größere sowie eine kleinere Pelton-Turbine installiert. Vom maschinellen Design wurden die Turbinen jeweils als sehr gut regelbare 2-düsige Varianten mit horizontalen Wellen gefertigt. Die ursprünglichen Projektentwickler hatten im Krafthaus bereits den Einbau einer vierten Turbine vorgesehen, dies wurde allerdings aufgrund einer zu optimistischen Prognose in Sachen Wasserdargebot nicht realisiert. Während die größeren Turbinen bei einem Ausbaudurchfluss von jeweils 2

Technische Daten

Die beiden identisch konstruierten größeren Turbinen schaffen eine Engpassleistung von jeweils 7.334 kW, die kleinere Maschine erreicht eine Maximalleistung von 3.299 kW.

rund 3,8 km lange Kraftabstieg in Form einer Druckrohrleitung. Da die die Trassenführung der zwischen DN1700 und DN1500 ausgeführten Stahlleitung einen Hochpunkt unausweichlich machte, wurde am höchsten Punkt der Leitung ein Wasserschloss zum Druckausgleich errichtet. Beim Übergang in das zweckmäßig ausgeführte Krafthaus hat das Triebwasser eine Bruttofallhöhe von 413 m überwunden.

April 2019

• Ausbauwassermenge T 1&2: 2 m3/s • Bruttofallhöhe: 413 m • Turbinen: 2 x Pelton horizontal • Ø Laufrad: 1.365 mm • Engpassleistung: 2 x 7.334 kW • Hersteller: GUGLER Water Turbines • Generator: Synchron • Hersteller: Hyundai Ideal Electric

• Ausbauwassermenge T 3: 0,9 m3/s • Bruttofallhöhe: 413 m • Turbine: Pelton horizontal • Ø Laufrad: 910 mm • Engpassleistung: 3.299 kW • Hersteller: GUGLER Water Turbines • Generator: Synchron • Hersteller: Marelli

Jahresarbeit/Regeljahr: ca. 100 GWh

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Screenshot: Schubert

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Foto: GUGLER

Der im Kraftwerk erzeugte Strom gelangt über eine Freileitung zur nächsten Verteilstation.

m³/s eine Engpassleistung von 7.334 kW erreichen, schafft die dritte Maschine bei einem Durchfluss von maximal 900 l/s eine Engpassleistung von 3.299 kW. Als Energiewandler dienen jeweils direkt mit den Turbinenwellen gekoppelte Synchron-Generatoren. Da die Betreiber bei der Projektübernahme auch zwei von den ursprünglichen Projektentwicklern erworbene Generatoren mit übernommen hatten, wurden die größeren Turbinen an diese vorhandenen Maschinen, die mehrere Jahre eingelagert waren, angepasst. Der kleinere Maschinensatz wurde als komplette Einheit mit einem Generator des Herstellers Marelli von den Oberösterreichern geliefert.

Foto: GUGLER

NETZBETREIBER MIT BETRIEBSHOHEIT Ein wichtiger Punkt in Sachen Elektrotechnik war laut Schubert-Inbetriebnahmetechniker Lukas Rudolf die Fernwirkmöglichkeiten durch den honduranischen Netzbetreiber. „Von Seiten des Netzbetreibers kam zu einem relativ späten Zeitpunkt die Auflage, dass die Wirk- und Blindleistung der Anlage jederzeit vorgegeben beziehungsweise bestimmt werden können muss. Diese Anforderungen konnte

Visualisierung der von Schubert Elektroanlagen programmierten Kraftwerkssteuerung.

allerdings erst kurz vor der Inbetriebnahme endgültig abgeklärt werden, weil die Verantwortlichen erst zu diesem Zeitpunkt ihre Vorgaben spezifizieren konnten.“ Grundsätzlich werden dem Netzbetreiber die wichtigsten Messwerte des Kraftwerks übermittelt. Basierend auf diesen Daten wird die Leistung der Anlage hoch- oder runter gefahren, wodurch Stromschwankungen in der Region noch besser ausgeglichen werden können.

Darin befinden sich neben der SPS-Turbinensteuerung auch die Komponenten zur Erregung sowie die elektrischen Schutzbauteile der Anlage. Die Niederspannungskomponenten von 480V bis 24V wurden ebenfalls in eigenen Schaltschränken montiert. Als zusätzliche betriebliche Sicherheitsmaßnahme im Falle eines kompletten Stromausfalls wurde darüber hinaus ein Notstrom-Dieselaggregat geliefert.

ELEKTRO- UND LEITTECHNIK Die Lieferung von Schubert beinhaltete neben der auf Basis WinCC programmierten Leittechnik die komplette elektrotechnische Ausstattung. Dies beinhaltete eine gasisolierte 36 kV Mittelspannungsschaltanlage für die Netz einspeisung und Energiezählung. Drei Maschinentransformatoren (2 x 8,75 MVA und 1 x 3,75 MVA) sorgen für die Spannungsanpassung der erzeugten Energie vor dem Einspeisen ins öffentliche Netz. Weiters wurde ein separater Eigenbedarfstransforma tor mit 200 kVA geliefert. Die Komponenten zur Regelung der drei Maschinensätze wurden in eigenen Steuerschränken installiert.

ANLAGE BALD EIN JAHR IN BETRIEB Nach Abschluss der finalen Installationsarbeiten und der Freigabe durch den Netzbetreiber ging das Kraftwerk im Sommer 2018 schließlich erstmals in Betrieb. Im darauf folgenden Probebetrieb wurde die Anlage bei unterschiedlichen Betriebszuständen ausgiebig getestet und das Feintuning für eine möglichst effiziente Stromproduktion durchgeführt. Die Projektverantwortlichen bei GUGLER und Schubert ziehen nach dem Übergang in den Regelbetrieb unabhängig voneinander ein positives Fazit über das Projekt und die erste Zusammenarbeit in Honduras. Bereits in wenigen Monaten wird die Anlage ihr erstes Betriebsjahr feiern, im Durchschnitt rechnen die Betreiber mit einer durchschnittlichen Jahresproduktion von 100 GWh.

Zur Kühlung der Generatoren wurde eine eigene Kühlwasseraufbereitungsanlage installiert.

April 2019

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Projekte

Fotos: Schweighofer

Betreiber Ernst Schweighofer an der Wasserfassung des Kleinkraftwerks Arbesbach. Die in rund fünf Monaten Bauzeit errichtete Anlage sorgt für die autarke Stromversorgung eines Heizwerks sowie mehrerer Wohn- und Wirtschaftsobjekte in Strallegg.

KRAFTWERKSBETREIBER VERSORGT EIGENE ANLAGEN IM OSTSTEIRISCHEN STRALLEGG Mit dem Bau eines Kleinwasserkraftwerks in der oststeirischen Gemeinde Strallegg machte sich Betreiber Ernst Schweighofer weitgehend unabhängig von der öffentlichen Energieversorgung. Die zu großen Teilen in Eigenregie errichtete Anlage deckt den fast kompletten Strombedarf von mehreren Wohn- und Wirtschaftsobjekten und eines ebenfalls im Eigenbesitz stehenden Heizwerks. Der überschüssige Strom wird ins Netz der Energie Steiermark eingespeist, von welchem bei geringem Wasserdargebot auch Strom bezogen werden kann. Realisiert wurde das 2017 innerhalb von fünf Monaten gebaute Kraftwerk nach dem klassischen Ausleitungsprinzip. Über ein Tiroler Wehr werden bis zu 130 l/s aus dem Arbesbach eingezogen und über eine rund 1,3 km lange Druckleitung zu einer 3-düsigen Pelton-Turbine geleitet. Das gesamte Rohrmaterial in Form hoch beanspruchbarer duktiler Gussrohre lieferte der oberösterreichische Vertriebsprofi Geotrade. Dank des flexiblen Muffensystems konnte die gesamte Rohrtrasse ohne den Einbau von Rohrkrümmern verlegt werden. Nach der Inbetriebnahme im März 2018 feiert die Anlage im heurigen Frühjahr ihr 1-jähriges Betriebsjubiläum.

er heute 21 Jahre junge Ernst Schweighofer aus Strallegg im oststeirischen Bezirk Weiz hat sein Interesse für Wasserkraft schon früh entwickelt. Bereits 2009 zeichnete der damals Zwölfjährige erste Pläne für den Bau eines Wasserkraftwerks auf dem Grundstück der Eltern. Der Bauaufwand für eine Anlage mit maximal 5 kW Leistung wurde allerdings als zu hoch erachtet. Nachdem die Familie 2014 die Beratungsaktion für Kleinwasserkraftwerke in Anspruch genommen hatte, wurden die Pläne für ein eigenes Wasserkraftwerk wieder kon-

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Die Fischteiche neben dem Krafthaus werden durch die Restwasserstrecke bewässert.

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Die rund 1,3 km lange Rohrtrasse wurde komplett unterirdisch verlegt.

Die duktilen Gussrohre der Marke Jindal SAW lieferte der ober österreichische Rohrvertrieb Geotrade aus Ried in der Riedmark.

kret. Im Rahmen der Beratung wurde ein jährliches Erzeugungspotential für rund 200.000 kWh festgestellt. Da der Fokus der Familie Schweighofer aber auf Eigenenergieversorgung ausgerichtet war und noch immer ist, wurde das Vorhaben wieder auf Eis gelegt. „Dies änderte sich im Jahr 2015, als wir unser eigenes Biomassewerk in Betrieb genommen hatten. Aufgrund des hohen Strombedarfs des Heizwerks war die Errichtung eines Wasserkraftwerks wieder sehr sinnvoll geworden“, erklärt Ernst Schweighofer.

die Grundbesitzer, Fischereiberechtigten und Behördenvertreter von Beginn an in das Projekt eingebunden waren und mit allen Beteiligten rasch ein Übereinkommen gefunden werden konnte. Dies erklärt auch die kurze Genehmigungsphase, bereits wenige Monate nach der Einreichung wurde im Mai 2016 die Baugenehmigung erteilt. Als ökologische Ausgleichsmaßnahme wurde ein Gewässerabschnitt beim Mündungsbereich des Bachs durch das Setzen von Niederwasser-Buhnen fischdurchgängig gemacht.

KRAFTWERKSBAU IN KÜRZESTER ZEIT BEWILLIGT Noch im Dezember 2015 wurde bei den zuständigen Behörden das Ansuchen für den Bau eines Kleinwasserkraftwerks am Arbesbach eingereicht. Geplant und ausgearbeitet wurde das Projekt vom auf Kleinwasserkraft spezialisierten Ingenieurbüro Mosbacher aus Niederösterreich. Schweighofer betont, dass

DRUCKLEITUNG AUS DUKTILEN GUSSROHREN Die eigentlichen Bauarbeiten starteten mit dem Aushub des Krafthauses Anfang Juni 2017, in rund drei Wochen war der Betonbau des Gebäudes hochgezogen. Im Anschluss folgte die Verlegung der rund 1,3 km langen Druckrohrleitung, die wie die Erdund Stahlwasserbauarbeiten von Schweigho-

fer in Eigenregie mit der Unterstützung von Montagehelfern umgesetzt wurde. Der obere Trassenabschnitt wurde in der Dimension DN350 verlegt, nach einer Verjüngung wurden die restlichen rund 950 m Richtung Krafthaus in DN300 ausgeführt. Zusätzlich mitverlegt wurden Leerrohre für die jeweils separat geführten Strom- und Glasfaserkabel zur energietechnischen Anbindung der Wasserfassung. Beim Rohrmaterial setzte der Betreiber auf duktile Gussrohre des Herstellers Jindal SAW, die vom Vertriebsspezialisten Geotrade aus Oberösterreich geliefert wurden. Die qualitativ hochwertigen Rohre stehen für hohe Druckbeständigkeit, Resistenz gegen schädliche Umwelteinflüsse, optimale Fließbedingungen durch hochglatte Innenflächen und sind für schwierigste Einbau bedingungen geeignet. Darüber hinaus können die Rohre ohne zusätzliches Bet tungsmaterial im Erdreich verlegt werden.

Technische Daten • Ausbauwassermenge: 130 l/s • Bruttofallhöhe: 64 m • Druckleitung: ca. 1,3 km duktiler Guss • Ø: DN350/DN300 • Turbine: 3-düsige Pelton • Drehzahl: 750 U/min • Engpassleistung: 70 kW • Hersteller: Maschinenbau Unterlercher • Generator: Synchron • Anschlussspannung: 410 V • Nennscheinleistung: 80 kVA • Hersteller: Hitzinger • Durchschn. Jahresarbeit: ca. 200.000 kWh

Unter Volllast schafft die auf eine Ausbauwassermenge von 130 l/s und 64 m Bruttofallhöhe ausgelegte Pelton-Turbine eine Engpassleistung von 70 kW. Darüber hinaus kann die Maschine dank drei elektrisch geregelter Düsen ihre Stärken im Teillastbetrieb voll ausspielen.

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Der selbst gefertigte Tiroler Rechen kann zur Reinigung mittels Scharnieren aufgeklappt werden.

Visualisierung der Leittechnik am Touch-Display im Krafthaus.

Dank der Abwinkelbarkeit der Rohrstöße innerhalb der Verbindungsmuffen erlaubt das System die Ausführung weitläufiger Richtungsänderungen der Rohrtrasse ohne die Verwendung spezieller Formstücke. Dies traf auch bei der Druckleitung des Kraftwerks Arbesbach zu, deren Verlegung inklusive einer Bachunterquerung komplett ohne Rohrbögen in rund 1,5 Monaten bewerkstelligt werden konnte.

Wasserdargebot jahreszeitlich bedingt verringert, sorgen die drei elektrisch geregelten Düsen für ein Maximum an Effizienz. Ein Krafthauskran der Firma Mayrhofer aus Wenigzell erleichtert die Wartungsarbeiten an der technischen Ausrüstung. Die neben dem Krafthaus bereits vor dem Anlagenbau angelegten Fischteiche beziehen ihre Wasserversorgung aus der Restwasserstrecke.

PELTON-TURBINE FÜR TEILLAST OPTIMIERT Die Wasserfassung wurde von Schweighofer mit einem selbst gefertigten Tiroler Wehr ausgestattet, zur Restwasserabgabe dient ein in das Querbauwerk integrierter Schieber. In der Wehrhütte, in der die elektrotechnischen Bauteile untergebracht wurden, kann für den Wintereinlauf ein zusätzlicher Feinrechen eingesetzt werden. Nach dem Einzug wird das Triebwasser in ein Entsanderbecken geleitet, gleich danach beginnt der Kraftabstieg. „Da die maximale Ausbauwassermenge von 130 l/s relativ hoch angesetzt wurde, sollte die Turbine ein möglichst breites Betriebsband abdecken können. Darüber hinaus musste die pegelgeregelte Maschine an einen gebraucht erworbenen und generalüberholten Synchron-Generator von Hitzinger angepasst werden“, sagt Schweighofer. Die Maschinenbau Unterlercher GmbH aus Osttirol fertigte eine für diesen Einsatzweck optimierte 3-düsige Pelton-Turbine mit horizontaler Welle. Als Verbindung zwischen Turbinen- und Generatorwelle kommt ein Riemenantrieb zum Einsatz, der auch gleichzeitig zur Drehzahl-Übersetzung genutzt wird. Bei einer Bruttofallhöhe von 64 m schafft die Turbine eine Engpassleistung von 70 kW. Wenn sich das

SEIT 2018 STROMUNABHÄNGIG Neben der Eigenversorgung war die Inselbetriebsfähigkeit des Kraftwerks ein wichtiger Punkt für den Betreiber. Diese Anforderung wurde durch den Lieferumfang der für die Elektrotechnik und Steuerung zuständigen SOWA-Control GmbH sichergestellt. Die Elektrotechnik im Krafthaus sowie die Energieableitung wurden ebenfalls von Schweighofer selbst geplant. Um das Heizkraftwerk sowie die im Gemeindegebiet verstreuten Objekte an das eigene Versorgungsnetz anzubinden, wurden vom Betreiber rund 4 km Stromkabel verlegt. Bei ausreichend Wasserdargebot werden die Objekte völlig autark mit Strom versorgt, wenn das Kraftwerk stillsteht, wird automatisch Strom aus dem Netz der Energie Steiermark bezogen. Nachdem die Anlage im März des Vorjahres ihren Regelbetrieb aufgenommen hat, zeigt sich Schweighofer mit der bisherigen Erzeugungsleistung durchaus zufrieden: „Obwohl das Kraftwerk mehrere Monate stillgestanden hat, konnten 2018 rund 80 Prozent unseres Eigenenergiebedarfs gedeckt werden. Darüber hinaus wurde rund die Hälfte des erzeugten Stroms in das öffentliche Netz eingespeist.“

Sämtliche Richtungsänderungen der Druckleitung konnten dank minimaler Abwinkelbarkeit der Rohrstöße in den Verbindungsmuffen ohne spezielle Formstücke ausgeführt werden.

Trotz der Ausleitung für das Kleinkraftwerk bleibt der Arbesbach optimal bewässert. Über das schwarze Kunststoffrohr fließt das abgearbeitete Triebwasser vom Krafthaus zurück ins Gewässer.

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Foto: Conné van d´Grachten

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Innerhalb eines Zeitraumes von sechs Monaten erhielten die Anlagen am Standort Neu-Ulm und Ludwigsfeld je zwei neue Maschinensätze. Auch die gesamte Steuer- und Elektrotechnik und die hydraulischen Aggregate wurden erneuert.

REFURBISHMENT DER ILLER-KANAL-KRAFTWERKE STEIGERT LEISTUNGSVERMÖGEN UM 10 PROZENT Die beiden Traditionskraftwerke Neu-Ulm und Ludwigsfeld am Iller-Kanal im bayrischen Neu-Ulm wurden nach einem erfolgreichen Maschinenwechsel, der sich über 6 Monate erstreckte, kürzlich wieder ans Netz genommen. An den Kraftwerksstandorten konnten je zwei Maschinensätze getauscht werden, ohne in das unbefristete Wasserrecht eingreifen zu müssen. Die ausgedienten Anlagen wurden durch vier identische Maschinen vom deutschen Wasserkraftspezialisten HSI ersetzt. Die sanierten Kraftwerke leisten jeweils rund 600 kW und erzeugen künftig 4,5 Millionen Kilowattstunden sauberen Strom im Jahr. Die SWU Stadtwerke Ulm/Neu-Ulm GmbH (SWU) investierte insgesamt 2,5 Mio. Euro am Iller-Kanal.

er Iller-Kanal ist ein künstliches angelegtes Gewässer. Er stammt noch aus der Zeit der Industrialisierung zu Beginn des 20. Jahrhunderts. Vor dem Bau des Kanals war die Iller ein ungebändigter und unberechenbarer Gebirgsfluss, der immer wieder schwere Überschwemmungen brachte. Um die Kraft des wilden Voralpenflusses nutzbar zu machen, wurde der Iller-Kanal angelegt. Er ist Teil eines historisch gewachsenen Kanalnetzes in und um Ulm/Neu Ulm. Heute betreiben die Stadtwerke Ulm/NeuUlm GmbH (SWU) fünf Wasserkraftwerke an der Donau, eine Anlage an der Blau und die unteren beiden der acht Anlagen am Illerkanal. Im Gegensatz zum Kraftwerk NeuUlm aus dem Jahre 1926 wurde jenes in Ludwigsfeld seit seiner Inbetriebnahme 1907 schon einmal generalüberholt – und zwar im Jahr 1969. Doch bedingt durch eine Anhäufung von Ausfällen war mittlerweile eine Komplettsanierung beider Kraftwerksanlagen unumgänglich geworden. Konkret tauchten

April 2019

zuletzt immer wieder Probleme mit den alten Winkelgetrieben auf, an denen die Getriebezähne oder gar die Achse selbst brachen. Nach einzelnen Detail-Reparaturen, um einen Betrieb aufrecht zu halten, setzten die Stadtwerke Ulm/Neu-Ulm GmbH (SWU) erste Maßnahmen für eine Sanierung der in die Jahre gekommenen Anlagen. UNBEFRISTETES WASSERRECHT BLEIBT BESTEHEN Bereits in der Vorplanungsphase wurden von der SWU die Rahmenbedingungen sowie die Zielsetzung der Sanierung klar abgesteckt. Einerseits sollte der bauliche Eingriff das unbefristete Wasserrecht und das historische Gebäude nicht verändern, und andererseits sollte der Umbau ein Plus an Stromertrag von 10 Prozent garantieren. „Mit dieser Leistungssteigerung erfüllen wir ein wichtiges Kriterium im Sinne des Erneuerbare Energiegesetzes (EEG) und erbringen damit die Voraussetzungen für die Einspeisevergütung“, erklärt Sebastian Gratzl, zuständig für die Bautech-

nik und neben Harald Kilian mit Schwerpunkt Maschinentechnik, einer der beiden Projektleiter bei der SWU. Um nichts dem Zufall zu überlassen, wurde das hierfür notwendige Gutachten bereits im Vorfeld beim Netzbetreiber vorgelegt, das nach sorgfältiger Prüfung akzeptiert und freigegeben wurde. „Damit hatten wir ein realistisches Konzept für die Umsetzung, und das Projekt Kraftwerkssanierung am Iller-Kanal konnte anlaufen“, so Gratzl. DURCHDACHTES SANIERUNGSKONZEPT Für die Komplettsanierung sah das Konzept an beiden Standorten den Tausch der Laufräder, Leitapparate, Generatoren, der elektrotechnischen und hydraulischen Anlagenregelung und -steuerung vor. Sowohl am Kraftwerk Ludwigsfeld als auch am Standort Neu Ulm wurden die alten Turbinen durch moderne doppeltregulierte Kaplanturbinen ersetzt. Somit kommen jetzt an beiden Kraftwerken je zwei baugleiche Maschinensätze

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Ein Blick ins Innere eines der rund 100 Jahre alten Generatoren am Standort Ludwigsfeld.

Drehstrom-Synchron-Generatoren der Hitzinger GmbH mit einer Leistung von je 400 kVA. Die qualitativ hochwertigen Generatoren vom oberösterreichischen Traditionshersteller für Generatoren und Notstromaggregaten garantieren durch ihre robuste Bauweise eine hohe Betriebssicherheit für viele Jahre. STÖRUNGEN HÄUFTEN SICH Kaum hatte man im Anschluss an die Planungsphase das Projekt ausgeschrieben, begannen sich die Störungen zu häufen. „Als wenn die Maschinen es geahnt hätten. Sowie wir die Aufträge vergeben hatten, begannen die Ausfälle“, so Gratzl und meint zudem, dass die alten Anlagen nicht mehr allzulange gehalten hätten. Glücklicherweise konnte Anfang Juni 2018 mit der Demontage der alten Anlagenteile, wie Laufräder, Leitapparate, Winkelgetriebe, Generatoren und Steuereinheiten, begonnen werden. Der Abbruch der alten Kraftwerkskerne um die Maschinensätze herum erfolgte hauptsächlich per Hand, da schweres Gerät nicht ins Krafthaus zu bringen war, ohne die Gebäudehülle zu verändern. Wegen der kompakten Bauweise der neuen Maschinensätze wurde die Decke über den Turbinenkammern um rund 1,80 m tiefer gelegt. Diese Betonarbeiten waren zeitlich gesehen der größte Aufwand im Zuge des Projektes. Am Standort des Kraftwerks Neu-Ulm

Foto: Conné van d´Grachten

HSI LIEFERTE DIE MASCHINENTECHNIK Für die Umsetzung des Sanierungskonzeptes vertrauten die Neu-Ulmer Stadtwerke auf die Kompetenz des Wasserkraftspezialisten HSI Hydro Engineering GmbH aus Trier im Bundesland Rheinland-Pfalz. Als Komplett-Anbieter für die Erneuerung der Maschinentechnik

konnte man sich gegenüber dem Marktumfeld behaupten. HSI genießt in der Branche einen hervorragenden Ruf, zumal das Wasserkraftunternehmen immer wieder mit richtungsweisenden Innovationen aufhorchen ließ, wie beispielsweise dem Konzept des beweglichen Kraftwerks oder der Weiterentwicklung von Rohrturbinen. Für die vier baugleichen Maschinensätze an den beiden Kraftwerksstandorten am Illerkanal wurden standardisierte Baugrößen gewählt. Die doppeltregulierten Kaplanturbinen mit 4-flügeligem Laufrad, 16 Leitschaufeln und einem Laufraddurchmesser von 1,41 m leisten bei einer Fallhöhe von 4,55 m und einem Schluckvermögen von 8 m³/s rund 314 kW. Der Nenndrehzahl der rund 17 t schweren und vertikal verbauten Turbineneinheiten liegt bei 231 U/min. Im Hinblick auf die Anforderungen am Iller-Kanal kamen Maschinen zum Einsatz, die sich durch ihre kompakte Bauweise, ihre Langlebigkeit und eine äußerst wartungsarme Konstruktion auszeichnen. „Aufgrund des unbefristeten Wasserrechts entschieden wir uns für hochqualitative Kraftwerkskomponenten, die eine möglichst lange Betriebsdauer ermöglichen“, erklärt Projektleiter Gratzl dazu. Nicht zuletzt aus diesem Grund wurde bei den neuen Anlagen gänzlich auf den Einsatz von Getrieben verzichtet. Als Energiewandler dienen hier luftgekühlte

Foto: SWU

zum Einsatz. Dank dieses Konzepts konnte man sich für die Erneuerung beider Anlagen auf den Innenbereich der Kraftwerke beschränken. „Im Außenbereich waren nur zum Teil Arbeiten notwendig. Das Stauziel, die Fallhöhe und der Durchfluss von 16 m³/s blieben unverändert“, erklärt Gratzl weiter. Einzig der Antrieb des Leerschuss-Schützes beim KW Neu-Ulm wurde im Zuge der Sanierungen erneuert. Um den Einbau der Kraftwerkskomponenten überhaupt zu ermöglichen, wurden die Bauteile einzeln angeliefert, in das Krafthaus eingehoben und anschließend zusammengebaut. Grund dafür ist das geringe Lichtmaß der Zugangstore der Maschinenhallen, die einen echten Flaschenhals darstellten. „Die größte Schwierigkeit war das Einbringen der je rund 9,7 t schweren Generatoren, da sie nur liegend durch das enge Tor passten“, so Gratzl. Dank vorausschauender Projektplanung konnten Stolpersteine dieser Art bereits im Vorfeld kleingehalten werden.

Foto: SWU

Foto: Conné van d´Grachten

Die in die Jahre gekommenen Anlagen verrichteten über Jahrzehnte treu ihren Dienst. Nun kamen sie an ihre Grenzen und die SWU musste reagieren.

Auch am Kraftwerk Neu-Ulm mussten die Generatoren mit dem Schwerlastkran angeliefert werden.

So wie hier im Bild die Teile des Leitapparates, konnten auch alle weiteren Kraftwerkskomponenten lediglich in Einzelteilen ins Krafthaus gehievt werden. Sie wurden anschließend zusammengebaut und montiert.

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Foto: SWU

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Foto: SWU

Wegen der kompakten Bauweise der neuen Maschinensätze wurde an beiden Standorten die Decke über den Turbinenkammern um rund 1,80 m tiefer gelegt.

Bedingt durch die Größe der Eingangstüren wurden die Generatoren liegend durch die Türen transportiert, aufgerichtet und an die endgültige Stelle versetzt.

waren auch Abbrucharbeiten und daran anschließend die Betonarbeiten an den neuen Saugschläuchen im Unterwasserbereich erforderlich. Zum Leidwesen des Bauteams offenbarte sich im Rahmen der Ausbrucharbeiten, dass Wasser in größerem Umfang durch die Wände sickerte und ein herkömmliches Vorgehen nicht mehr möglich war. Um die genaue Ursache dafür zu eruieren und entsprechende Maßnahmen setzen zu können, musste der Wasserstand im Kanal und die Stauhöhe vor dem Kraftwerk abgesenkt werden. Schließlich wurden rund 1.000 Löcher in die Betonwände gebohrt, was eine Abdichtung des bestehenden Mauerwerks ermöglichte. Erst danach konnte man die Abbruch- und Betonarbeiten fortsetzen. „Bei einer älteren Bausubstanz wie hier weiß man nie, welche Überraschungen man zu erwarten hat“, so Gratzl. Insgesamt wurden an beiden Standorten rund 233 m³ Material der bestehenden Bausubstanz ausgebrochen, bei den Schalungsarbeiten verbaute man rund 240 m³ Beton und rund 32 t Betonstahl für die Armierung. ERLEICHTERTER TURBINENZUGANG Für die Ausführungsplanung zeigt sich das Ingenieurbüro Dr.-Ing. Koch GmbH aus Kempten im Allgäu verantwortlich. Im Wesentlichen umfasste dessen Projektbeitrag die Planung der Bautechnik und des Tragwerks, die Ausschreibung, die Bauleitung und die

Wasserkraftanlage Neu-Ulm Unsere Leistungen bestanden aus:

Ingenieurbüro Dr.-Ing. Koch Bauplanung GmbH

• Beratung, Bauund Maschinentechnik • Objektplanung • Tragwerksplanung • Ausschreibung • Mitwirkung bei der Vergabe • Bauoberleitung • Örtliche Bauüberwachung • Mitwirkung bei Inbetriebnahme Beethovenstr. 13 I 87435 Kempten I 0831/52172-0 I www. ibkoch.de

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Sicherheits- und Gesundheitsschutzkoordination (SiGeKo). Die Dr.-Ing. Koch GmbH gilt als kompetenter Planungspartner im Bereich der kleinen bis mittelgroßen Wasserkraftanlagen bis etwa 5 MW. Für die Montage der Kraftwerkskomponenten hatten die bestehenden Hallenkräne zu wenig Hebekraft, daher waren für die Umbauphase temporär errichtete Portalkräne notwendig. Sollte es künftig zu aufwändigeren Reparaturen kommen, müsste also wieder eine Hebeeinrichtung montiert werden. Um dennoch Reparaturen ohne größeren Aufwand durchführen zu können, wurde die Welle zwischen Turbine und Generator so konzipiert, dass über die Flanschverbindungen ein Teil entfernt werden kann. Auf diese Weise kann der Turbinendeckel angehoben werden, womit etwaige Reparaturen an den Lagern und Dichtungen etc. problemlos möglich wären. „Ansonsten müssten wir jedes Mal einen Kran montieren und die ganze Einheit hochheben,“ sagt Gratzl. Für die Ansteuerung der Fallschütze, der Rechenreinigungsmaschinen sowie des Leerschusses wurden neue Hydraulikaggregate installiert. ANLAGENSTEUERUNG ERFOLGT ÜBER LEITSTELLE Als größte Innovation an den neuen Anlagen sehen die Betreiber die nun zentralisierte Steuerung, die auf Basis einer Siemens SPS-Einheit realisiert wurde. „Wo es uns möglich ist, grei-

Technische Daten je Kraftwerk: • • • • • • • • • • • • • • • • •

Bauarten: Laufwasserkraftwerke Bruttofallhöhe: 4,55 m Ausbauwassermenge: 16 m3/s Turbinen: je zwei doppelt regulierte und vertikal verbaute Kaplanturbinen mit 4 Flügeln Laufraddurchmesser: 1,41 m Engpassleistung: 600 kW je Kraftwerk Jahresproduktion: 4,5 Mio. kWh Hersteller: HSI Hydro Engineering GmbH Generator: je zwei luftgekühlte Synchrongeneratoren Leistung: 400 kVA je Generator Hersteller: Hitzinger GmbH Bauherr/ Projektleitung: SWU Energie Betreiber/ Service: Stadtwerke Ulm/Neu-Ulm Netze GmbH Planung, Ausschreibung, Bauleitung: Ingenieurbüro Dr.-Ing. Koch GmbH Anlagensteuerung: Natur-Energietechnik Metallbau/ Hydraulik: Schreml GmbH Baumeister: Härle GmbH

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Foto: SWU

Foto: zek

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Die grün gefärbten Flanschverbindungen an den Turbinenwellen ermöglichen künftige Reparaturen an den Lagern und Dichtungen, ohne die ganze Einheit anzuheben.

fen wir auf die Siemens-Steuerung zurück, um einen einheitlichen Standard an allen Kraftwerken zu erhalten“, erklärt Projektleiter Sebastian Gratzl dazu. In der Leitstelle am Firmensitz des Energieversorgers werden nun alle Daten und Einflussgrößen der unterschiedlichen Infrastrukturbereiche gebündelt und gesteuert. „Das bedeutet, dass hier neben unseren Wasserkraftanlagen auch die Strom-, Gas- u. Wasserversorgungsnetze zusammengeschaltet sind. Im Falle einer Störung können wird innerhalb kürzester Zeit das zuständige Personal mobil machen und so unmittelbar auf eine Fehlermeldung reagieren. Außerhalb der regulären Arbeitszeit steht selbstverständlich ein Bereitschaftsdienst zur Verfügung“, so Gratzl zum Thema Betriebssicherheit. Die Anlagensteuerung befindet sich derzeit noch in der Optimierungsphase. Das exakte Zusammenspiel der einzelnen Parameter wird noch ausgetestet und eruiert. „Es geht darum, dass wir noch nachmessen und nacheichen müssen, geplant sind noch genaue Messungen gemeinsam mit der Prüfstelle Wasser der Hochschule Biberach“, so Gratzl weiter. Damit werden die Anlagen exakt an das saisonale

Insgesamt wurden an beiden Kraftwerksstandorten Maschinenteile mit rund 18 t und Generatoren mit rund 40 t verbaut. Jedes der Kraftwerke leistet nun rund 600 kW und erzeugt künftig 4,5 Millionen Kilowattstunden pro Jahr. Gegenüber den alten Anlagen ist das eine Leistungssteigerung von 10 Prozent.

Wasserdargebot des Iller-Kanals angepasst, das sich in der Regel zwischen 12 m³/s und 16 m³/s bewegt. Auf diese Weise wird die optimale Betriebsführung erarbeitet, um den bestmöglichen Wirkungsgrad und damit maximale Stromausbeute zu erreichen. WICHTIGER BEITRAG FÜR DIE ENERGIEWENDE Mit der Inbetriebnahme Anfang Dezember letzten Jahres konnten sich die SWU nicht zu letzt dank akribischer Vorplanung und einer hervorragenden Umsetzung der Arbeiten an

beiden Kraftwerksstandorten über einen erfolgreichen Projektabschluss freuen. Lediglich kleinere Restarbeiten sind noch ausständig, die in den nächsten Wochen abgeschlossen werden. „Wir freuen uns über die neuen Maschinensätze in unseren alten Kraftwerken“, meint Projektleiter Sebastian Gratzl abschließend. Mit der Generalsanierung der rund 100 Jahre alten Kraftwerke Ludwigsfeld und Neu-Ulm ist der Betrieb für viele weitere Jahre gesichert. Sie leisten damit auch in Zukunft einen wertvollen Beitrag zur Energiewende.

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ENDSPURT ZUR INBETRIEBNAHME VON KRAFTWERK RATSCHFELD IN DER OBERSTEIERMARK

eben seiner Kerntätigkeit als Hotelier des familiär geführten Großarler Hof (4 Sterne Superior) im Salzburger Pongau hat sich Johann Andexer auf die Stromproduktion aus Wasserkraft spezialisiert. Drei Anlagen, die Andexer sowohl als alleiniger Gesell schafter als auch gemeinsam mit Familienmitgliedern betreibt, stehen in den Bundesländern Salzburg und der Steiermark seit mehreren Jah ren in Betrieb. Weitere Projekte des umtriebigen Unternehmers sind darüber hinaus in deren Genehmigungsprozessen weit fortgeschritten. Bereits kurz vor der Inbetriebnahme steht Andexer bei seinem neuesten Kraftwerk Ratschfeld in der obersteirischen Gemeinde Ranten. Dessen Oberliegerkraftwerk Rantenbach, das vor rund 10 Jahren fertig gestellt wurde, steht ebenfalls im Familienbesitz und wird von Andexer ge meinsam mit seinem Schwager und seinem Neffen betrieben. ZUSÄTZLICHE FASSUNG GEPLANT Die Wasserfassung des neuen Kraftwerks, für dessen rechtlichen Rah men die KW Ratschfeld GmbH gegründet wurde, schließt fast unmit telbar an die Oberliegeranlage an. Auf die Errichtung einer eigenen Wehranlage konnte dabei verzichtet werden. Vom Unterwasserkanal das Kraftwerks Rantenbach fließen bis zu 3,5 m³/s an Ausbauwasser menge in ein betoniertes Beruhigungsbecken, das auch gleichzeitig den Beginn der unterirdischen Druckrohrleitung markiert. Darüber hinaus wird in der Nähe des Beruhigungsbeckens in absehbarer Zeit eine sepa rate Wehranlage errichtet werden. Mit dieser neuen Wasserfassung können zusätzlich 800 l/s vom lokalen Gewässer Seebach ausgeleitet und für die Stromproduktion des Kraftwerks Ratschfeld verwendet

April 2019

Foto: Etertec

Das Kraftwerk Ratschfeld in der Obersteiermark wird noch im Frühjahr seinen Betrieb aufnehmen. Für den Anlagenbau lieferte der niederösterreichische Vertriebsspezialist Etertec 870 m GFK-Rohre DN1600 der Marke Amiblu.

werden. Für den unkomplizierten Anschluss dieser Fassung wurde in der neu verlegten Druckleitung bereits ein temporär verschlossenes Hosenrohr integriert. Die behördliche Genehmigung zur Errichtung der Wehranlage wurde laut Andexer erst vor kurzem erteilt. HOCHWASSERABFLUSS GEWÄHRLEISTET Die Generalplanung des Projekts wurde im Zuge der Ausschreibung an die steirische interTechno Engineering GmbH vergeben. Eine sehr gute Wahl, wie Betreiber Andexer im Gespräch zek Hydro versichert: „Die Zusammenarbeit mit interTechno hat absolut vorbildlich funktioniert, Geschäftsführer Martin Konrad ist einer der verlässlichsten und genau esten Planer, die ich kenne. Das ausgearbeitete Projekt wurde derart bei der Behörde eingereicht, dass keinerlei Nachreichungen erforderlich Fast fertig gestelltes Krafthaus Ende Februar.

Foto: zek

Voll im Gang sind die Arbeiten zur Fertigstellung des neuen Kleinwasserkraftwerks Ratschfeld in der obersteirischen Gemeinde Ranten. Noch im heurigen Frühjahr wird der Großarler Hotelier Johann Andexer sein neuestes Wasserkraftwerk im Bezirk Murau in Betrieb nehmen können. Zur Stromproduktion stehen der Anlage in Zukunft 4,3 m³/s an Ausbauwassermenge zur Verfügung. Davon können 3,5 m³/s direkt vom Oberliegerkraftwerk Rantenbach, das Andexer gemeinsam mit seinem Neffen und seinem Schwager betreibt, übernommen werden. Die zusätzliche Ausbauwassermenge von 0,8 m³/s wird zukünftig von einer eigenen Wasserfassung am nahegelegenen Seebach ausgeleitet werden – für dieses Bauvorhaben wurde die behördliche Genehmigungsphase erst vor kurzem erteilt. Das gesamte Rohrmaterial für die 870 m lange Druckleitung in Form hochwertiger GFK-Rohre des Herstellers Amiblu lieferte der Vertriebsprofi Etertec aus Niederösterreich.

Das GFK-Material ermöglicht hervorragende Fließeigenschaften und bietet hohe Beständigkeit gegen Umwelteinflüsse und Stoßschäden. Die Rohrverlegung sowie die gesamten Hoch- und Tiefbauarbeiten wurden von Baumeister Ing. Karl Fürholzer ausgeführt.

Foto: zek

Endmontage der Kaplan-S-Turbine des Herstellers Geppert.

Foto:Etertec

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waren.“ Martin Konrad beschreibt die planerischen Herausforderun gen des Projekts folgendermaßen: „Wegen der Reglementierung des Projektgebietes durch die Verhängung eines Naturdenkmales am Ran tenbach war man gezwungen, einen Krafthausstandort auszuwählen, der aufgrund seiner Lage im Hochwasserabflussbereich des Gewässers keine Geländeveränderungen nach sich zog. Einerseits musste man im Krafthauszulaufbereich ohne Anschüttungen die notwendige Über deckung der GFK Druckrohrleitung DN1600 gewährleisten. Anderer seits war man in der Tiefenentwicklung der Baugrube zur Saugrohrpo sitionierung im Nahbereich der Straßenbrücke limitiert. Zusammen mit den Konstrukteuren der Firma Geppert und der Turbinenwahl ei ner Kaplan-S-Turbine konnten beide Planungsparameter erfüllt wer den.“ FLOWTITE-TECHNOLOGIE VON AMIBLU Mit der Errichtung des Krafthauses und der Verlegung der Drucklei tung konnte das Projekt nach dem mehrjährigen Genehmigungspro zess im Herbst des Vorjahres schließlich in die Bauphase übergehen. Großen Dank richtet Andexer an die von den Bauarbeiten betroffenen Grundstücksbesitzer, die mit ihrer Einwilligung das Projekt ermöglicht haben. Für die Umsetzung der Hoch- und Tiefbauarbeiten inklusive Rohrverlegung wurde die im Kraftwerksbau vielfach bewährte Bau meister Karl Fürholzer Hoch- und Tiefbau Ges.m.b.H. aus Arbing in Oberösterreich engagiert. Das komplette Rohrmaterial in Form hoch wertiger GFK-Rohre des Herstellers Amiblu lieferte der niederösterrei chische Vertriebsspezialist Etertec. Abgesehen von einem Bogen kurz nach dem Beruhigungsbecken verläuft die 870 m lange Rohrtrasse in einer geraden Linie bis zum Krafthaus. Die mittels Wickelverfahren produzierten glasfaserverstärkten Kunststoffrohre der Serie „Flowtite“ minimieren mit ihrer hochglatten Innenfläche Reibungsverluste.

Gleichzeitig garantieren die in Sandwich-Struktur gefertigten Rohre optimale Beständigkeit gegen Umwelteinflüsse oder Stoßschäden. Das anwenderfreundliche Verbindungssystem ermöglicht darüber hinaus minimale Abwinkelungen von Rohrstößen innerhalb der Muffe, wo durch Richtungsanpassungen der Rohrtrasse ohne den Einbau von zu sätzlichen Formstücken ermöglicht werden. INBETRIEBNAHME NOCH IM FRÜHJAHR Nach einer witterungsbedingten Pause von mehreren Wochen über den Jahreswechsel hinweg konnte die Verlegung der Druckrohrleitung noch im Februar abgeschlossen werden. Beim Lokalaugenschein von zek Hy dro Ende Februar auf der Baustelle waren die Betonarbeiten am neuen Einlaufbauwerk voll im Gange, im Krafthaus werkten die Monteure des Turbinenbauers Geppert am Zusammenbau der Kaplan-Turbine. Die Erstinbetriebnahme des neuen Kraftwerks am Rantenbach steht somit unmittelbar bevor, noch vor dem Sommerbeginn soll die Turbine ein erstes Mal angedreht werden. Betreiber Andexer sieht der baldigen Fer tigstellung positiv entgegen und rechnet bei seinem neuesten Kraftwerk mit einer durchschnittlichen Jahresproduktion von rund 3 GWh, die zur Gänze ins öffentliche Netz der Energie Steiermark eingespeist wird.

Ihr Amiblu Partner für Österreich

www.etertec.at

April 2019

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Technik

Im Rahmen einer Modernisierung des schottischen Kleinwasserkraftwerks Storr Lochs installierte der Technologiekonzern Voith im Jahr 2017 erstmalig ein neuartiges Stellorgan für dessen Turbinen. Dieses reguliert den Wasserdurchfluss durch das Verstellen der Turbinenleitschaufeln. Die auf einer bewährten Konstruktion basierende Entwicklung ist besonders kompakt, lässt sich leicht installieren sowie warten. Zudem zeichnet sich die hydraulische Regulierung durch ihre Umweltfreundlichkeit und Energieeffizienz aus. Nach über einjährigem zuverlässigen Betrieb hat sich das System bewährt.

Foto: Voith

ERPROBTER KOMPAKTANTRIEB VON VOITH IN ABGEWANDELTER FORM ERSTMALIG IN EINEM WASSERKRAFTWERK Erstmalig setzte Voith Hydro einen besonders kompakt gebauten Linearantrieb als Stellorgan in einem Wasserkraftwerk ein.

Foto: Voith

eit 1952 nutzt der Schottische Energieversorger SSE das Wasser des Loch Leatan auf der Isle of Skye zur Stromproduktion. Das Kleinwasserkraftwerk Storr Lochs im Norden der Insel, verfügt über eine Kapazität von rund zwei Megawatt und ist mit insgesamt zwei Francis-Turbinen ausgestattet. Im Rahmen einer umfangreichen Modernisierung erhielt das Kraftwerk unter anderem zwei neue Turbinen mit jeweils einem Stellorgan. Dessen äußerliche Besonderheit ist eine besonders kompakte Bauweise. Sie ermöglicht die einfache Integration in bestehende Anlagen – selbst bei schwierigen Platzverhältnissen. Das in sich geschlossene System des autarken Kompaktantriebs bietet weitere Vorteile: So benötigt er beispielsweise keine weitere Verrohrung. Zudem erfordert das Stellorgan keinen zusätzlichen Druckspeicher und arbeitet mit einem sehr kleinen Ölvolumen. Dies ermöglicht einen besonders sicheren Betrieb ohne Ölverluste, was die Neuentwicklung sehr umweltfreundlich macht. Durch dieses Bauprinzip sind zudem die in konventionellen Systemen notwendigen regelmäßigen Prüfungen beziehungsweise Abnahmen nicht notwendig. Vor allem in abgeschieden gelegenen Anlagen, wie im Norden der Isle of Skye, bedeutet dies eine enorme Kostenersparnis im Servicebereich. So erfolgte die Vormontage des Systems direkt beim Turbinenhersteller. In Schottland gab es daher nur einen sehr geringen Aufwand für Montage und Inbetriebnahme.

Im schottischen Kraftwerk Storr Loch auf der Isle of Skye wurde von Voith Hydro ein neuartiges Stellorgan für die Turbinen installiert.

April 2019

LINEARANTRIEB PUNKTET MIT LANGER LEBENSDAUER Der in Storr Lochs erstmals in einem Kleinwasserkraftwerk eingesetzte Kompaktantrieb basiert auf dem bereits in vielen unterschiedlichsten Anlagen bewährten servohydraulischen Linearantrieb Closed Loop Differential Pump, kurz CLDP, den Voith Turbo seit einigen Jahren im Portfolio hat. Er ist unter anderem wegen seiner Verschleißarmut und der damit verbundenen langen Lebensdauer bei Anwendungen im Dauereinsatz beliebt und wird unter anderem in der Lebensmittelindustrie sowie für Prüfstände und Labormaschinen verwendet. Für den Einsatz im Storr Loch Kraftwerk passte das Voith-Team den CLDP den Anforderungen des Kraftwerkbetreibers an. Dank der hohen Flexibilität des CLDP ließ sich dies leicht umsetzen, und es konnten deutliche Kostenersparnisse gegenüber einer Neuentwicklung erreicht werden. Seit Ende 2017 ist das System im schottischen Wasserkraftwerk im Einsatz und arbeitet dort mit einem Höchstmaß an Zuverlässigkeit.

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Projekte

Foto: Wild Metal

In einer Bauzeit von rund 5 Monaten wurde die Wasserfassung des Kraftwerks Val Strem nördlich von Sedrun 2017 völlig neu errichtet. Den gesamten Stahlwasserbau inklusive selbstreinigendem Coanda-Rechen lieferte die Wild Metal GmbH aus Südtirol.

KRAFTWERK VAL STREM NACH FELSSTURZ MIT COANDA-TECHNIK AUSGESTATTET

or über 100 Jahren wurde 1918 im Gebirgstal Val Strem nördlich von Sedrun im Kanton Graubünden das gleichnamige Wasserkraftwerk in Betrieb genommen. Infolge des steigenden Strombedarfs sollte die Anlage in den folgenden Jahrzehnten mehrfach umgebaut und vergrößert werden. So wurde die Zentrale 1947 bereits umfassend renoviert und vergrößert, 1976 erweiterte man den unteren Teil der Druckleitung von

Foto: energia alpina

Nur sieben Jahren nach seiner Fertigstellung musste im Frühjahr 2016 das Wasserkraftwerk Val Strem im Kanton Graubünden seine Produktion gezwungenermaßen für fast zwei Jahre einstellen. Ein Felssturz hatte rund 200.000 m³ Geröll in das glücklicherweise unbewohnte Seitental nördlich der Gemeinde Tujetsch hinab gerissen und die Wasserfassung der Anlage komplett unter sich begraben. Rund 15 Monate später startete Betreiber energia alpina im Sommer 2017 mit dem Ersatzneubau der Wasserfassung seines leistungsstärksten Kraftwerks. Anstelle des ursprünglichen Konzepts mit Stauwehr und Seitenentnahme sollte die neue Wehranlage mit einem selbstreinigenden Coanda-Rechen des Südtiroler Stahlwasserbau-Allrounders Wild Metal GmbH ausgerüstet werden. Durch die Neugestaltung der Wasserfassung etwa 60 m oberhalb des ursprünglichen Standorts erzielte man überdies einen Fallhöhengewinn von ca. 8 m. Dieses Plus an Fallhöhe wirkt sich naturgemäß positiv auf die durchschnittliche Jahresproduktion aus, die seit dem Umbau um rund 3 Prozent gesteigert werden konnte. Die hochmassive Ausführung des neuen Querbauwerks soll einen vergleichbaren Felssturz weitgehend unbeschadet überstehen. Am 14. März 2016 stürzten 200.000 m3 Gestein ins Val Strem. Der 1 km lange Schuttkegel verschüttete sowohl eine Trinkwasserfassung als auch die Wehranlage des Wasserkraftwerks.

April 2019

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Foto: energia alpina

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Die neue Fassung wurde 60 m oberhalb des alten Standorts errichtet.

Turbine mit vertikaler Welle des Herstellers ANDRITZ Hydro für effektive Stromproduktion. Vom direkt gekoppelten Synchron- Generator wird die erzeugte Energie auf eine Mittelspannungsanlage geleitet und im Anschluss direkt in das örtliche Netz der energie alpina eingespeist. FELSSTURZ BEGRÄBT WASSERFASSUNG Am 14. März 2016 – ein Tag, der den Bewohnern von Sedrun noch lange in Erinnerung bleiben wird – nahm die Stromproduktion der rund 7 Jahre in Betrieb stehenden Anlage ein jähes Ende. Ein Felssturz an der Westflanke des Cuolm da Vi nördlich der Gemeinde hatte rund 200.000 m³ Material ins Val Strem befördert und die Fassung des Kraftwerks sowie eine nahe gelegene Trinkwasserfassung komplett unter sich verschüttet. „Ungünstigerweise war der Talboden zum Zeitpunkt des Abbruchs von einer Gleitschneeschicht bedeckt, wodurch der rund 1 km lange Schuttkegel im Schritttempo bis in relativ flaches Gelände vordringen konnte“, erklärt energia

Foto: energia alpina

vormals DN300 auf DN500. Vom Sommer 2008 bis ins Frühjahr 2009 führte der Stromversorger energia alpina aus Sedrun einen kompletten Ersatzneubau des Kraftwerks durch. Mit der Vervielfachung der Ausbauwassermenge von vormals 150 l/s auf 1.000 l/s sowie die Steigerung der Bruttofallhöhe von 112 m auf 216,6 m erhöhte sich die Engpassleistung der Anlage von 130 kW auf 2.000 kW. Realisiert wurde das neue Kraftwerk Val Strem nach dem klassischen Ausleitungsprinzip. Eine Stauwehr mit Spülschütze staute den Gebirgsbach Strem auf, wodurch das Wasser an einer Seitenentnahme ausgeleitet werden konnte. Im Anschluss wurde das Triebwasser zuerst in einen unterirdischen Entsander und danach weiter in ein 3.500 m³ fassendes Ausgleichsbecken geleitet. Das Becken diente sowohl als Wasserschloss also auch zum Ausgleich der variierenden Tagesund Nachzuflüsse während der Wintermonate und markierte gleichzeitig den Beginn der 1.970 m langen Druckrohrleitung DN800. In der Zentrale sorgt eine 5-düsige Pelton-

energia alpina-Mitarbeiter nach dem Felssturz am Standort des bestehenden Ausgleichbeckens.

alpina-Geschäftsleiter Ciril Deplazes und führt noch weiter aus, dass das Gebiet um den Cuolm da Vi von instabilen geologischen Verhältnissen geprägt ist. Bereits seit 1998 wird das Gebiet durch periodische Messungen überwacht, darüber hinaus kommt es seit dem Jahr 2000 zum Einsatz eines automatischen Monitoringsystems, das im Stundentakt minimale Bewegungen verschiedener Geländepunkte registriert. 8 M FALLHÖHE GEWONNEN Der Felssturz wirkte sich für den Kraftwerksbetreiber in doppelter Hinsicht negativ aus. Zum einen summierte sich der fast zweijährige Betriebsausfall auf rund 2,5 Millionen CHF, zum anderen entstanden für den Ersatzneubau Kosten in etwa der gleichen Höhe. Glücklicherweise wurden die finanziellen Einbußen durch eine Versicherung abgedeckt. Der Neubau der Wasserfassung mit adaptiertem Ausleitungskonzept rund 60 m oberhalb des ursprünglichen Standorts startete schließlich im Juli 2017. Glück im Un-

Technische Daten • Ausbauwassermenge: 1.000 l/s • Bruttofallhöhe: ca. 226,85 m • Druckleitung DN800: 2.124 m • Dotierwassermenge: 100 - 350 l/s • Wasserfassung: Coanda-Rechen • Hersteller: Wild Metal GmbH • Turbine: Pelton vertikal • Engpassleistung: 2.000 kW • Hersteller: ANDRITZ Hydro • Generator: Synchron • Hersteller: Marelli

Die Pelton-Turbine von ANDRITZ Hydro schafft unter Volllast eine Engpassleistung von rund 2 MW. Dank des Fallhöhengewinns von 8 m erhöhte sich die Jahreserzeugung des Kraftwerks um 3 Prozent.

April 2019

• Durchschn. Jahresarbeit: ca. 7.500.000 kWh

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Foto: energia alpina

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Foto: energia alpina

Die massive Ausführung der neuen Wehranlage soll einen erneuten Felssturz von vergleichbaren Ausmaßen weitgehend unbeschadet überstehen.

glück: Der höher gelegene Standort bedeutete gleichzeitig ein Plus an Fallhöhe von rund 8 m. Da die Felsmassen den gesamten Stahlwasserbau und das Entsanderbecken zerstört hatten und der Spülkanal des Sandfangs auf einer Länge von über 400 m bis zu 11 m hoch verschüttet wurde, wäre laut Ciril Deplazes eine Neuerrichtung an der alten Stelle mit zu großem Aufwand verbunden gewesen. Anstelle einer Wehrklappe und Seitenentnahme sollte die neue Fassung mit einem weitgehend selbstreinigenden Coanda-Rechen ausgeführt werden. Somit ersparten sich die Betreiber die Errichtung eines Entsanders und eine separate Rechenreinigungsmaschine. Außerdem gewährleistet das Coanda-System den Fischen eine optimale Abstiegsmöglichkeit. Da der Felssturz ein für die Gewässerlebewesen unpassierbares Hindernis geschaffen hatte, konnte auf die Errichtung einer ökologischen Aufstiegshilfe verzichtet werden. WASSERFASSUNG MIT GRIZZLY-POWER Geliefert wurde der komplette Stahlwasserbau vom Südtiroler Spezialisten Wild Metal GmbH, der in der gesamten Schweiz eine Vielzahl von Wasserkraftwerken mit seinen innovativen Coanda-Rechen ausgerüstet hat. Mittlerweile hat das Team um Geschäftsführer Markus Wild international bereits über 350 Coanda-Systeme realisiert. Für die Wasserfassung Val Strem lieferte Wild Metal einen 8,05 m breiten Coanda-Rechen des Systems „Grizzly Power PROTEC“. Das patentierte System besteht im Prinzip aus einem massiven Grobrechen auf der Oberseite und einem darunter liegenden Feinrechen. Der Grobrechen sorgt für Schutz vor Beschädigungen durch größere Steine, Wurzelstöcke oder Äste, diese werden bei Hochwasser automatisch über die Re-

Der Coanda-Rechen des Systems „Grizzly Power Protec“ hat sich seit der Wiederinbetriebnahme des Kraftwerks im Dezember 2017 bestens bewährt.

chenstäbe gespült. Das direkt darunter befindliche Feinsieb mit einem Spaltmaß von 0,4 mm gewährleistet konstruktionsbedingt minimalen Sandeintrag in die Wasserfassung. Laub, Baumnadeln, kleine Holzstücke, Moos und sonstiges Geschwemmsel werden automatisch vom Fließgewässer weiter transportiert und haben keine Chance in den Triebwasserweg zu gelangen. Durch einen hydraulisch angetriebenen Spülschutz neben dem Coanda-Rechen kann der Stauraum der Wehranlage von angesammelten Sedimenten befreit werden. JAHRESPRODUKTION UM 3 PROZENT ERHÖHT Obwohl die ursprüngliche Wasserfassung 2016 weitgehend zerstört wurde, kann deren nur leicht beschädigtes 3.500 m³ fassende Ausgleichsbecken weiterhin genutzt werden. „Das Becken wurde durch ein Hosenrohr an die neue Fassung angeschlossen und dient bei verringertem Zufluss während der Wintermonate als Reservoir. Einziger Wermuts tropfen dabei: Wenn das Becken genutzt wird, steht das Plus an Fallhöhe nicht zur Verfügung. Aufgrund des geringen Zuflusses während der kalten Jahreszeit fällt das allerdings nicht stark ins Gewicht“, sagt Deplazes. Nach einer Bauzeit von knapp fünf Monaten nahm das Kraftwerk im Dezember 2017 schließlich wieder seinen Betrieb auf, wobei durch den Gewinn an Fallhöhe die Jahreserzeugung sogar um rund 3 Prozent gesteigert werden konnte. Deplazes merkt an, dass Felsstürze im Val Strem, eventuell mit ähnlichen Ausmaßen wie im Frühjahr 2016, auch zukünftig möglich sind. Da der Talboden durch das Ereignis vor drei Jahren aber stark aufgeraut wurde, schließen die Betreiber es weitgehend aus, dass große Geröllmassen erneut bis zu 600 m zur neuen Wasserfassung rutschen werden.

Wild Metal GmbH • Stahlwasserbau • Patentiertes Coanda-System GRIZZLY • Rechenreinigungsmaschinen • Schütze • Rohrbrucheinrichtungen • Einlaufrechen • Komplette Wasserfassungssysteme aus Stahl Wild Metal GmbH Handwerkerzone Mareit Nr. 6 • I-39040 Ratschings (BZ)

Tel. +39 0472 759023 Fax +39 0472 759263

www.wild-metal.com info@wild-metal.com

We clean water April 2019

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Projekte

Die über 90-jährige stufenförmige Bogenstaumauer Spitallamm unweit des Grimsel-Hospizes wird durch eine neue Staumauer ersetzt. Die Arbeiten dafür beginnen im Juni dieses Jahres.

KRAFTWERKE OBERHASLI AG BAUT ERSATZSTAUMAUER AN DER GRIMSEL Anfang Juni 2019 fahren an der Grimsel im Berner Oberland die Baumaschinen auf: Die Staumauer Spitallamm, eine von zwei Mauern, die den Grimselsee stauen, wird neu gebaut. Der Verwaltungsrat der Kraftwerke Oberhasli AG hat unlängst den Bauentscheid gefällt. Dank der Beteiligung regionaler Baufirmen bleibt ein beträchtlicher Teil der Wertschöpfung im Kanton Bern. Für den Ersatzbau der Spitallamm Mauer rechnet die KWO mit Kosten von 125 Millionen Schweizer Franken. Die Bauarbeiten werden voraussichtlich sechs Jahre dauern. Das Alpinhotel Grimsel Hospiz bleibt im Sommer 2019 für Gäste geschlossen.

ie bereits bestehende, stufenförmige Bogenstaumauer Spitallamm, in der Nähe des Grimsel-Hospiz, ist über 90 Jahre alt und sanierungsbedürftig. Nun wird sie durch eine neue Staumauer, die unmittelbar vor der alten zu stehen kommt, ersetzt. Der Verwaltungsrat der Kraftwerke Oberhasli AG hat bei der Sitzung am 25. März Die Spitallammsperre wurde in den 1930er Jahren errichtet.

GROSSER TEIL DER WERTSCHÖPFUNG BLEIBT IM KANTON BERN Den Auftrag für den Bau der neuen, rund 113 Meter hohen, doppelt gekrümmten Bogenmauer geht an die Arbeitsgemeinschaft Grimsel bestehend aus der Frutiger AG aus Thun, der Implenia Schweiz AG mit Sitz in Dietlikon im Kanton Zürich und der Ghelma AG Baubetriebe aus Meiringen. Die drei Firmen haben das wirtschaftlich und technisch attraktivste Angebot eingereicht. Die Hauptverantwortung innerhalb der Arbeitsgemeinschaft Grimsel trägt Frutiger mit einem Anteil von 42,5 Prozent. Ebenfalls 42,5 Prozent hält Implenia und die restlichen 15 Prozent Ghelma. Die KWO rechnet damit, dass bis zu 70 Prozent der Wertschöpfung im Kanton Bern bleiben werden. Bei einem Großprojekt dieser Art ist dies bemerkenswert, da viel Spezialwissen und Erfahrung für den Bau einer Staumauer nötig sind.

Foto: KWO

den Bauentscheid gefällt und den entsprechenden Kredit von rund 125 Millionen Franken freigegeben. „Der positive Entscheid des Verwaltungsrates freut mich sehr“, meint dazu Daniel Fischlin, Leiter der KWO. „Uns war wichtig, dass wir das Wasser aus dem Grimselsee langfristig und ohne Einschränkung für die Stromproduktion nutzen können. Mit dieser Neubau-Variante ist dies nun der Fall. Die Ersatzstaumauer an der Spitallamm ist für die KWO ein wichtiges und gleichzeitig attraktives Projekt“, so Fischlin weiter.

April 2019

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Projekte

VORBEREITUNGSARBEITEN AN DER GRIMSEL STARTEN IM SOMMER Eine Baustelle im Hochgebirge auf rund 1.900 Meter über Meer ist für alle Beteiligten anspruchsvoll – vor allem wegen der schwierigen Wetterbedingungen und der Logistik. Gebaut wird daher voraussichtlich jeweils in den Monaten Mai bis Oktober. Anfang Juni

2019 beginnen nun die Vorbereitungsarbeiten für den Staumauerbau. In einem ersten Schritt richten die Arbeiter die Zufahrtswege beziehungsweise Baustellenplätze ein. Zudem wird ein neuer Erschließungsstollen von der Seeuferegg Staumauer unter dem Grimselnollen hindurch zur neuen Spitallamm Staumauer ausgebrochen. Gegen Ende des Sommers

ALPINHOTEL GRIMSEL HOSPIZ IM SOMMER 2019 GESCHLOSSEN Gleichzeitig mit den Vorbereitungsarbeiten für die Spitallamm Staumauer im Sommer 2019 wird, nebst weiteren Renovationsarbeiten, das Dach des Alpinhotel Grimsel Hospiz saniert. Das Hotel ist wegen dieser Arbeiten sowie aus Sicherheitsgründen aufgrund des Baustellenbetriebs auf dem Grimsel Nollen im Sommer 2019 geschlossen. Die gilt ebenso für die Zufahrt über die Staumauer Seeuferegg. In der Wintersaison 2019/20 ist das Hotel wie gewohnt in Betrieb und im Sommer 2020 sind sowohl Hotel als auch Nollen wieder für Besucherinnen und Besucher geöffnet. Mit spezifischen Besucherinformationen und einem Baustellenrundgang wird die KWO eingehend über die spektakuläre Hochgebirgsbaustelle an der Grimsel informieren. Weitere Informationen rund um die Ersatzstaumauer Spitallamm gibt’s unter: www.grimselstrom.ch

Foto: KWO

NEUBAU WIRTSCHAFTLICH UND TECHNISCH SINNVOLLSTE VARIANTE Die alte, 114 Meter hohe Spitallammsperre an der Grimsel wurde zwischen 1925 und 1932 zeitgleich mit jener an der Seeuferegg gebaut. Seit längerer Zeit weist die Spitallamm Staumauer aber irreversible Verformungen auf, die auf eine sogenannte „Bauwerkstrennung“ in der Mauer zurückzuführen sind. Ein Neubau ist die wirtschaftlich und technisch sinnvollste Lösung, besser als ein Teilabbruch und eine Sanierung der bestehenden Mauer, wie eingehende Abklärungen der KWO ergeben haben. Die jetzige Spitallamm Staumauer bleibt bestehen und wird später geflutet. Ein Stollen neben der alten Mauer sorgt für den hydraulischen Ausgleich des Wasserspiegels. Für die Kraftwerke Oberhasli ist es zentral, das Wasser aus dem Grimselsee, dem Herzstück des Kraftwerksystems, uneingeschränkt über die gesamte Dauer der Bauarbeiten für die Stromproduktion nutzen zu können.

2019 soll der seitliche Aushub für die neue Mauer beginnen. Ein grosser Teil der Zuschlagstoffe für den Beton wird lokal an der Gerstenegg, vor der Staumauer des Räterichsbodensees, aufbereitet, wo sich eine alte Deponie für das Ausbruchsmaterial von früheren Arbeiten im Grimselgebiet befindet. Dies ist ökologisch und logistisch sinnvoll, weil Transportfahrten per Lastwagen somit kurz bleiben. Trotzdem müssen Besucherinnen und Besucher der Grimsel während der Sommermonate rund und um die Baustelle mit zusätzlichem Verkehr rechnen.

Foto: KWO

Irreversible Verformungen in der Bauwerkstruktur der Spitallamm-Staumauer sind der Grund für den Neubau.

Die Baustelle auf 1.900 Meter Seehöhe bringt große Herausforderungen mit sich.

April 2019

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VERTRÄGE ZUR ERRICHTUNG ODER REHABILITATION EINES WASSERKRAFTWERKES ODER EINER STAUMAUER – DIE KRITISCHEN ERFOLGSFAKTOREN Um ein Kraftwerksprojekt erfolgreich abzuwickeln, empfiehlt es sich, fundierte, auf die Intentionen der Parteien abgestimmte, vertragliche Regelungen zu treffen.

Foto: zek

Die Errichtung oder Rehabilitation eines Wasserkraftwerkes ist ein komplexes Vorhaben. Gleiches gilt für die Errichtung oder die Rehabilitation einer Staumauer. Ebenso anspruchsvoll ist es, die entsprechenden Verträge zur Lieferung und Montage zu verhandeln. Ziel aller Beteiligten ist es, das Wasserkraftwerk in der vereinbarten Qualität, zum vereinbarten Preis sowie fristgerecht zu errichten. Der Vertrag muss die Interessen der beiden Vertragsparteien (auch „Parteien“ genannt), des Auftraggebers / Bauherrn / zukünftigen Betreibers und des Auftragnehmers / Unternehmers, ausbalancieren. Gleichzeitig müssen die Vorgaben und Belange der weiteren am Projekt Beteiligten („stakeholders“) berücksichtigt werden – wie zum Beispiel Umweltbelange, Vorgaben der Genehmigungsbehörden, Belange der weiteren Nutznießer eines „multi-purpose“ Stausees, der projektfinanzierenden Banken oder der Vertragspartner der abgeschlossenen Stromabnahmeverträge. [von Bettina Geisseler]

ritische Erfolgsfaktoren sind: p eine eindeutige, klare Leistungsbeschreibung mit einer genauen Definition der vereinbarten technischen Garantien p die Projektstruktur und das Schnittstellenmanagement; das Verhältnis Hauptauftragnehmer – Subunternehmer p die präzise Beschreibung der (Mitwirkungs-) Pflichten des Auftraggebers und der Konsequenzen bei Nichteinhalten dieser Pflichten p eine umfassende Regelung der Konsequenzen beim Eintritt von (unvorhergesehenen) Hindernissen und Bauerschwernissen aller Art, insbesondere das Vornehmen einer Risikozuweisung bei projektspezifischen Risiken p ein hinsichtlich des Ablaufs und der sachlichen Voraussetzungen klares Abnahmeprozedere p die Vereinbarung von geeigneten Maßnahmen a) zur Qualitätssicherung und b) für ein erfolgreiches „Monitoring“ eines Großprojektes. DIE LEISTUNGSBESCHREIBUNG: DAS A + Ω DES VERTRAGES Das Herzstück des Vertrages und damit der kritische Erfolgsfaktor Nr. 1 ist die Leistungsbeschreibung. Sie ist bei der Abnahme des Werks die Messlatte dafür, ob vertragskonform geliefert wurde oder ob Mängel vorliegen. Wenn der Auftraggeber während der Projektausführung bestimmte Arbeiten verlangt, gibt die Leistungsbeschreibung Auskunft darüber, ob es sich um den vereinbarten Leistungsumfang handelt oder der Auftraggeber die Zusatzarbeiten mittels einer „Change order“ (Auftragsänderung) bestellen muss. Der Spruch „Viele Wege führen nach Rom“ gilt auch für das Erstellen der Leistungsbeschreibung: während Betreiber mit jahrzehntelanger Erfahrung in der Errichtung von Wasserkraftwerken ihre hauseigenen technischen Leistungsverzeichnisse mit einem hohen Detaillierungsgrad bis hin zum vorgeschriebenen Werkstoff und Verweis auf einschlägige Regelwerke zum Gegenstand der Leistungsbeschreibung machen, bevorzugen Betreiber mit weniger langer Erfahrung und einer Finanzierung durch Projektfinanzierer / Entwicklungsbanken möglicherweise eine funktionale Beschreibung. Wichtig ist in jedem Fall, dass die Beschreibung glasklar und eindeutig ist. Mehrdeutige Begriffe wie „Komponenten von hoher Qualität“ mögen gut klingen, sind aber letztlich nichtssagend.

April 2019

Wenn sich der Auftraggeber das Einhalten von Qualitätsstandards von normgebenden Vereinigungen wie DIN, ICOLD, ASME wünscht, muss die Mitgeltung dieser Normen bei der Erfüllung der vertraglichen Pflichten ausdrücklich vereinbart werden. Da diese Normen von (privaten) Vereinen/ Vereinigungen erlassen wurden, fehlt ihnen die Gesetzeskraft und damit die automatische Mitgeltung im Vertrag, es sei denn die spezifische Norm gibt den einzig anerkannten „Stand der Technik“ wieder, dessen Erfüllung die Verträge fordern. Normen wie den BVT Merkblättern („Beste Verfügbare Techniken“) kommt nur dann Gesetzeskraft zu, wenn sie einen im Gesetz enthaltenen Rechtsbegriff (wie denjenigen des „Stand der Technik“) spezifizieren. Bei mehreren Versionen/ Ausgaben der Norm empfiehlt es sich, die geltende Ausgabe und das Herausgabedatum im Vertrag zu benennen. Bei langandauernden Projekten sollten sich die Parteien darüber einigen, wer das Risiko einer zwischenzeitlich eingetretenen Gesetzesänderung trägt, die Auswirkungen auf die Projektausführung hat und (selbstverständlich) zu beachten ist: es geht um die Frage, ob der Unternehmer, der aufgrund der Gesetzesänderung ein geändertes Werk abliefern muss, hierfür eine Bauzeitverlängerung („Extension of Time for completion“) und entsprechenden Mehrkostenersatz erhält. Besondere Sorgfalt sollten die Parteien auf die Definition der technischen Garantien (Verfügbarkeit, Leistung und Wirkungsgrad, akzeptierte Verluste) und die Formulierung der Rechtsfolgen bei Nicht-Erreichen der vereinbarten Werte verwenden. Häufig finden sich die mathematischen Formeln z.B. zur Definition der Verfügbarkeit in den technischen Anhängen, die oft (leider) nur von den Ingenieuren, nicht aber von den Juristen, im Detail angeschaut werden. Dagegen stehen die Rechtfolgen meist im Haupttext des Vertrages (kaufmännische Bedingungen), für den sich manche Ingenieure weniger interessieren. Folgendes Beispiel soll erläutern, wie wichtig ein genaues Verstehen der Definitionen und der Rechtsfolgen ist: es macht einen enormen Unterschied bei der Verfügbarkeitsgarantie, ob jegliche Nichtverfügbarkeit außerhalb des Verantwortungsbereichs des Auftragnehmers nicht zu seinen Lasten zählt oder nur die Nichtverfügbarkeit nicht, die der Auftraggeber selbst verursacht hat. Verhandlungsgegenstand wird sein, ob der Auftraggeber die technischen Garantien vom Auftragnehmer nur für die Gesamtanlage oder

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Abbildung 1: Die Leistungsbeschreibung

Prof. Dr. is the ho of Vienn

auch zusätzlich separat für einzelne Komponenten/ Stromerzeugungseinheiten erhält. DIE PROJEKTSTRUKTUR UND DAS SCHNITTSTELLENMANAGEMENT Schnittstellen – ein schwieriges Thema: es gilt, sie technisch zu identifizieren und vertraglich eine Lösung zu finden, die dazu beiträgt, dass der Bau vollständig, ohne Zeitverzug und ohne Mängel abgeliefert wird. Es bestehen Schnittstellen zwischen Auftraggeber und Auftragnehmer, Schnittstellen zu den übrigen Projektbeteiligten und zwischen den beauftragten Unternehmern. Gerade in „Multi-Contracting“ Projekten mit mehreren Einzellosen hat der Bauherr und zukünftige Betreiber ein immenses Interesse an einem reibungslosen Zusammenspiel seiner Unternehmer. Sowohl in zeitlicher als auch in sachlicher Hinsicht sind einzelne Lose von anderen Losen abhängig. Ein Unternehmer ist u.U. auf Informationen betreffend den Liefer- und Leistungsumfang eines Nebenunternehmers angewiesen. Die in Anlagenbauverträgen übliche Klausel: ‚Der Auftragnehmer erstellt innerhalb seines Leistungsumfangs eine vollständige Anlage und erbringt alle für die Funktionstüchtigkeit der Anlage notwendigen Leistungen, auch soweit diese in der Leistungsbeschreibung nicht im einzelnen spezifiziert sind‘, hilft hier nicht weiter, denn sie bezieht sich nur auf den jeweiligen Leistungsumfang des einzelnen Auftragnehmers. Es gibt die unterschiedlichsten Möglichkeiten, das Thema Schnittstellen vertraglich zu

regeln. In der Regel kann nur der Auftraggeber oder der von ihm beauftragte „owner’s engineer“ das Schnittstellenmanagement im Sinne einer Koordination wahrnehmen. Nur er hat zu seinen Unternehmern eine vertragliche Beziehung, aus der er Rechte gegenüber den Auftragnehmern geltend machen kann. Er kann den einen seiner Auftragnehmer verpflichten, ihm die Angaben zu liefern, die ein anderer Unternehmer benötigt (z.B. Auslegung und Gewicht der Turbine/ Fundamente), oder alle Unternehmer verpflichten, an einer gemeinsamen Abnahme aller erbrachten Leistungen mitzuwirken. Hilfreich kann das Erstellen einer „Schnittstellenmatrix“ als Anlage zum Vertrag sein. Bei der Kalkulation der Vertragspönalen für

Verzug und der Bestimmung seiner Rechte im Falle von Mängeln sollte der Auftraggeber die gegenseitige Abhängigkeit der Arbeiten im Auge behalten: wenn z.B. die Errichtung sowohl des unterirdischen Wassserzuführungsstollens als auch des unterirdischen Maschinenhauses um Monate/Jahre in Verzug ist, der Turbinenlieferant aber Versandbereitschaft der Turbinen zum vereinbarten Zeitpunkt gemeldet hat und diese dann auf Kosten des Auftraggebers eingelagert und konserviert werden müssen, sollte der Auftraggeber die Möglichkeit haben, diesen Schaden auf den Bauunternehmer, der den Verzug zu vertreten hat, abzuwälzen. Dem Auftraggeber ist zu empfehlen, sich das Recht auf Unterbrechung („suspension“) ein-

Abbildung 2: Die Projektbeteiligten

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DIE MITWIRKUNGSPFLICHTEN DES AUFTRAGGEBERS Den Auftraggeber werden verschiedene Mitwirkungspflichten treffen, z.B. die Einholung von Genehmigungen für den Bau, die Gewährung des Zugangs zur Baustelle, das Zurverfügungstellen von Informationen zum Projekt, die Beistellung von Material und von zum Bau benötigter Infrastruktur. Entscheidend aus Sicht des Unternehmers ist, dass die fristgerechte und korrekte Leistungserbringung durch den Auftraggeber Voraussetzung für die Leistungserbringung durch den Auftragnehmer ist. Ist dies nicht der Fall und kommt es beispielsweise deshalb zu Verzögerungen, be-

Abbildung 3: Risikozuweisung und „Force Majeure“

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deutet dies für den Unternehmer ein „Hindernis“ in der Bauausführung. Die Rechtsfolgen sollten klar geregelt sein: (i) der Unternehmer ist während des Bestehens des Hindernisses von seiner Leistungspflicht befreit und hat (ii) einen Anspruch auf Bauzeitverlängerung und Verschiebung der entsprechenden u.U. pönalisierten Zwischen-„milestones“ sowie gegebenenfalls (iii) das Recht auf Anpassung des Preises / Ersatz der anfallenden Mehrkosten (z.B. Vorhaltekosten). Die Parteien sollten darüber nachdenken, ob und ab wann sie dem Unternehmer bei langandauerndem Hindernis wie im Falle einer Force Majeure Lage (die für beide Parteien nicht kontrollierbar ist) das Recht zur Demobilisierung der Baustelle und unter Umständen beiden Parteien sogar ein Kündigungsrecht einräumen wollen. Aus Sicht des Unternehmers ist es wünschenswert, jegliche vom Auftraggeber überlassene Information als „rely upon information“ zu definieren, auf deren Richtigkeit er sich ohne weitere eigene Überprüfung verlassen darf. Eine Vielzahl anderer vertraglicher Regelungen ist möglich. (UNVORHERGESEHENE) HINDERNISSE UND BAUERSCHWERNISSE ALLER ART UND DAS VORNEHMEN EINER RISIKOZUWEISUNG BEI PROJEKTSPEZIFISCHEN RISIKEN Häufig kommt es zu Projektverzögerungen, die außerhalb des Einflussbereiches des Unternehmers liegen. Die Ursachen sind vielfältig und reichen von klassischen Force Majeure Ereignissen über Verzögerungen, die auf Pflichtverletzungen des Bauherrn beruhen (nicht rechtzeitiges Zurverfügungstellen von beizustellendem Material oder Unterlagen; Mängel des beizustellenden Materials), bis hin zu auftretenden Erschwernissen, die von keiner der Parteien vorhergesehen wurden. Die Vertragsparteien sind gut beraten, sich Gedanken über typische Bau-/ Projektrisiken und möglicherweise eintretende Behinderungen zu machen und die Rechtsfolgen zu regeln. Ein typisches Projektrisiko sowohl bei der Errichtung eines Wasserkraftwerkes als auch bei der Errichtung einer Staumauer sind die geologischen Verhältnisse, insbesondere die Beschaffenheit des Baugrundes (Qualität des Gesteines hinsichtlich Festigkeit oder auch Asbesthaltigkeit bei – manchmal kilometerlangen – unterirdischen Wasserzuführungsstollen oder einem unterirdisches Kavernenhaus).

Foto: zek

räumen zu lassen, für den Fall, dass die Arbeiten auf der Baustelle wegen einer enormen Verzögerung wesentlicher (Vor-)Arbeiten eines beteiligten Unternehmers aus den Fugen zu geraten drohen. Ob der Bauherr eine Generalunternehmerstruktur für sein Projekt wählt oder das Projekt in Einzellosen vergeben möchte, wird von seiner fachlichen Expertise und den internen Ressourcen zur Koordination abhängen. Was die Möglichkeiten zur Steuerung des Projektes sowie zur Kontrolle und Einflussnahme bei den einzelnen Arbeiten anbelangt, lassen sich selbst in Multi-Contracting Projekten, in denen der Hauptauftraggeber und zukünftige Betreiber des Wasserkraftwerkes nicht in einer vertraglichen Beziehung zu den einzelnen Subunternehmern seines Vertragspartners steht, vertragliche Regelungen aufstellen, die dem Hauptauftraggeber umfangreiche diesbezügliche Rechte im Verhältnis zu den Subunternehmern einräumen. Im Verhältnis Hauptauftragnehmer – Subunternehmer wird es Thema der Verhandlungen sein, ob und inwieweit der Hauptauftragnehmer die Rechte und Pflichten des Hauptvertrages mit dem Betreiber im Verhältnis 1:1 an den Subunternehmer weiterreicht. Die Parteien müssen sich bei der Balancierung der Risiken über die Konsequenzen im Klaren sein. Für einen Subunternehmer stellen vertragliche Klauseln, dass dieser die ihm zustehenden Zahlungen erst dann erhält, wenn der Hauptkunde gezahlt hat („if and when“) ein Risiko dar. Gleiches gilt, wenn das Fortführen der Arbeiten von Genehmigungen des Hauptkunden oder dessen „owner’s engineer“ abhängig ist.

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Abbildung 4: Maßnahmen zur Qualitätssicherung

Es ist ein Irrglaube, als gesichert anzunehmen, dass immer der Bauherr das Baugrundrisiko trägt. Das mag in vielen Rechtsordnungen der Fall sein, in manchen aber eben nicht. Die Frage beurteilt sich, wenn der Vertrag dazu schweigt, allein nach dem vereinbarten anwendbaren Recht. Insofern sind die Parteien gut beraten, ihre kommerziellen Intentionen in eine detaillierte vertragliche Regelung zu fassen, die dann Vorrang vor der gesetzlichen Regelung hat. Nicht jedes während der Bauphase auftretende Hindernis, mag es auch unvorhergesehen sein und eine unzumutbare Erschwernis für den Unternehmer darstellen, ist eine „Force Majeure“ (im weitesten Sinn) Situation, die zu einer Bauzeitverlängerung für die Fertigstellung und ggf. auch Ersatz von Mehrkosten berechtigt. Die Vertragspartei, die ein bestimmtes Risiko von Gesetzes wegen trägt oder vertraglich übernommen hat, kann sich nicht auf Force Majeure berufen, wenn das Risiko sich verwirklicht. Andererseits halte ich es für zweifelhaft, ob eine weitgefasste Standardklausel wie z.B. „der Auftragnehmer hat sich mit der Baustelle und den dort gegebenen Umgebungs-Bedingungen eingehend vertraut gemacht und sämtliche Risiken in diesem Zusammenhang im Preis einkalkuliert“, wirksam das volle Risiko für alle derartigen Risiken auf den Unternehmer überwälzen kann, wenn nicht gleichzeitig ein adäquater Preis als Risikozuschlag dafür ausgehandelt wurde. Ganz abgesehen

davon, dass dies bei Eintreten größerer Risiken zu einer Insolvenz des Unternehmers führen könnte, womit dem Projektfortschritt und letztlich auch dem Auftraggeber nicht gedient ist. Sinnvoll ist es vielmehr, sich mit den typischen Risiken und der Eintrittswahrscheinlichkeit konkret auseinanderzusetzen und ggf. auch – vor allem auf Initiative des Unternehmers – Annahmen zu treffen. Diese können auf Untersuchungen des Auftraggebers beruhen (z.B. Probebohrungen), deren Ergebnisse ggf. noch durch Zusatzuntersuchungen des Unternehmers bestätigt werden müssen. Die Parteien können dann vereinbaren, dass z.B. dann den Bauherrn das Risiko auftretender Erschwernisse trifft und dem Unternehmer eine Bauzeitverlängerung und ggf. Mehrkostenersatz zu gewähren sind, wenn die Erschwernisse auf Abweichungen von den gemeinsam angenommenen und vertraglich festgehaltenen Verhältnissen beruhen. Der Fantasie des Juristen sind bei der Umsetzung der Vorstellungen der Parteien keine Grenzen gesetzt. DAS ABNAHMEPROZEDERE Der Vertrag sollte das Prozedere zur (vorläufigen) Abnahme der Lieferungen und Leistungen des Unternehmers detailliert regeln. Genau geregelt werden sollten die Voraussetzungen, die jeweils gegeben sein müssen, damit der nächste Schritt (z.B. Probebetrieb) beginnen kann. Da der Unternehmer von der Genehmigung des Auftraggebers abhängig

sein wird, müssen einerseits die seitens des Auftraggebers einzuhaltenden Fristen zur Genehmigung einer Etappe des Prozedere bzw. der Gesamtabnahme vereinbart werden und es muss klar festgelegt werden, dass eine Verweigerung der Genehmigung nur insoweit zulässig ist, als die Leistungen nicht vertragskonform erbracht wurden und es sich nicht um geringfügige Mängel handelt, die die Standfestigkeit (z.B. der Staumauer) und die Tauglichkeit zum Gebrauch nicht beeinträchtigen. Wichtig ist es, bei den technischen Garantien die Messmethoden und Zeiträume der Messung vorab vertraglich festzulegen und sich vorab auf eine begutachtende Stelle (TÜV z.B.) im Streitfall zu einigen, um spätere Diskussionen hierüber zu vermeiden. Darüber hinaus ist zu regeln, in welchen Fällen der Probebetrieb bei Auftreten von Störungen nach Störungsbehebung (nur) verlängert werden muss oder ob er neu beginnt. In der Regel werden die Mängelrechte des Betreibers innerhalb des Abnahmeprocedere nicht anders sein als diejenigen, die dem Betreiber bei Auftreten von Mängeln während der sich an die Abnahme anschließenden Mängelhaftungszeit zustehen: Nachbesserung, ggf. Ersatzvornahme, Preisminderung, Schadensersatz. Wenn das anwendbare Recht zusätzlich Rücktrittrechte vorsieht, werden die Parteien dies häufig vertraglich abbedingen oder zumindest auf das Vorliegen sehr schwerer Mängel, die zum Wegfall der Betriebserlaubnis führen, begrenzen wollen. Geregelt werden muss schließlich, welApril 2019

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che Konsequenzen das Auftreten von Serienmängeln hat, die auf Produktionsfehlern oder Designfehlern beruhen. QUALITÄTSSICHERUNG UND BERICHTSPFLICHTEN Gerade bei komplexen Bauvorhaben ist eine strikte Überwachung durch den Bauherrn unerlässlich. Nur ein engmaschiges „reporting“ des Unternehmers an den Bauherrn versetzt diesen in die Lage, das Vorhaben zu steuern und bei auftretenden Schwierigkeiten rasch und angemessen zu reagieren. Die Verträge sollten daher den Unternehmer zu einer regelmäßigen, umfassenden und wahrheitsgemäßen Berichterstattung verpflichten. Ergänzend kann der Unternehmer verpflichtet werden, ad hoc zeitnah bzw. sogar unverzüglich alle ihm bekannt werdenden Umstände, die einen negativen Einfluss auf die termingerechte Erfüllung seiner Pflichten zu dem vereinbarten Preis haben könnten, zu melden. Es ist durchaus möglich, die Verletzung der Pflicht an die Zahlung einer Vertragsstrafe zu knüpfen, die der Auftraggeber von der nächsten fälligen Rate des vereinbarten Werklohnes abziehen kann. Auf der anderen Seite kann auch ein Subunternehmer ein Interesse daran haben, zeitnah von Projektverzögerungen oder Schwierigkeiten in der Projektabwicklung zwischen Betreiber und Hauptunternehmer zu erfahren. In diesem Fall sollten dem Hauptunternehmer im Subunternehmervertrag ähnliche Pflichten auferlegt werden. In der heutigen Zeit einer immer mehr abnehmenden Fertigungstiefe bei der Herstellung komplexer Großkomponenten empfiehlt sich die Erstellung eines guten Qualitätssicherungs

systems. Der Vertrag sollte den Unternehmer verpflichten, dieses seinem Auftraggeber zur Genehmigung vorzulegen und anschließend durchgängig alle Sub-/Subunternehmer oder Unterlieferanten auf dessen Einhaltung zu verpflichten. In der Regel behält sich der Aufraggeber das Recht vor, die Design-Unterlagen (Zeichnungen) des Auftragnehmers sowie die Lieferanten der wesentlichen Großkomponenten zu genehmigen. Letzteres kann im Wege der Einzelgenehmigung oder vorab durch einen Anhang der genehmigten Hersteller/ Lieferanten geschehen. Bei vorab in einem Anhang genehmigten Lieferanten empfehle ich den Auftragnehmern jeweils, sich das Recht einräumen zu lassen, in begründeten Fällen von der Liste abweichen zu dürfen, wenn unter Qualitätsgesichtspunkten nichts gegen einen anderen Lieferanten spricht. Ein begründeter Fall kann sein, dass die im Anhang aufgeführten Lieferanten später vom Auftragnehmer Preise verlangen, die x % über dem durchschnittlichen Weltmarktpreis liegen. Die Erfahrung, die einige Betreiber (soweit mir bekannt) in den letzten Jahren gemacht haben, legt es nahe, den Auftraggebern zu empfehlen, sich weitgehende Inspektionsrechte der Produktionsstätten und der hergestellten Komponenten bis hin zu Sub-Sub-SubUnternehmern einräumen zu lassen, um frühzeitig bei eventuell auftretenden Qualitätsmängeln die entsprechenden Maßnahmen ergreifen zu können. Zweischneidig können Weisungsrechte sein. Es gibt Rechtsordnungen, die derartige Rechte bereits vorsehen. Häufig vereinbaren die Parteien zudem, dass dem Auftraggeber Weisungs

rechte zustehen. Wenn der Auftragnehmer der Ansicht ist, durch Befolgen der Weisung würde die erfolgreiche Ausführung der vereinbarten Lieferungen und Leistungen gefährdet, sollte er dies unverzüglich seinem Auftraggeber schriftlich anzeigen. Wenn der Auftraggeber dann weiterhin auf der Befolgung seiner Weisung besteht, ist der Auftragnehmer von der Haftung für daraus resultierende Konsequenzen (z.B. Nichterreichen der vereinbarten technischen Garantien) befreit. FAZIT Durchdachte, auf die Intentionen der Parteien abgestimmte vertragliche Regelungen können dazu beitragen, die Projektausführungsrisiken zu vermindern. Fußnoten

(i) Der Aufsatz kann nur die wichtigsten Punkte streifen. Fragen der Haftung und Haftungsbegrenzung im allgemeinen sowie der Haftung bei Verzug konnten ebenso wenig behandelt werden wie die Rechtsfolgen bei Kündigung oder Rücktritt sowie die Frage der Wahl des anwendbaren Rechts oder der Streitschlichtung (staatliches Gericht vs. Schiedsgerichtsbarkeit). Der Aufsatz ersetzt nicht eine Rechtsberatung im konkreten Fall, die unter anderem von dem auf den Vertrag anwendbaren Recht abhängen wird. (ii) vgl. ‚RWhM Richtlinien für Werkstoffe in hydraulichen Maschinen‘ des Verbands der Elektrizitätswerke Österreichs in der letztgültigen Fassung (iii) eine ideenreiche Formulierung aus einem konkreten Fall von Ausschreibungsbedingungen: alle Unternehmer sollten sich verpflichten, sich untereinander zu koordinieren, und sollten gemeinsam („jointly“) dem Auftraggeber gegenüber für den Erfolg haften (obwohl die einzelnen Unternehmer kein Konsortium bildeten!). Unklar blieb im konkreten Projekt, ob irgendein Unternehmer diese Klausel akzeptiert hat.

Die Autorin – Bettina Geisseler / Rechtsanwältin Als Rechtsanwältin mit eigenem Büro (GEISSELER LAW) und langjähriger Erfahrung als Unternehmensjuristin berät Bettina Geisseler in- und ausländische Klienten – die Industrie oder die Betreiberseite – im internationalen Projektgeschäft. Ihre Kernkompetenz liegt im Entwerfen, Kommentieren und Verhandeln von Verträgen zur Errichtung, Rehabilitation, Betrieb und Wartung von Kraftwerken und anderen Infrastrukturbauten. Ihre Arbeitssprachen sind Deutsch, Englisch und Französisch. Bettina Geisseler ist Mitglied des Wissenschaftlichen Beirats (Comité Scientifique) der Société Hydrotechnique de France (SHF), des Fachausschusses Instandhaltung des Vereins Deutscher Ingenieure VDI und Co–Autorin des “ICC Consortium Model Agreement” und des neu gefassten (2019) “ICC Model Turnkey Contract for Major Projects“. Rechtsanwältin Geisseler hält regelmässig Gastvorlesungen an der Technischen Universität Dresden, an der Technischen Universität Polytech Sophia Antipolis in Nizza (Mastercourse „EUROAQUAE“) sowie an der Universität Pasquale Paoli auf Korsika. Sie ist Mitglied des Schweizerischen Talsperrenkomitees sowie des Comité Marocain des Grands Barrages und vertritt das Deutsche TalsperrenKomitee in den ICOLD Technical Committees „public safety around dams“ und „resettlement due to reservoirs“.

GEISSELER LAW 68

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Fotos/ Grafiken: Eisenbeiss

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Als erster Getriebehersteller verbindet Eisenbeiss seine Industriegetriebe mit einem umfassenden Getriebebegleitsysytem und bietet dazu alles aus einer Hand.

ZUSTANDSÜBERWACHUNG i:Gear 4.0® ERHÖHT BETRIEBSSICHERHEIT VON WASSERKRAFTWERKEN Der Spezialgetriebehersteller Eisenbeiss GmbH entwickelte ein neuartiges Getriebebegleitsystem, welches im Gegensatz zu Zustandsüberwachungssystemen nicht erst warnt, wenn ein Problem aufgetreten ist. i:Gear 4.0® vermeidet Schäden bereits im Vorfeld und maximiert somit die Lebensdauer, aber auch die Effizienz der Anlagen. Die Vorteile von i:Gear 4.0® überzeugten bereits eine ganze Reihe von Kunden aus den unterschiedlichsten Branchen. Jetzt findet das innovative Monitoringsystem auch verstärkt Anwendung in der Wasserkraft.

Bei Service- und Wartungsarbeiten kommen modernste Methoden zum Einsatz.

Foto: KWB

as Familienunternehmen mit Hauptsitz in Enns in Oberösterreich wurde 1911 vom Pionier Emil Eisenbeiss gegründet und entwickelte sich zu einem der Weltmarktführer in Sachen hochqualitative Spezialgetriebe. Mittlerweile liegt der Exportanteil bei rund 98 Prozent. Das hochtechnisierte Maschinenbauunternehmen fertigt Spezialgetriebe bis zu 25 t für verschiedenste Projekte rund um den Globus und weist heute einen Jahresumsatz von circa 50 Mio. Euro aus. Diese positive Entwicklung ist einem unermüdlichen Innovationsund Qualitätsanspruch geschuldet, der seit der Gründung ein fixer Bestandteil des Unternehmens ist. Eisenbeiss fertigt Getriebe für Branchen wie Kunststoff- und Lebensmittelextrusion, Schwerindust-

rie, Energietechnik und serviciert Getriebe aller Hersteller und Branchen direkt in Enns am Standort und betreibt ebenfalls einen Servicestützpunkt in Sacramento USA. Der moderne, sehr breit aufgestellte Maschinenpark schafft beste Voraussetzungen, um hochpräzise Maschinenbauteile am Stand der Technik zu produzieren und erreicht mittlerweile eine sehr hohe Fertigungstiefe – selbst bei großen Aufträgen. Darüber hinaus werden umfassend angelegte Prozessoptimierungen durchgeführt. Auf dieser Basis entstehen energiesparende Getriebe mit höchstem Wirkungsgrad, kompakte Spezialgetriebe, ausgeklügelte Leistungsverzweigungssysteme mit neuester Verzahnungstechnik sowie innovative Sensorsysteme und mechatronische Lösungen. MITARBEITER WICHTIGSTE RESSOURCE Zwar repräsentiert Eisenbeiss heute ein mittelständisches Industrieunternehmen, dennoch pflegt man nach wie vor die Werte eines echten Familienbetriebes mit bekannter Handschlagqualität. Derzeit werden rund 220 hochqualifizierte Mitarbeiter am Firmensitz in Enns beschäftigt. „Wie bei unseren Anfängen vor über 100 Jahren sind unsere Mitarbeiter auch heute noch die wichtigste Ressource“, erklärt Patrick Longin, zuständig für Vertrieb in der Abteilung Energietechnik bei Eisenbeiss. Im Unternehmen ist man bemüht, ein Arbeitsumfeld zu schaffen, das die bestmögliche Entwicklung der individuellen Potenziale ermöglicht. „Eine nachhaltige Unternehmensführung bedeutet für uns nicht nur Erfolg auf geschäftlicher Ebene, sondern beinhaltet auch eine starke soziale Komponente“, so Longin. Diese wertschätzende Unternehmenskultur fördert nicht nur den positiven Umgang unter den Mitarbeitern, sondern ist auch maßgeblich für den reibungslosen Ablauf zwischen den einzelnen Abteilungen verantwortlich – und davon profitieren auch die Kunden. Operativ wird bei Eisenbeiss alles an einem Standort entwickelt,

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Technik

DIE FUNKTIONEN VON GEARCONTROL IM ÜBERBLICK:

1) Diagnose und Kontrolle des Getriebezustandes 2) Ampelsystem zeigt ein klares Signal über den IST-Zustand. 3) Zustandsinformation über Ethernet, Signalampel und Industrie-Feldbusse

GETRIEBESEVICE AUCH FÜR FREMDHERSTELLER Im Unternehmen Eisenbeiss hat die Serviceund Reparaturabteilung eine lange Tradition. „Dieser Bereich stellt einen unverzichtbaren Erfahrungsschatz dar, der für unser Knowhow extrem wichtig ist“, bekräftigt Helmut Aberl, Leiter der Sparte Getriebeservice. Eisenbeiss bietet seit jeher Getriebereparaturen und Serviceleistungen – und das unabhängig von Branche oder Hersteller. „Rund 80 Prozent der Reparatur- und Wartungsarbeiten betreffen Fremdgetriebe“, so Longin weiter. Das praxiserprobte Serviceteam gilt als kompetenter Partner für praktisch jede Lebensphase eines Industriegetriebes. Mit einem selbst entwickelten Diagnostikverfahren ermitteln die Techniker unter anderem mittels Endoskopie, Ölanalyse, Thermografie oder Schwingungsmessungen den aktuellen Zustand eines Getriebes. In weiterer Folge wird anhand dieser Bestandsaufnahme eine Handlungsempfehlung ausgesprochen. „Mit dem sogenannten Vor-Ort-Service oder dem 24 Stunden Service bieten wir eine fachmännische Soforthilfe, die unseren in- und ausländischen Kunden rund um die Uhr zur Verfügung steht“, erklärt Aberl. Doch auch für

die Instandsetzung, das Re-Engineering oder die Musteraufnahme für die Ersatzteilfertigung liefern die Oberösterreicher stets eine maßgeschneiderte Lösung. Mit dem Knowhow der Eisenbeiss Ingenieure lassen sich nahezu bei jedem Getriebe Verbesserungspotenziale finden und heben. SPEZIALGETRIEBE FÜR WASSERKRAFTWERKE Bei Eisenbeiss realisierte man schon vor mehr als 50 Jahren erste Aufträge für Spezialgetriebe im Bereich Wasserkraft – genauer gesagt für Kaplan-Turbinen. Diese jahrzehnte lange Erfahrung bildete den Startpunkt für die Gründung eines eigenen Geschäftsbereiches im Jahr 2010. Heute bietet Eisenbeiss die passende Getriebelösung für alle Arten von Turbinen, egal ob es sich um PIT-Maschinen, Rohrturbinen oder andere Bauformen handelt. Die Auslegung richtet sich nach Fallhöhe, Durchflussmenge und Flügelzahl. Darüber hinaus müssen die Baureihen besonderen Anforderungen in Bezug auf Platzbedarf, Einbauraum und optimale Übersetzung gerecht werden, die Übertragungsverluste halten sich in sehr engen Grenzen. Eisenbeiss erreicht einen Wirkungsgrad von über 99 Prozent. Die hohe Effizienz der Getriebe wird durch doppelschrägverzahnte Teile, besondere Fertigungsmethoden und optimierte Lagerung erreicht. Ein angenehmer Nebeneffekt ist ein leises Betriebsgeräusch, der die Beeinträchtigung für Mensch und Natur minimiert.

Foto: zek

Leistungsübersicht:

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GEARCONTROL IST AUCH NACHRÜSTBAR Gerade für Wasserkraftbetreiber ist es in der Regel mit großem Aufwand verbunden, den aktuellen Zustand eines Getriebes festzustellen. Werden anfallende Servicearbeiten dennoch hinausgezögert oder gar ausgesetzt, kann es zu kostspieligen Betriebsausfällen kommen. „Rund 80 Prozent der Getriebeschäden sind auf mangelhafte Schmierung bzw. fortgeschrittene Ölalterung zurückzuführen und lassen sich somit Problemlos vermeiden“, weiß Longin aus Erfahrung. Mit dem Getriebebegleitsystem GEARCONTROL entwickelte Eisenbeiss ein digitales Überwachungstool mit einem hervorragenden Kosten-Nutzen-Verhältnis, das sich durch Zuverlässigkeit und Bedienerfreundlichkeit auszeichnet und eine moderne Fernkontrolle ermöglicht. Unvorhersehbare Stillstände bzw. ungewollte Wartungen werden damit minimiert. „Einbauen und Vergessen, lautet unsere Devise – denn schließlich soll man mit einem Getriebe sorgenfrei Strom erzeugen können“, so Longin dazu. Konkret übernimmt GEARCONTROL neben der Schwingungsüberwachung zusätzlich die Überwachung der Schmierölversorgung, der Schmierölqualität bzw. des Ölzustands sowie der Temperaturentwicklung. Solche Multiparameteranalysen lassen bessere Aussagen über den aktuellen Getriebezustand bzw. einzelner Komponenten zu. „Die Kombination aller verfügbaren Messdaten verringert die Gefahr von Fehldiagnosen erheblich“, ergänzt Das i:Gear 4.0 sorgt bereits an mehreren Standorten für eine verbesserte Betriebssicherheit. So wie hier beim Murkraftwerk "Franz" mit einer Engpassleistung von 1.760 kW. Das von Eisenbeiss verbaute Stirnradgetriebe mit einem Übersetzungsverhältnis von 1:6,25 wurde auf eine Antriebsleistung von 1.800 kW ausgelegt.

Foto: ZEK

gefertigt, gelagert, verpackt und versendet. „Wir haben natürlich auch Zulieferer in unserer Wertschöpfungskette, doch die Entwicklung erfolgt aussschließlich bei uns im Haus,“ sagt Longin. Zusätzlich setzt man auf kurze Transportwege in der Materialbeschaffung.

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Technik Das intelligente Getriebebegleitsystem: i:Gear 4.0® = EISENBEISS GETRIEBE + GEARCONTROL

i:Gear 4.0® analysiert die Betriebsbedingungen selbstständig und zeigt Verbesserungspotenziale auf. Erhöhte Lebensdauer und maximale Anlagenverfügbarkeit bei minimalen Betriebskosten sind die Folge.

Drehmoment

Getriebezustandsanzeige

Drehzahl

Es sind online sowie offline Datenanbindungen zur Kontrolle möglich und werden mit der Leitzentrale oder einer Engineering-Datenbank verknüpft. Das System ist für die Visualisierung mit PC, Tablet oder Smartphone kompatibel.

Öl-Menge

Lagerzustand / Verzahnungszustand

Filterzustand Öl-Druck

i:Gear 4.0® DAS GETRIEBE MIT KÖPFCHEN Der Begriff i:Gear 4.0® bedeutet „Intelligentes Getriebe“ und beschreibt die Kombination aus Hochleistungsgetriebe und automatisierter Überwachung. Als erster Getriebehersteller bietet Eisenbeiss beides aus einer Hand. Das ganzheitliche Getriebemanagementsystem verfügt über integriertes En-

Öl-Temperatur Öl-Zustand

gineering-Know-how aus der Getriebeentwicklung. i:Gear 4.0® ist so zu sagen die Expert Edition und damit die größte Überwachungsstufe, die von Eisenbeiss angeboten wird. Kunden haben die Wahl, ob der Informationsfluss an Eisenbeiss übermittelt wird, oder ausschließlich dem Betreiber zur Verfügung gestellt werden soll. Für die Messdaten sind eine Reihe von Sensoren verantwortlich, deren Daten von i:Gear 4.0® selbstständig analysiert und anlagenspezifisch visualisiert werden. Die Informationen zum Getriebezustand mit entsprechenden Handlungsempfehlungen sind via PC und Tablet oder

Füllstand

Smartphone verfügbar. Im Anlassfall alarmiert das i:Gear 4.0®-System automatisch den Betreiber und minimiert somit Routinekontrollen. Für Wasserkraftbetreiber bringt es den Vorteil, dass sie stets über den aktuellen Anlagenstatus Bescheid wissen. Getriebereparaturen können besser geplant und unvorhersehbare Stillstandzeiten vermieden werden. Das bedeutet gleichzeitig, dass die Vorlaufzeiten für Revisionen individueller organisiert werden können. Damit stellt i:Gear 4.0® ein unverzichtbares Getriebeüberwachungstool dar, das dem Betreiber Zeit und bares Geld spart.

ECKDATEN DER EISENBEISS GmbH SPEZIALGETRIEBE FÜR: • Extrusion • Stahl - und Aluminiumindustrie • Energietechnik GETRIEBELÖSUNGEN FÜR WASSERKRAFT • Stirnradgetriebe für PIT-Turben • Vertikale Stirnradgetriebe für Kaplan-Schachtturbinen • Kegelstirnradgetriebe GETRIEBESERVICE: • Diagnostik • Service/ Reparatur • 24 Stundenservice GETRIEBEBEGLEITSYSTEME: • GearControl-Oil® • GearControl • i:Gear 4.0® Foto: zek

Longin. Damit bietet Eisenbeiss seinen Kunden die Möglichkeit, das Know-how des Herstellers nicht nur in der Konstruktionsphase, sondern über die gesamte Lebensdauer des Getriebes zu nutzen. Ein weiterer Vorteil: GEARCONTROL kann auch bei Fremdgetrieben nachgerüstet werden.

AUSZEICHNUNGEN: • Landespreis für Innovation 2014 mit GearControl

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SEAL MAKER ENTWICKELT SONDERDICHTUNG FÜR KAPLANTURBINE Seine bewährten Tugenden Innovationskraft und Flexibilität konnte Seal Maker, der weltweit agierende Hersteller von qualitativ hochwertigen Kunststoff- und Elastomer-Halbzeugen, CNC-Drehmaschinen und Dichtungen, erst kürzlich unter Beweis stellen. Unter dem Überbegriff „Special Industry Solutions“ bietet das Unternehmen mit Hauptsitz im burgenländischen Pöttelsdorf individuelle Lösungen für Anforderungen in speziellen Industriesparten an. So wie die eigens produzierte Sonderdichtung für ein Wasserkraftwerk, die Seal Maker vor kurzem realisierte. Auf diese Weise gelang die optimale Abdichtung von Leitschaufeln einer Kaplanturbine.

eben seinem breiten Spektrum an Standard- und Sonderprofilen hat sich Seal Maker auch mit seinen „Special Industry Solutions“ einen Namen gemacht. Der Einsatz von hochwertigen, widerstandsfähigen Materialien sowie die Einzigartigkeit im Design sind jene Qualitätskriterien, mit denen Seal Maker den unterschiedlichsten Herausforderungen in der Industrie begegnet. Abgesehen von der Qualität seiner Produkte liegen die Stärken des 1997 gegründeten Unternehmens in seiner Flexibilität, im Service, in der Verlässlichkeit der Auftragsabwicklung und in den geringen Durchlaufzeiten, was sich speziell bei Sonderanfertigungen immer wieder als markanter Pluspunkt herausstellt. Diese Flexibilität konnte Seal Maker unlängst eindrucksvoll unter Beweis stellen, als ein Kunde nach einer individuellen Lösung zur Abdichtung der Laufschaufeln einer Kaplanturbine suchte. Für die Techniker des Unternehmens stellte sich die Herausfor-

Das von Seal Maker entwickelte Schweißverfahren ermöglicht den Dichtungsdurchmesser praktisch ohne Limit zu vergrößern.

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Fotos: Seal Maker

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Gerade bei Wasserkraftwerken sind Sonderdichtungen mit außergewöhnlichen Materialeigenschaften gefragt. Mit dem Schweißverfahren ermöglicht Seal Maker eine gewisse Flexibilität in der Anwendung bei gleichbleibender Werkstoffqualität.

derung, eine individuelle Dichtung gemäß Kundenanforderung zu entwickeln – und dies innerhalb kürzester Zeit. WERKSTOFF MIT ÜBERZEUGENDEN EIGENSCHAFTEN Die Experten des Seal Maker Produktmanagements stellten sich gerne dieser Aufgabe. Basierend auf den Zeichnungen, den Daten und den Anforderungen des Kunden sowie den eigenen vorliegenden Dichtungsprofilen wurde an der perfekten Lösung gearbeitet. Da selbstredend auch besonderes Augenmerk auf die Verschleißeigenschaften des Materials gelegt wurde, entschieden sich die Ingenieure von Seal Maker für Polyurethan U500-R95, einen Werkstoff, der sich durch hohe Abriebbeständigkeit und äußerst geringen Materialverschleiß auszeichnet. Damit wurde eine hohe Betriebssicherheit, auch bei starkem Sedimentdrang sichergestellt. Letztlich gelang die Realisierung der

Die Dichtungen können auch vor Ort geschweißt werden, wie hier bei der Abdichtung an den Laufschaufeln dieser Kaplanturbine.

Spezialdichtung in kürzester Zeit. Als weitere Herausforderung entpuppte sich ihre Montage. Beschaffenheit und Konstruktion der Sonderdichtung erforderten den Einsatz der speziellen Seal Maker Schweißtechnologie. Und auch hier bewies Seal Maker seine sprichwörtliche Flexibilität. Ein Spezialist des Produktmanagement-Teams nahm sich persönlich aller Schweißarbeiten an und führte auch die Montage vor Ort durch. Der Kunde profitierte somit in der gesamten Projektabwicklung von den Seal Maker Stärken: Experten Know-how im Bereich Dichtungsherstellung / Hohe Flexibilität bei Entwicklung, Materialauswahl und Konstruktion / Kurze Produktionszeiten / Höchste Qualität / Kundenorientierung über den gesamten Prozess bis zur finalen Abnahme durch den Auftraggeber. Nähere Informationen und Details zu Seal Maker und seinen Produkten finden Sie auf www.seal-maker.com

Aufgrund der hervorragenden Materialeigenschaften entschieden sich die Ingenieure bei Seal Maker für den Werkstoff Polyurethan U500-R95.

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Der Kärntner Energieversorger Kelag beweist Innovationsgeist: Für die Erneuerung der Speicherpumpe Oschenik 1 vertraute sie auf einen neuartigen Prototyopen mit innenliegender Spirale und horizontal geteiltem Gehäuse. Die Innovation wurde vom Wasserkraftspezialisten ANDRITZ Hydro entwickelt.

KELAG GELINGT MIT TECHNISCHER INNOVATION DIE ERNEUERUNG VON SPEICHERPUMPE OSCHENIK 1 Es war im September 2014, als der Aufsichtsrat des Kärntner Energieversorgers Kelag die weitreichende Entscheidung getroffen hatte, in eine neue Speicherpumpe für Oschenik 1 – integraler Teil des Pumpspeicherkraftwerks Innerfragant – zu investieren. Mehr als zwei Jahre sollten vergehen, ehe die neue Pumpe mit Ende Jänner 2017 ihren Probetrieb aufnehmen konnte. Es handelt sich dabei um eine Maschine, die von ihrem Aufbau und ihrem Konzept eine absolute technische Innovation darstellt und auf diese Weise noch nicht für eine ähnliche Leistungsklasse und Druckstufe umgesetzt worden ist. Entwickelt wurde die 6stufige Niro-Speicherpumpe mit innenliegender Spirale sowie einem horizontal geteilten Gehäuse in mehrjähriger Arbeit von den Ingenieuren von ANDRITZ Hydro. Mittlerweile steht fest: Die neue Pumpe bewährt sich im täglichen Einsatz. Gegenüber dem Altbestand punktet sie mit einer Wirkungsgradsteigerung von 7,3 Prozent.

m Kraftwerkspark der 73 Kraftwerke der Kärntner Elektrizitäts-Aktiengesellschaft, kurz Kelag, nimmt das Pumpspeicherkraftwerk Innerfragant, das in einem Seitental des Mölltals situiert ist, eine zentrale Stellung ein. Von der gesamten installierten Pumpleistung von 230 MW entfallen nicht weniger als 98 MW auf das PSKW Innerfragant. Diese Leistung verteilt sich dabei auf die drei ternären Pumpspeichersätze der Oschenikstufe. Unter ternären Systemen versteht man gemeinhin Maschinensätze eines Pumpspeicherkraftwerks, die aus einem Motorgenerator und einer separaten Turbine, sowie einem Pumpensatz bestehen. Das gesamte hydraulische System Oschenik umfasst mehrere Speicherbecken und Aus-

gleichsbecken, die über ein komplexes Druckleitungssystem miteinander verbunden sind. Im Wesentlichen und vorrangig zu nennen sind dabei der große Oscheniksee als Oberwasserbecken, der Speicher Wurtenalm und der Speicher Haselstein als Unterwasserbecken für den Pumpbetrieb sowie ein Ausgleichsbecken, das sich in unmittelbarer Nähe zum Kraftwerk Innerfragrant befindet. „Im Turbinenbetrieb beziehen die drei Turbinensätze der Oschenikstufe ihr Triebwasser aus dem Speicher Oschenik, das abgearbeitete Triebwasser wird in das Ausgleichsbecken Innerfragant abgegeben“, erklärt dazu Dipl.- Ing. Stefan Leitner von der Kelag. „Die drei Speicherpumpen pumpen das Triebwasser in den Speichersee Oschenik, wobei die Spei-

cherpumpe Oschenik 1 das hochzupumpende Wasser aus dem Speicher Haselstein entnimmt, oder direkt aus dem Ausgleichsbecken Innerfragant bezieht. In letzterer Betriebs variante wird die Pumpturbine Haselstein als Vorpumpe herangezogen. Damit ist sie in der Lage, das Wasser 906 m in die Höhe zu befördern. Die beiden anderen Speicherpumpen beziehen das Pumpwasser aus dem wesentlich höher gelegenen Wurtenalmspeicher.“ MASSNAHMEN WURDEN UNUMGÄNGLICH Seit 1968 versieht die Speicherpumpe Oschenik 1 mittlerweile ihren Dienst. Im Regeljahr ist sie im Schnitt etwa 1.300 Stunden in Betrieb. 1987 wurde die Maschine zum letzten April 2019

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Das Verschraubungssystem spielt eine entscheidende Rolle im Gesamtkonzept des Prototypen.

UNTERSCHIEDLICHE PUMPENKONZEPTE Für die erfahrenen Maschinenbauer in den Reihen der Kelag sollte sich in weiterer Folge die Angebots- und Auftragsphase durchaus spannend gestalten. Zwei renommierte Hersteller hatten dafür ihre konstruktiven Pumpenkonzepte eingereicht. Das Angebot des ersten Anbieters entsprach von der Architektur und dem konstruktiven Konzept der Bestandspumpe. Für Stefan Leitner kein vollends überzeugendes Konzept: „Der Nachteil dieser Konstruktion liegt darin, dass die insgesamt erforderlichen 6 Stufen der Pumpe stirnseitig nacheinander in den Topf eingefädelt werden müssen. Bei Spaltmaßen von 5-6 Mikrometer ist es alles andere als einfach, den gesamten In-Crash auf diese Weise reinzubekommen. Der Vorgang ist zeitaufwändig und auch insofern risikobehaftet, als es bei jedem Einschieben einer Stufe zum ‚Fressen‘ (Anmerkung: Kaltverschweißen) in den Spalten kommen kann.“ Das zweite Angebot kam vom Wasserkraftspezialisten ANDRITZ AG, der mit einem völlig neuartigen Konzept einer Pumpe mit horizontal geteiltem Gehäuse und innenliegender Spirale zu Grafik: ANDRITZ AG

UNTERNEHMENSSTRATEGISCHE ÜBERLEGUNGEN Grundsätzlich sollten beide Varianten eine Steigerung des Wirkungsgrads zur Folge haben, der von den Ingenieuren der Kelag mit 89 Prozent als Zielsetzung vorgegeben wurde. Allerdings sollte im Rahmen der wirtschaftlichen Begutachtung noch eine dritte Variante ins Spiel kommen: die Stilllegung der Speicherpumpe. Die zu diesem Zeitpunkt angespannte Marktsituation hätte das Aus für die Speicherpumpe Oschenik 1 bedeuten können. Dass es beim Konjunktiv blieb, war letztlich unternehmensstrategischen Überlegungen geschuldet, die sich im Zuge des Abwägens der drei Varianten durchsetzten.

des Gehäuses, das zur Gänze aus Mit größeren, breiteren Bechern undFertigung einem neuen Design bietet Stahl ausgeführt wurde. die Turbine heute ein markant erhöhtesnichtrostendem Schluckvermögen.

Foto: Glanzer

Mal generalüberholt. Für die Betreiber von der Kelag, die ihre Maschine natürlich ganz genau kennen, war allerdings der stark angestiegene Axialschub – hervorgerufen durch verschlissene Spalte – und auch der Verschleiß an den Laufrädern infolge von Abrasion unübersehbar geworden. Stefan Leitner: „Grundsätzlich war der Wirkungsgrad der Maschine einfach schlecht. Aufgrund der verschleißbedingten Mängel wurden umfangreiche Maßnahmen an der Speicherpumpe nun aber unumgänglich.“ Bereits 2013 begannen die Techniker der Kelag mit der Ausarbeitung der verschiedenen Varianten für die Sanierung bzw. die Neuerrichtung der Speicherpumpe. Dass dabei die bestehenden Hydrauliken saniert und somit beibehalten werden sollten, konnte bereits im Anfangsstadium ausgeschlossen werden. Zu bescheiden präsentierte sich der Wirkungsgrad, rückgerechnet auf den Neuzustand. Mit neuen Laufrädern, Umlenkern und Ringdeckeln sollte sich der Wirkungsgrad deutlich nach oben schrauben lassen, soviel war klar. Somit blieben von technischer Seite letztlich zwei Varianten übrig: Zum einen die umfangreiche Sanierung der alten Speicherpumpe, wobei vor allem die großen Stahlgussteile – Gehäuse und Pumpendeckel – erhalten geblieben wären und zum anderen eine Neuanschaffung. „Seitens der Kelag wurde die Neuerrichtung der Speicherpumpe favorisiert. Nicht zuletzt deshalb, da die großen alten Gussbauteile ja auch die Gefahr möglicher Gussfehler bargen, die nur mit großem Aufwand repariert werden hätten können“, so Stefan Leitner. Darüber hinaus versprach die Variante Neubau auch einen nicht unerheblichen Zeitvorteil. Während man die Stillstandszeit im Fall einer Sanierung mit etwa 13 Monaten annahm, war beim Einbau einer neuen Speicherpumpe lediglich mit 5 Monaten Stillstand zu rechnen.

Technik

April 2019

HYDRO

Ansprechendes Design bei geschlossenem Gehäuse.

Foto: zek

852 Schrauben sichern die Verbindung der beiden Gehäusehälften.

Grafik: ANDRITZ

Foto: Glanzer

Grafik: ANDRITZ

Technik

überraschen und letztlich auch zu überzeugen wusste. Der Reiz dieser Alternativlösung offenbarte sich vor allem in der einfachen Montage sowie auch der Demontage des Rotors – sowohl bei der Erstmontage als auch bei späteren Revisionen. Eine kürzere Stillstandszeit der Pumpe stellt schließlich ein gewichtiges wirtschaftliches Argument dar. Zudem ergibt sich durch die Teilung des Pumpengehäuses auch die Option, die Zwischenspaltenstufe und andere, sonst nur bei kompletter Demontage des Laufradverbandes einsehbare Bauteile, zu kontrollieren. Nach drei Verhandlungsrunden wurde der Auftrag für die neue Speicherpumpe Oschenik 1 an die ANDRITZ AG vergeben. MEHRFACHVERSCHRAUBUNGEN ERFORDERLICH Hinter dem Konzept für die neuartige Speicherpumpe steckt eine Vielzahl an Ideen und großes Know-how, aber auch jede Menge harte Arbeit der Ingenieure von ANDRITZ. „Die Pumpe weist derart viele konstruktive Besonderheiten und Feinheiten auf, dass nur die Wesentlichsten in diesem Rahmen angeführt werden können“, meinte Stefan Leitner etwa bei der Präsentation der Maschine im Rahmen der letztjährigen Vienna Hydro in Laxenburg. Ein ganz wesentlicher Punkt betraf die Verschraubung der beiden Gehäusehälften, die die gesamten auftretenden Druckkräfte aufnehmen müssen. Im Gegensatz dazu werden diese Kräfte bei der Topfpumpe über den Werkstoff des zylindrischen Körpers abgeleitet. Konkret beläuft sich bei der Pumpe Oschenik 1 der Druck im Nennbetrieb – natürlich abhängig vom Speicherknoten – vor der ersten Pumpenstufe auf 262 mWS (Meter Wassersäule), steigert sich mit jeder Pumpenstufe um rund 160 mWS und beträgt in der Spirale schließlich 1.220 mWS. Diesen Anforderungen entsprechend haben die In-

BESTÄNDIGKEIT FÜR 75 JAHRE Der mechanischen Berechnung für die Entwicklung der 6-stufigen Speicherpumpe lagen mehrere Anforderungen zugrunde: Zum einen die statischen Anforderungen, sowohl im Regelbetrieb als auch bei Druckschlag, die Lastfälle sowie die Anforderungen hinsichtlich der Ermüdungsbeständigkeit. Bei avisierten 10 Start-Stopp-Vorgängen pro Tag und 3.200 Betriebsstunden im Jahr wurde mit 273.750 Zyklen kalkuliert, wenn man von einer Betriebszeit von 75 Jahren ausgeht. Vor diesem Hintergrund kam natürlich auch den verwendeten Werkstoffen erhöhte Bedeutung zu. „Aufgrund bisheriger guter Erfahrungen haben wir in der Ausschreibung bereits vorgegeben, dass der gesamte Pumpen rotor mit Welle, Laufrädern und Distanzbuchsen in rostfreier Ausführung zu erfolgen hatte. Im Zuge der ersten mechanischen Berechnungen des Pumpengehäuses zeigte sich, dass ein höherfester Werkstoff als der ausgeschriebene Stahlguss unumgänglich war. Aus diesem Grund wurde in gemeinsamer Absprache zwischen Kelag und ANDRITZ ein

genieure von ANDRITZ eine Gehäuseverschraubung aus hochfestem martensitischen Werkstoff entwickelt, die nach dem Prinzip der Mehrfachverschraubung aufgebaut ist. Je nach Belastungsanforderungen wurden Schrauben der Dimension M120 und M140 eingesetzt, wobei jede einzelne dieser Schrauben nach dem „Superbolt-Prinzip“ mit 24 kleinen Schrauben vorgespannt wird. In Summe sind es nicht weniger als 852 Schrauben, die bei der Montage der beiden Gehäusehälften anzuziehen sind. Für die Optimierung des Pumpengehäuses wurde von den Entwicklern im Vorfeld eine komplette 3D- Modellierung vorgenommen, wobei auch ein Schraubenmodell mit 100 Schrauben zum Einsatz kam. Für die Druckprobe wurde das gesamte Gehäuse mithilfe einer Mittelscheibe unterteilt, danach erfolgte selbige mit 1,5-fachem Betriebsdruck. Bei einem Druck von 225 bar präsentierten sich letztlich alle Flansche trocken, die Dehnungsmessungen stimmten exakt mit den Messprognosen überein. Die Druckprobe war erfolgreich.

Neue Speicherpumpe

Alte Speicherpumpe

Pumpe mit innenliegender Spirale und horizontal geteiltem Gehäuse

Topfpumpe

Stufenanzahl

Nenndrehzahl

750 rpm

31,39

28,76

Konstruktionsförderhöhe

889,4 m

906 m

Konstruktionsfördermenge

3,32 m3/s

2,73 m3/s

Mittl. Leistungsaufnahme

32,29 MW

28,6 MW

Max. Leistungsaufnahme

33,85 MW

29,3 MW

Bauform

Spezifische Drehzahl

April 2019

HYDRO

Technik

Grafik: ANDRITZ AG

Für die Entwicklung des hydraulischen Designs der Spiralen wurden umfangreiche CFD-Analysen durchgeführt.

Neue Speicherpumpe Gemittelter Förderstrom

Alte Speicherpumpe

PerformanceSteigerung

3,31

2,80

+18,2 %

Gemittelte Leistungsaufnahme

32,29

28,60

+12,9 %

Gemittelter relativer Wirkungsgrad (Neuzustand)

1,06

+5,13 %

Gemittelter Wirkungsgrad (Istzustand)

1,06

0,97

+7,3 %

nichtrostender weichmartensitischer Chrom- Nickel-Molybdän-Stahl für Unter- wie Oberteil gewählt.“ Dass damit ein zusätzlicher Korrosionsschutz obsolet wurde, konnte als weiterer Vorteil verbucht werden. HERAUSFORDERUNGEN DER MATERIALWAHL Ein weiterer spezieller Aspekt der Materialwahl betraf in der Folge die Pumpenwelle und die Laufräder, die ebenfalls aus einem weichmartensitischen Stahl gefertigt wurden. Um die Gefahr des „Fressens“ oder auch „Kaltver-

weißens“ zwischen Laufradnabe und Welle zu bannen, musste eine konstruktive Lösung gefunden werden. Stefan Leitner geht ins Detail: „Man wollte sich in diesem Fall nicht mit einem Härteunterschied begnügen, der sich durch unterschiedliche Vergütungsstufen ergibt. Es standen entweder spezielle Beschichtungen, wie etwa Molybdän, oder ein Verfahren zur Verfestigung der Oberfläche zur Wahl. Schlussendlich wurde entschieden, dass die Laufradsitze auf der Welle rolliert werden sollten. Bei diesem Verfahren erreicht man eine

Härtedifferenz der beiden Oberflächen von mindestens 75 HB.“ MODELLE SIMULIEREN REALITÄT Eine absolute Herausforderung der konstruktiven Art stellte sich den Ingenieuren von ANDRITZ bei der Auslegung und Bemessung der im Pumpengehäuse integrierten Spirale. Im Gegensatz zu herkömmlichen Spiralkonstruktionen besitzt die innenliegende Spirale dieser Pumpe keine Stützschaufeln. Mittels numerischer Strömungsmechanik (CFD) wurden Laufräder, der Umlenkkanal, das Spiralgehäuse sowie der Saugkrümmer für die neuartige Pumpe optimiert. Auf Basis der Ergebnisse aus den CFD-Analysen konnte auch das Zusammenspiel zwischen festigkeits- und strömungstechnischen Anforderungen getunt werden. Um die Vorgaben des Betreibers hinsichtlich Modellwirkungsgrad, Durchflussmessung am Modell, Wirkungsgrad der Speicherpumpe, Förderstrom, maximale Leistungsaufnahme, transiente Betriebszustände, Laufruhe und Kavitation garantieren und um eine optimale hydraulische Auslegung der Pumpe gewährleisten zu können, wurde ein vollhomologer Modellversuch mit ausgeschrieben – und letztlich im Februar 2015 in Graz durchgeführt. „Im Hinblick auf die Performance der Laufräder wurde ein 2-stufiges Modell herangezogen. Um die sehr ambitionierten Garantiewerte zu erreichen, wurde in weiterer Folge ein 3-stufiger Modellversuch – mit Saug-, Mittel- und Endstufe – ausgeführt. Dabei zeigte sich, dass sämtliche für den Modellversuch abgegebenen Garantien erfüllt bzw. sogar übererfüllt wurden. Im Zuge der Inbetriebsetzung wurden letztlich Pumpenwirkungsgrad, aufgenommene Leistung und Fördermenge über eine thermodynamische Wirkungsgradmessung erfasst. Auch dabei wurden wieder sämtliche Garantiewerte erfüllt“, freut sich Stefan Leitner.

Foto: ANDRITZ

Wuchten des gesamten Rotors. Die Wuchtgüte wurde mit unter G2,5 angegeben.

April 2019

HYDRO

SÄMTLICHE GARANTIEWERTE ERFÜLLT Ein ganz wesentlicher Aspekt in der Entwicklung der neuen ANDRITZ-Speicherpumpe kam der Gleitringdichtungstechnologie zu. Es galt, Leistungsverluste zu minimieren, Leckagen zu verhindern und diese an die schwierigen Betriebsbedingungen anzupassen. Umfangreiche CFD-Untersuchungen und Modellversuche sollten auch in diesem Punkt letztlich eine absolut markttaugliche Lösung liefern. Neben den Aspekten der Performance hatten die Entwickler der neuen Maschine auch Fragen hinsichtlich Geräuschemissionen und Vibrationen im Visier. Und auch dabei gelang es, die Garantiewerte zu erfüllen. Die generell sehr ruhige Maschine zeigt im Regelbetrieb heute Schwingungswerte, die weit unter dem

vertraglich vorgegebenen Maximalwert von 2,5 mm/s liegen. Ihre unübertroffene Stärke präsentierte die Maschine allerdings im Rahmen der Montage, mit der am 1. August 2016 begonnen wurde. Stefan Leitner: „Das Konzept des horizontal geteilten Gehäuses hat sich hinsichtlich Montagefreundlichkeit und Montagezeitbedarf wahrlich bewährt. Die geplante Montagezeit konnte letztlich sogar unterschritten werden. Für die Nassinbetriebsetzung inklusive aller der geplanten Messprogramme (z.B. thermodynamische Wirkungsgradmessung) und der Abschaltversuche waren dann nur mehr vier Kalendertage erforderlich.“ Mit 28. Januar 2017 konnte die neue Speicherpumpe Oschenik 1 den Probebetrieb aufnehmen.

Foto: zek

Mit Spannung wurden die Druckproben am Prototypen verfolgt. Letztlich bestand die neue Maschine sämtliche Tests mit Bravour – alle Flansche blieben trocken.

Foto: ANDRITZ

Technik

PROTOTYP MIT POTENZIAL Zwar ist die Kelag durchaus in der Lage, neue Maschinenkonzepte fachlich fundiert zu beurteilen, dennoch bewies sie mit ihrer Entscheidung für die neue horizontale Speicherpumpe aus dem Hause ANDRITZ ihren Mut zur Innovation. Am Ende zahlte sich das Vertrauen auch aus. Sämtliche geforderten Leistungen im Hinblick auf Wirkungsgrad, Fördermenge und Laufruhe wurden eingehalten und sogar übertroffen. Besonders erfreulich wurde zudem von Seiten der Hersteller bewertet, dass die hochgerechnete Pumpencharakteristik aus dem 3-stufigen Modellversuch im 6-stufigen Prototypen perfekt getroffen wurde. Noch nie zuvor war eine Speicherpumpe dieser Ausführung mit innenliegender Spirale und horizontal geteiltem Gehäuse in dieser Leistungsklasse und Druckstufe gebaut worden. Die Pumpe Oschenik 1 stellt somit einen höchst erfolgreichen Prototypen dar. Höchst erfolgreich deshalb, da auch die bisher gesammelten Betriebserfahrungen eindrücklich belegen, dass sich diese Art von Speicherpumpe in der Praxis bewährt und hohes Potenzial für vergleichbare Einsatzstandorte hat. Seit knapp zwei Jahren stellt die neue Speicherpumpe Oschenik 1 dies Tag für Tag unter Beweis.

Quellennachweis: [1] S. Leitner, M. Kandutsch: "Retrospektive des Projektes 'Erneuerung der Speicherpumpe Oschenik 1'" - Tagungsband "20. Internationales Seminar Wasserkraftanlagen" - "Vienna Hydro 2018" S.93 [2] A. Gehrer, J. Erhard, P. Haselbacher, I. Zivkovic, S. Leitner: "Development of a six-stage storage pump for unit Oschenik 1 at Hydropowerstation Innerfragant"- 19th International Seminar on Hydropower Plants - TU Wien.

Rund zwei Jahre ist die neuartige Speicherpumpe für die Maschinen- einheit Oschenik 1 mittlerweile im Einsatz – und die Betreiber sind mit der Performance absolut zufrieden. Das Kraftwerksteam in der Zentrale Innerfragant kennt die Maschine inzwischen schon sehr gut: DI Stefan Leitner (re) mit Ing. Thomas Kelich und Ing. Manuel Selinger.

April 2019

HYDRO

Schwerpunkt

Foto: Archiv

In der Wasserkraft setzen heute Betreiber aus Überzeugung auf biogene Schmierstoffe, die durch ihre schnelle biologische Abbaubarkeit bestens geeignet sind für die umweltsensiblen Bereiche eines Gewässers.

ÖLE UND SCHMIERSTOFFE ALS UNVERZICHTBARE KOMPONENTEN DER WASSERKRAFT Seit sich Turbinen im Dienste der Wasserkraft drehen, gab es Bemühungen, die auftretende Reibung mittels technischer Schmierstoffe zu minimieren. Heute ist das Thema Öle und Schmierstoffe in der Wasserkraft generell ein zentrales geworden. Schließlich geht es einerseits um die Effizienz und die Langlebigkeit der eingesetzten Schmiermedien, anderseits aber auch um deren Umweltfreundlichkeit. Schließlich hat der Schutz des wertvollen Gutes Wasser höchste Priorität. Professionelle Anbieter moderner Öle und Schmierstoffe stehen heute ihren Kunden auch mit umfassender Beratung zur Seite.

ribologie ist die Lehre von der Reibung. Sie liefert in gewisser Weise die Grundlage für die Kenntnis der erforderlichen Schmierung zwischen aufeinander einwirkenden Oberflächen, die sich in Relativbewegung zueinander befinden. Schon die alten Ägypter wussten, dass sich beim Pyramidenbau die Gleitschlitten mit den schweren Steinblöcken auf mit Olivenöl benetzten Oberflächen leichter bewegen lassen. Durchaus möglich, dass dies der erste Einsatz von technischem Schmierstoff – sogar eines biogenen – war. Später wurden die Achslager der ersten Wagenräder mit Tierfett eingerieben. Wie der Autor Thomas Hollaender beschreibt, stand das mittelhochdeutsche Wort „smer“ für

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rohes Tierfett. Daraus leitete sich schließlich „schmieren“ ab. Auch in der chinesischen Geschichte ist dokumentiert, dass man die Vorteile reibungsmindernder Medien erkannte: Etwa 780 v.Ch. entwickelte man dort ein Schmiermittel aus pflanzlichen Ölen und Blei. UMWELTFREUNDLICHE ÖLE FÜR DIE WASSERKRAFT Markanten Entwicklungsschritte machten die Schmierstoffe mit der Erfindung der Dampfmaschine sowie später des Verbrennungsmotors. Die erhöhten Belastungen in den Lagern und die neuen Anforderungen führten zur Entwicklung neuer, leistungsstärkerer Öle, die auf Mineralölbasis hergestellt wurden. In den letzten 100 Jahren ihrer Entwicklungsgeschichte wurde den Ölen ein immer breiteres Spektrum an Einsatzmöglichkeiten eröffnet. Schmieren alleine wurde zu wenig, Aufgaben wie Wärmeabfuhr, Kraftübertragung, oder Korrosionsschutz kamen hinzu. Unterschiedliche Destillationsprozesse lieferten Maschinenöle unterschiedlicher Viskosität und Qualität. Mitte der 1980er Jahre kam ein weiterer Aspekt aufs Tapet: Umweltfreundlichkeit. Biologisch abbaubare Öle wurden auf den Markt gebracht, die speziell für Einsätze in heiklen Bereichen – wie etwa im Wasser – prädestiniert waren. Schließlich galt es, auch im Falle von Leckagen Flora und Fauna des Gewässers zu schützen. Heute bietet die Öl- und Schmiermittelindustrie für den Bereich Wasserkraft ein breites Portfolio an leistungsstarken, umweltfreundlichen Ölen und Schmierstoffen, die für sämtliche Einsatzbereiche geeignet sind. Hinzu kommt, dass den Kunden auch ein umfassendes Beratungsangebot zur Verfügung steht. Schließlich geht es in der Praxis einerseits um die Wahl des optimalen Schmiermittels, aber anderseits auch um Fragen der Wartung sowie der Entsorgung von Altölen.

HYDRO

Schwerpunkt

BETREIBER ENTSCHEIDEN SICH AUS ÜBERZEUGUNG FÜR UMWELTSCHONENDE SCHMIERSTOFFE Biologisch schnell abbaubare Hydraulik- und Turbinenöle sind längst zu einem essentiellen Bestandteil eines zeitgemäßen, umweltfreundlichen Wasserkraftbetriebs geworden. Gerade die auf vollsynthetischen gesättigten Estern basierenden Produkte, wie sie etwa vom Schweizer Spezialisten PANOLIN entwickelt wurden, repräsentieren heute den state-of-theart in Sachen umweltschonende Schmierstoffe. Mittlerweile überzeugen diese Öle und Schmierstoffe aber nicht nur ob ihrer umweltrelevanten Qualitäten, sondern warten zudem mit höchster Betriebssicherheit sowie großer Langlebigkeit auf.

Neben ihrer Umweltfreundlichkeit punkten Öle und Schmierstoffe von PANOLIN auch mit Langlebigkeit und Betriebssicherheit.

Foto: Archiv

SICHERHEIT IN EXTREMIS Heute werden nicht nur Neuanlagen mit umweltfreundlichen Schmierstoffen und Ölen von PANOLIN neu befüllt. Vielfach werden auch ältere Anlagen im Zuge von Revisionen oder Sanierungen auf gesättigte synthetische Fluide umgestellt. Dabei gilt es im Vorfeld die Materialverträglichkeit mit Dichtungsmaterialien und Tankinnenbeschichtungen abzuklären. Die Experten aus dem Hause ECOFLUID mit Sitz in Innsbruck, der österreichische Generalvertretung von PANOLIN, beraten Kunden diesbezüglich sehr gerne.

Sämtliche Fragen in Bezug auf die Verträglichkeit mit Kunststoffen, Dichtungen, Beschichtungen und anderen Komponenten sind geklärt.

Foto: Archiv

er Nachweis aus der Praxis belegt es eindrücklich: Auch im Wasserkraftsektor überschreiten die Einsatzzeiten biologisch abbaubarer Öle wie etwa des PANOLIN HLP SYNTH (E) oder des TURWADA SYNTH (E) mittlerweile mehrfach die 20-Jahre-Grenze. In manchen Kraftwerken in Österreich sind die Öle bereits 150.000 Betriebsstunden im Einsatz – ohne Wechsel. Entsprechende Kennwerte aus Ölanalysen, die als Indizien für Ölalterung gelten, zeigen, dass nichts gegen eine Einsatzdauer von 40 Jahren und mehr in Regler- und Lagersystemen spricht. Ganz ähnlich sieht es bei den PANOLIN Fluiden aus, die im Stahlwasserbau verwendet werden: Auch nach knapp 30 Jahren Einsatz ist ein Tausch nicht zwingend erforderlich.

Weniger bekannt als die ökologischen Qualitäten der Öle von PANOLIN sind deren technische Eigenschaften bei extremen Betriebsbedingungen. Dank der hervorragenden Oxidationsstabilität ist bei einem Stockpunkt von -55°C ein Einsatzbereich bis -35°C möglich, im Hochtemperaturbereich werden bis zu 120°C toleriert. FILTERN STATT NEUFÜLLUNG Ein wichtiger Teil im Portfolio der Firma ECOFLUID stellt die Ölanalyse und die Feinfiltration von Ölen dar. Die Spezialisten von PANOLIN empfehlen, dass an Neuanlagen – abhängig von den Laborwerten – alle 1 bis 3 Jahre eine Ölanalyse vorgenommen wird. Werden dabei etwaige Verunreinigungen festgestellt, können diese mithilfe des bewährten KLEENOIL Mikrofilters eliminiert werden. Damit können Partikel unter 5 µm und freies bzw. ungebundenes Wasser aus Ölen entfernt werden. Heute werden vielfach Einbaufilter eingesetzt, die eine permanente Filtration des Mediums gewährleisten. Biologisch abbaubare Öle und Schmierstoffe stellen heute einen modernen, umweltfreundlichen und nachhaltigen Wasserkraftbetrieb sicher. Daher vertrauen Betreiber von kleinen wie großen Wasserkraftwerken den Produkten von PANOLIN.

ECOFLUID Handels GmbH Col- di- Lanastrasse 10-12 6020 Innsbruck

Tel.: 0512/570688

www.kleenoil-panolin.at April 2019

ne im .

HYDRO

Schwerpunkt

Grafik: TOTAL

Foto: KWB

Mit dem BIOPRESLIA-HT hat TOTAL einen speziellformulierten, biologisch schnellabbaubaren Schmierstoff entwickelt, der dank seiner zusätzlichen technischen Eigenschaften maßgeschneidert für den Einsatz in der Wasserkraftnutzung ist.

WENN SCHMIERSTOFFE DIREKTEN EINFLUSS AUF DIE PERFORMANCE HABEN Energieeffizienz und Umweltfreundlichkeit – diese beiden Parameter legen die Kriterien fest, nach denen sich heute Wasserkraftbetreiber für ihre Öle und Schmierstoffe entscheiden. Aus diesem Grund hat der renommierte Ölspezialist TOTAL eine ganze Palette von Hochleistungsschmierstoffen entwickelt, die für sämtliche Einsatzbereiche und sämtliche Komponenten eines modernen Wasserkraftwerks geeignet sind. Ob es sich um kleine oder ganz große Kraftwerke handelt: In mehr als 150 Ländern weltweit vertrauen Betreiber mittlerweile auf Produkte aus dem Hause TOTAL.

m Laufe des letzten Jahrhunderts wurden Öle zunehmend für speziellere Zwecke konzipiert und weiterentwickelt – egal ob es um Funktionen wie kühlen, schmieren, Kraft übertragen oder Korrosionsschutz ging. In den vergangenen 20 bis 30 Jahren kam noch eine weitere Spezifikation dazu: Es galt, umweltfreundliche, biologisch abbaubare Öle zu entwickeln. Und die Industrie lieferte. Gerade für ökologisch sensible Bereiche, wie die hydroelektrische Nutzung von Wasserkraft, geht es ohne „Bio-Öle“ längst nicht mehr. Schließlich kann die Gefahr einer Leckage nie zur Gänze ausgeschlossen werden. Damit einhergehende Auswirkungen auf die Umwelt können dank der neuar-

Foto: zek

BIOPRESLIA HT kann nicht nur in Turbinenlagern, sondern auch in Hydrauliksystemen eingesetzt werden.

April 2019

tigen, umweltfreundlichen Öle auf ein Minimum begrenzt werden. TOTAL hat in seinen Forschungszentren viel Energie investiert, um Schmierstoffe mit neuen Formulierungen zu entwickeln, die beide Welten in sich vereinen – Umweltfreundlichkeit und Energieeffizienz. UMWELTFREUNDLICHE SCHMIERSTOFFE Seit Jahrzehnten arbeitet der Ölspezialist mit Herstellern von Originalkomponenten zusammen, um darauf abgestimmt seine Palette der Hochleistungsschmierstoffe zu erweitern. Angepasst an die Spezifikationen von Branchenleadern wie GE/ Alstom, ANDRITZ Hydro oder VOITH Hydro hat TOTAL Schmierstoffe für die Wasserkraft entwickelt, die die Norm ISO 15380 für biologisch abbaubare Hydraulikflüssigkeiten und zugleich die hohen Anforderungen der Wasserkraftbetreiber erfüllen. Vorrangig zu nennen ist das BIOPRESLIA HT: Dabei handelt es sich um ein speziellformuliertes, biologisch schnellabbaubares Öl zur Lagerschmierung in Wasserkraftturbinen, das parallel dazu auch als Hydraulikflüssigkeit eingesetzt werden kann. Es verfügt über sehr gute Schmiereigenschaften, eine sehr hohe chemische Stabilität und ist biologisch schnellabbaubar. Es bietet einen hohen Verschleiß- und Korrosionsschutz sowohl bei Eisen- als auch NichteisenMetallen. Zudem weist das Öl hervorragende technische Eigenschaften im Hinblick auf die Temperaturbeständigkeit auf. Abhängig vom Viskositätsgrad toleriert das Öl Temperaturen unterhalb von -25°C, der Siedepunkt liegt erst jenseits von 250°C. Verfügbar ist es in Viskositätsklassen von 22 bis 100.

HYDRO

Schwerpunkt

Foto: TOTAL

Mithilfe des Öldiagnose-Systems ANAC INDUS kann in kürzester Zeit die Qualität des Öls festgestellt werden.

PASSEND FÜR ALLE TURBINEN Ob Francis-, Pelton-, Kaplan- oder Durchströmturbinen: Das biologisch schnellabbaubare BIOPRESLIA HT garantiert in jeder Turbinenvariante der Wasserkraft eine TopPerformance für die Lagerschmierung. Neben den Lagerschilden und Lagereinheiten kann es aber auch für diverse andere Anwendungen in der Wasserkraft eingesetzt werden. Es kann das Hydrauliköl in Rechenreinigungsanlagen ebenso ersetzen wie jenes in Getrieben oder Hebevorrichtungen. Für viele Wasserkraftbetreiber heute der perfekte „Allrounder“. Generell bietet TOTAL allerdings noch viel mehr: Dem Kunden aus der Wasserkraft steht

heute eine vollständige Produktpalette von Ölen und Fetten mit sowohl biologisch als auch nicht biologisch abbaubarer Formulierung für alle Anwendungen in Wasserkraftwerken zur Verfügung, angefangen von Turbinen, über Schleusen, Getriebe, Hydrauliken, Transformatoren und Ketten bis hin zu Rechenreinigungsanlagen, Fischtreppen und anderen Komponenten. ÖLANALYSE-TOOL BRINGT VORTEILE Ein gutes Öl ist am Ende nur so gut wie seine Haltbarkeit. Daher empfiehlt es sich, die verwendeten Öle und Schmierstoffe regelmäßig zu kontrollieren, um damit auch die Lebensdauer der Maschinen zu erhöhen. TOTAL hat zu diesem Zweck das hochprofessionelle Öl diagnose-System ANAC INDUS entwickelt. Es greift auf eine umfangreiche Datenbank aus vorherigen Ölanalysen zurück und schafft damit Vergleichswerte für eine professionelle Auswertung. Heute vertrauen mehr als 15.000 Kunden in 86 Ländern auf ANAC INDUS. Jährlich führt das ANAC-Labor mit Sitz in Ertvelde, Belgien, rund 200.000 Öldiagnosen durch und verweist mittlerweile auf Erfahrungswerte aus mehr als 45 Jahren. In der Praxis steht den TOTAL-Kunden innerhalb von kurzer Zeit ein umfassender Diagnosebericht zur Verfügung, der in Sachen benutzerfreund-

SERVICE GROSSGESCHRIEBEN Service wird bei TOTAL generell großgeschrieben. Die Fachberater bieten den Kunden technische Unterstützung und auf Ihre Bedürfnisse angepasste Beratung an. Dazu zählt natürlich auch professionelle Beratung im Hinblick auf die Handhabung und Lagerung von Schmierstoffen, sowie Unterstützung bei der Entsorgung von gebrauchten Ölen und Verpackungen. Auf dem Fundament seiner Nachhaltigkeitsverpflichtung, Energie sauber und kohlenstofffrei zu erzeugen, setzt TOTAL heute auf umweltfreundliche Produkte für die Wasserkraft. Das positive Feedback des Marktes ist eindrucksvolle Bestätigung des eingeschlagenen Wegs.

Umweltfreundliche Öle und Schmierstoffe sind unverzichtbar in der modernen Wasserkraft geworden.

Foto: zek

GARANTIERT HOHE BETRIEBSSICHERHEIT Entsprechend der eigenen Nachhaltigkeitskriterien hat TOTAL bei der Entwicklung des BIOPRESLIA HT auf einen möglichst geringen ökologischen Fußabdruck des Produktes Wert gelegt. Aus diesem Grund beträgt der Anteil von erneuerbarem Rohmaterial darin mehr als 50 Prozent. Obwohl das Produkt biologisch schnellabbaubar ist, weist es dennoch eine sehr hohe hydrolytische Stabilität auf. Das heißt: die chemische Reaktionsfreudigkeit des auf synthetischen Estern basierenden Stoffes mit Wasser ist vergleichsweise gering. In der Praxis bedeutet das eine hohe Widerstandskraft gegenüber Umgebungsfeuchtigkeit. Generell wurde dieser Schmierstoff dafür konzipiert, Schwankungen im Lastverhalten und Schwankungen von Wasserströmungen zu tolerieren, sodass letztlich eine hohe Betriebssicherheit und optimale Erzeugungsbedingungen für den Betreiber sichergestellt werden können. Ein weiterer Pluspunkt in Sachen Umweltfreundlichkeit betrifft die Vermeidung von Schwermetallen. TOTAL bietet heute Schmierstoffe an, die auf schwermetallhaltige Additive in ihrer Formulierung verzichten. Auf diese Weise wird der Anreicherung von Schwermetallen in der Umwelt Einhalt geboten.

licher grafischer Darstellungen und Statistiken keine Wünsche offenlässt. Der große Vorteil dieses richtungsweisenden Tiefendiagnosesystems liegt letztlich darin, dass Betreiber damit ihre Betriebskosten senken können. Schließlich lassen sich damit Wartungen so planen, dass sie zum wirtschaftlich besten Zeitpunkt durchgeführt werden können. Darüber hinaus können auf dieser Grundlage Ölwechsel-Intervalle verlängert und die Lebensdauer der Maschinen erhöht werden. Von der Erhöhung der Betriebssicherheit und Zuverlässigkeit ganz abgesehen. Im Hinblick auf die Optimierung der Maschinenlaufzeit und eine Reduktion von Produktions- und Wartungskosten hat TOTAL mit seinem TCO-Ansatz (Total Cost of Ownership) eine richtungsweisende Initiative lanciert. Konkret geht es darum, auf Basis einer Untersuchung des Betriebsprozesses und einer anwendungstechnischen Beratung professionelle Schmierpläne zu erstellen, Mitarbeiter auf das Produkt einzuschulen und das Schmierstoffmanagement zu optimieren. Mit der Wahl des passenden Schmierstoffes können nicht nur Produktions- und Wartungskosten, sondern auch der Energieverbrauch reduziert werden.

April 2019

ne im .

HYDRO

Schwerpunkt

YDAC beschäftigt sich bereits seit vie len Jahren mit der Bekämpfung elek trostatischer Aufladung in Hydraulikund Schmierölsystemen (z.B. hydraulischer Turbinenregler oder die Schmierung der ver schiedenen Lager) und mit der Vermeidung daraus resultierender Systemschäden wie z. B. Störungen elektronischer Bauteile (wie etwa Druckschalter), beschleunigte Entstehung von Ölalterungsprodukten (Varnish), ver blockte oder gar verbrannte Filterelemente und somit Ausfall von Kernkomponenten wie Proportionalventile oder Pumpen, Verpuf fungen im Tank sowie Entladungen außer halb des Systems. Besonders diese externen Entladungen stellen eine Gefährdung der Be schäftigten und Anlagenbenutzer in Wasser kraftwerken dar, denn hierbei kann es neben schmerzhaften Funkenüberschlägen auch zu einer Gefährdung gemäß der Technischen Re gel für Gefahrstoffe (TRGS 727) kommen. Sind die Entladungen länger als ca. 12 mm (Energie: > 350 mJ), liegt laut TRGS 727 eine Gefährdung durch statische Elektrizität vor.

VERRINGERUNG STATISCHER AUFLADUNG Die innovativen HYDAC Filterelemente ge gen elektrostatische Entladungen im System unterstützen den Betreiber oder Maschinen hersteller dabei, solche Gefahren für Beschäf tigte (Arbeitsschutzgesetz) oder Maschinen nutzer (Maschinenrichtlinie) zu vermeiden. Neben der bereits etablierten Stat-Free® Me dientechnologie, die die Aufladung in den meisten Hydraulik- und Schmierölsystemen auf ein unbedenkliches Minimum reduziert, ist es HYDAC nun gelungen, ein neues Fil termedium Stat-X® für den Einsatz in beson ders kritischen Systemen zu entwickeln. Mit tels neuartiger Fertigungsverfahren konnte die aufladungshemmende Wirkung des Stat-X® Filtermediums außerordentlich ver

Verbranntes Filterelement

bessert werden. HYDAC Stat-X® Elemente verringern nachweislich die elektrostatische Aufladung. Das Ladungspotenzial ist nahezu Null, während eine Funkenbildung zuverläs sig unterdrückt wird. Hierdurch ergeben sich für die Anwendungen im Wasserkraft werk folgende Vorteile: •Maximale Sicherheit für Beschäftige und Anlage durch erwiesene Reduzierung von Funkenentladungen •Reduzierung von Ölalterungserscheinungen (Varnish) und längere Ölwechselintervalle •Längere Lagerstandzeiten und Vermeidung von Lagerkorrosion •Reduzierung ungeplanter Stillstandszeiten und damit höhere Verfügbarkeit des Wasser kraftwerks •Senkung von Wartungskosten und längere Wartungsintervalle Falls Sie Varnish (lackartige Ablagerungen) in Ihren Anlagen vorfinden, sprechen Sie die Be rater der Firma Hydac bitte an. HYDAC bie tet zur effektiven Abscheidung von Varnish die servicefreundlichen VarnishElimination Units VEU an.

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Grafik: HYDAC

Der Trend zu modernen, niedrig-leitfähigen Ölen führt zu elektrostatischer Auf- und Entladung in Hydraulik- und Schmierölsystemen in der Wasserkraft. Insbesondere zink- und aschefreie Öle weisen oft niedrige elektrische Leitfähigkeiten auf. Durchströmt ein solch niedrig-leitfähiges Öl ein herkömmliches Filterelement, können sich Element und Öl elektrostatisch aufladen und es können elektrostatische Entladungen im System oder außerhalb der Anlage auftreten. Die Folgen sind bekannt. Innovative Filterelemente von HYDAC beugen diesen Gefahren vor.

Foto: KWB

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Verlagspostamt: 4820 Bad Ischl · P.b.b. „03Z035382 M“ – 17. Jahrgang

Fachmagazin für Wasserkraft

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