zek Hydro - Ausgabe 5 - 2018 by zek Magazin

OKTOBER 2018

Verlagspostamt: 4820 Bad Ischl · P.b.b. „03Z035382 M“ – 16. Jahrgang

Fachmagazin für Wasserkraft

HYDRO

Gemeinde Grabs setzt auf neue Leittechnik Bundesforste-Kraftwerk Luggauerbach ist am Netz

Kompakte Wasserkraft Komplettlösungen für die Automatisierung von Kleinwasserkraftwerken

Österreichische Wasserkrafttechnik bewährt sich am Himalaya Schnalstaler Gletscherbahnen erneuern Basis ihrer Stromerzeugung

Automatisierungslösungen von Rittmeyer sind modular aufgebaut und höchst funktional. Standardisierte Prozesse von der Planung bis zur Inbetriebnahme garantieren grösste Effizienz und Wirtschaftlichkeit.

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HYDRO

Zur Sache

DAS GEZERRE UMS WASSER SPITZT SICH ZU

ängst hat die Klimakrise ihren Schatten auch auf die Wasserkraft geworfen. Falls noch ein weiteres Indiz dafür erforderlich war, lieferte es der vergangene Sommer frei Haus. Wochenlang fiel in manchen Regionen kein Tropfen Regen, die Dürre und die Hitze machten nicht nur der Landwirtschaft zu schaffen. Auch die E-Wirtschaft stöhnte. Kleinwasserkraftwerke an der Thaya standen still, aber auch die Kraftwerke an der Donau, Enns, Inn und vielen anderen Flüssen hatten mit den extrem niedrigen Pegelständen zu kämpfen. Der VERBUND meldete etwa, dass die Donaukraftwerke nur etwa 55 Prozent der sonst im August üblichen Stromerzeugung erreichten. Grundsätzlich kalkuliert die Elektrizitätswirtschaft ja mit den sommerlichen Niederwasserphasen und der damit verbundenen Erzeugungsdelle und setzt entsprechende Gegenmaßnahmen. Um die heimischen Stromnetze in diesem Sommer der Extreme zu stabilisieren, mussten die thermischen Kraftwerke, also die Gaskraftwerke, in die Presche springen. Auch in den Nachbarländern bot sich ein ähnliches Bild. Allerdings zeigte sich dabei, dass auch Atom- und Kohlekraftwerke betroffen waren und zurückgefahren werden mussten. Das Wasser war zu warm zum Kühlen geworden. Die tendenziell immer heißeren Sommer in unseren Breiten stellen damit die E-Wirtschaft im Allgemeinen, aber die Wasserkraft im Speziellen vor neue zukünftige Herausforderungen. Als weiteres Bedrohungsszenario für die Wasserkraft wurde schon seit einiger Zeit der Gletscherschwund identifiziert und von wissenschaftlicher Seite angesprochen. Nun wurde eine neue Studie aus der Schweiz publiziert, die sich mit dem Rückzug der Gletscher und dem damit verbundenen Einfluss auf die Stromproduktion aus Wasserkraft befasst. Die Studie, die sich auf die Situation in der Schweiz bezieht, könnte bis zu einem gewissen Grad auch für Österreich gelten. Die Wissenschaftler um Bettina Schaefli stellten dabei fest, dass der Betrag aus Gletscherschmelzwasser in der Schweiz heute rund 4 Prozent oder etwa 1,4 TWh ausmacht. Sie rechnen damit, dass der Anteil in Zukunft auf etwa 0,4 TWh zurückgehen wird. Das entspräche rund 2,5 Prozent der Schweizer Wasserkraft. Generell scheint das Gezerre um das Lebensgut Wasser an Intensität zuzulegen. Ausbauziele versus Gewässerschutz, oder Effizienzsteigerungen versus Restwasservorgaben – wie viel Wasser darf genutzt, wie viel muss geschützt werden? Diese Fragestellung wird mittlerweile in den Staaten der EU ebenso heiß diskutiert wie in der Schweiz. Der Schweizer Umweltjournalist Hanspeter Guggenbühl erläuterte erst kürzlich auf der Nachrichtenplattform Infosperber.ch, zu welcher Diskrepanz das Gewässerschutz-Gesetz von 1992 und das revidierte Energiegesetz von 2018 geführt hätten. Während das Gewässerschutz-Gesetz darauf abzielt, die Restwassermengen im Rahmen von Sanierungen zu erhöhen, liegt im Kern des Energiegesetzes das Ziel, die Stromproduktion aus Wasserkraft in der Schweiz zu erhöhen. Gemäß einer Studie des Schweizerischen Wirtschaftsverbands SWV könnte in diesem Konflikt ums Wasser bis 2050 eine Erzeugungslücke von bis zu maximal 8710 GWh jährlich aufklaffen. Eine Lücke also, die realistischerweise nicht durch zusätzlichen Wasserkraftausbau in diesem Zeitraum zu schließen ist. Das bedeutet in Zukunft, dass sich wohl auch die politischen Auseinandersetzungen zwischen der Fraktion „Nutzung“ und der Fraktion „Schutz“ zuspitzen werden. Eine Patentlösung hat der etablierte Journalist nicht parat. Als einzigen Ausweg aus dem Dilemma sehen die Autoren der SWV-Studie den Energieverzicht: „Ein gutes Leben mit deutlich weniger Energieverbrauch ist möglich.“ Da ist wohl auch etwas dran. Abschließend möchte ich mich wieder bei allen bedanken, die am Entstehen der vorliegenden Ausgabe mitgeholfen haben. Ich darf Ihnen, liebe(r) Leser(in) noch einen schönen Herbst – und natürlich wieder eine gute Zeit mit der neuen zek HYDRO wünschen. Ihr Mag. Roland Gruber (Chefredakteur)

Oktober 2018

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HYDRO

Inhalt

KW KURZRAS

22 KW LUGGAUERBACH

32 KW WYHLEN

35 KW THAMO

Aktuell

Projekte

08 Interessantes & Wissenswertes SHORT CUTS

17 Gletscherbahnen erneuern Basis ihrer Wasserkraftnutzung KW KURZRAS

35 Sherpas vertrauen auf österreich ische Wasserkrafttechnik KW THAMO NEPAL

22 Neues Bundesforste-Kraftwerk nun offiziell in Betrieb KW LUGGAUERBACH

42 Südtiroler Erlebnisberg nutzt das Wasser mehrfach KW WATLES I & II

26 Revitalisierung als Ausweg aus wirtschaftlichem Dilemma KW GLANZER

46 Nach Sanierung erstrahlt Kraftwerk in neuem Glanz KW KLAMMÜHLE

30 Gemeinde nutzt Energiepotenzial ihres Trinkwassers TWKW RUINAS

49 Großes Service für Kaplanturbine in Anlage am Stilfserjoch KW MÜHLBACH PRAD

32 Fischaufstiegsdotierung treibt neue Turbinen bei Grenzkraftwerk an KW WYHLEN

Veranstaltung

03 Editorial 06 Inhalt 08 Impressum

Oktober 2018

52 Zubau schafft Voraussetzung für weiteres Wachstum ERÖFFNUNG

HYDRO

Inhalt

KW MÜHLBACH PRAD

KW GRABS

FAH MARCHTRENK

Medien

Technik

54 Live-Berichterstattung macht Wasserkraft erlebbar BLOGGER-TOUR

66 Stahlwasserbautechnik besteht Herausforderungen im Kaukasus KW MESTIACHALA I & II

Projekte

69 20 Jahre digitale Kraftwerks steuerung mit JaPPOS LEITTECHNIK SPEZIAL

56 Schweizer Rheintal-Gemeinde stellt Leittechnik auf neue Beine KW GRABS 60 Baubeginn nach Spatenstich für neues Kraftwerk in Uri KW SCHÄCHEN

Ökologie 63 Energie AG stellt Durchgängig keit an größten Krafwerken sicher DURCHGÄNGIGKEIT

KW MESTIACHALA I & II

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zek HYDRO 5/2018

Schubert Opener Amiblu U2 Troyer U3 Rittmeyer U4 AUMA 78 Braun 68 dlp-Ziviltechniker 23 EFG 38 Electro Clara 45 Elin 13 EN-CO 20 EWA 62 Geotrade 10 Geppert 29 Gersag Krantechnik 75 GLS Bau 65 Gufler Metall 14 Heico Befestigungstechnik 15 Hitzinger 25 Innerhofer Ing. Büro 19 Jank 71 Künz 11 Ossberger 48 Passeirer Bau 19 Patscheider & Partner 44 Renexpo-Interhydro Sbg. 55 Roth Hydro Energie 33 Rumpf Bau 23 Salzburg AG 12 Siemens 16 TRM-Tiroler Rohre 21 Tschurtschenthaler 45 Vienna Hydro Laxenburg 14 Watec Hydro 34 Wild Metal 24 WKV 9

72 Bewährte Sorglos-Lösungen für Hydro-Applikationen GLEITLAGER 74 Innovative Krantechnik verhilft zu kürzerer Bauzeit KRANTECHNIK

Veranstaltung 76 Expertentagung und Branchentreff beim Anwenderforum in Freiburg TAGUNG

Oktober 2018

HYDRO

VORERST BLEIBT BEIM THEMA WASSERZINS ALLES BEIM ALTEN Wie der Schweizer Ständerat erst unlängst beschlossen hat, soll das Wasserzinsmaximum nicht herabgesetzt werden – zumindest vorerst nicht. Die Beibehaltung von 110 CHF pro kW Bruttoleistung soll bis Ende 2024 befristet sein. Gegen diesen Beschluss hatte eine Minderheit von Verfechtern der Wasserkraft argumentiert, die eine moderate Senkung des Wasserzinses zugunsten einer gefährdeten Wasserkraftbranche gefordert hatte. Die Abstimmung zugunsten dieses Votums fiel mit 30 zu 13 Stimmen relativ deutlich aus. Die Vorlage geht nun an den Schweizer Nationalrat. Wie mehrere Schweizer Medien berichteten, will der Bundesrat für die Zeit nach 2024 neue Bestimmungen vorlegen, sobald die künftigen elektrizitätswirtschaftlichen Rahmenbedingungen absehbar sind. Neue Produktionsanlagen, die mit einem Investitionsbeitrag des Bundes gefördert werden, sind für die ersten zehn Jahre vom Wasserzins befreit.

Oktober 2018

Foto: Oesterreichs Energie/Christian Fürthner

Dr. Barbara Schmidt, Generalsekretärin Oesterreichs Energie, Elisabeth Köstinger, Bundesministerin für Nachhaltigkeit und Tourismus und Dr. Leonhard Schitter, MA, Präsident Oesterreichs Energie am 1. Kongresstag an Oesterreichs Energie Kongress 2018. Leonhard Schitter meinte in seiner Rede: „Unter österreichischem Ratsvorsitz soll das Clean Energy Package auf EU-Ebene zum Abschluss gebracht werden. Bis 2020 muss es ein österreichisches Energiegesetz zur Verwirklichung der Klima- und Energiestrategie #mission2030 geben.“

Impressum 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

Mag. Roland Gruber, rg@zekmagazin.at Mobil +43 (0)664-115 05 70 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 Foto: Oesterreichs Energie/Christian Fürthner

MARKETING

Der erste Kongresstag stand ganz im Zeichen der europäischen und nationalen Energiepolitik, der zweite Tag widmete sich unter anderem den Themen Markt, E-Mobilität und Konsumenten. In eigenen Break-out-Sessions wurden zudem alle aktuellen Themen der E-Wirtschaft angesprochen.

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

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

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

Foto: berggeist007 / pixelio.de

STARTSCHUSS FÜR EIN NEUES ENERGIEZEITALTER - ENERGIE KONGRESS Am 19. und 20. September 2018 fand im burgenländischen Seewinkel mit dem fünften Oesterreichs Energie Kongress der wichtigste Branchenevent der österreichischen E-Wirtschaft dieses Jahres statt. Dekarbonisierung, Dezentralisierung und Digitalisierung waren die zentralen Themen. Ein weiterer Schwerpunkt war die österreichische EU-Ratspräsidentschaft und deren zentrale Rolle bei der Endverhandlung des Clean Energy Package. Viele hochkarätige Redner standen am Programm. So gab beispielsweise Bundesministerin Elisabeth Köstinger einen energiepolitischen Ausblick. Oesterreichs Energie fordert zur Umsetzung von #mission2030 spürbare Verbesserungen der gesetzlichen Grundlagen in entscheidenden Bereichen und eine Vorwärtsstrategie bei Forschung und Innovation. Die E-Wirtschaft, so Dr. Leonhard Schitter, sei darauf gut vorbereitet: „Oesterreichs Energie hat als Antwort auf die #mission2030 den „Fahrplan 2030 – wie wir die österreichische Klima- und Energiestrategie umsetzen können - erstellt.“ Darin werden konkrete Vorschläge und Maßnahmen genannt, die nötig sind, um die Ziele der #mission2030 zu erreichen. „Aus unserer Sicht ist entscheidend, dass Nachhaltigkeit, Leistbarkeit und Versorgungssicherheit gleichberechtigt im Fokus stehen“, so Schitter. Zusätzlich wurden im Rahmen des Kongresses mit Branchenvertretern und Experten alle aktuellen Themen des Stromsystems diskutiert und Lösungen präsentiert. Prinzipiell steht die E-Wirtschaft den Zielen von #mission2030 positiv gegenüber.

Aktuell

Für die Wasserkraftkantone der Schweiz stellt der Wasserzins eine wichtige und willkommene Einnahmensquelle dar. Heute bringen die Wasserzinsen den Standortkantonen und -gemeinden im Jahr rund 550 Millionen CHF. Mit der vorgeschlagenen Senkung wäre dieser Betrag auf rd. 400 Mio. CHF gesunken.

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

Österreich: Euro 68,00, Ausland: Euro 78,00 inklusive Mehrwertsteuer zek HYDRO erscheint 6x im Jahr. Auflage: 12.000 Stück Dem Ehrenkodex des Österreichischen Presserates verpflichtet

HYDRO

Aktuell

Foto: EWA

Foto: Voith

Foto: zek

Das Herz des neuen Rellswerks bildet eine moderne, 3-stufige Pumpturbine aus dem Hause Voith Hydro. Im Erzeugungsbetrieb leistet sie bis zu 11,4 MW.

RELLSWERK DER VORARLBERGER ILLWERKE AG ERÖFFNET Nach einer Bauzeit von rund vier Jahren konnte Ende September das Rellswerk der Vorarlberger Illwerke feierlich eröffnet werden. Als „weiteren Baustein am Weg zum Vorarlberger Energieautonomie-Ziel 2050“ bezeichnete Landeshauptmann Markus Wallner in seiner Eröffnungsansprache das erfolgreiche Kraftwerksprojekt. Das Rellswerk erhöht den Zufluss zum Lünersee um ca. 17 Mio. m3 pro Jahr. Durch die Nutzung des Wassers ab der Rellskapelle auf 1.450 Meter Seehöhe anstatt ab der bestehenden Rellsbachfassung auf 1.000 Meter Seehöhe wird zusätzlich Primärenergie von rund 18 Gigawattstunden pro Jahr gewonnen. „Bereits unsere Vorgänger haben sich in Bezug auf dieses Projekt Gedanken dazu gemacht. Nun war die Zeit gekommen, diese Planungen zu verfeinern, abzuschließen und in die Tat umzusetzen. Wir sind stolz auf eine wertvolle Ergänzung unseres Kraftwerksparks“, sagte Helmut Mennel, Mitglied des Vorstands von illwerke vkw in seiner Rede.

Der Verwaltungsrat (VR) der KW Palanggenbach AG nach der Gründungsversammlung (von links): Anton Stadelmann, Rolf Infanger (Vizepräsident des VR), Antoine Millioud, Daniel Moll, Werner Jauch (Präsident des VR) und Erich Wagner.

KRAFTWERK PALANGGENBACH AG IST GEGRÜNDET Die Aktiengesellschaft für das jüngste Kraftwerksprojekt in Uri am Palanggenbach wurde am Mittwoch, 3. Oktober 2018, offiziell gegründet. An der KW Palanggenbach AG beteiligen sich die aventron AG (60 %), EWA und die Korporation Uri (je 15 %) sowie die Gemeinde Seedorf mit 10 %. Das geplante Kraftwerk soll 10,5 Mio. kWh Strom produzieren. Damit können rund 2‘300 Haushalte versorgt werden. Die Investitionskosten belaufen sich auf 20 Mio. CHF. Die Baueingabe und die Ausschreibungen sollen 2019 erfolgen, die Bauarbeiten beginnen frühestens 2019. Nach den beiden neu eröffneten Kraftwerken Bristen und Gurtnellen und dem im Bau befindlichen Kraftwerk Schächen realisiert EWA mit dem Kraftwerk Palanggenbach ein weiteres Partnerkraftwerk, insgesamt bereits das sechste. „Mit der aventron AG konnten wir eine weitere Partnerin gewinnen, die sich als Produzentin von erneuerbarer Energie etabliert hat“, erklärt Verwaltungsratspräsident Werner Jauch.

Oktober 2018

HYDRO

Aktuell In der polnischen Stadt Bielsko-Biala in der BeskidenRegion fand unlängst die Renexpo Poland statt.

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Oktober 2018

RENEXPO POLAND GING IM BESKIDENGEBIRGE ÜBER DIE BÜHNE Die Konferenz wurde am 20. September im Ibis Hotel in Bielsko-Biala abgehalten. Die Tagung folgte auf die XXVII. Nationalversammlung des Polnischen Wasserkraftverbunds (Towarzystwo Elektrowni Wodnych), die am 19. September an derselben Stelle, am Fuße des schlesischen Beskidengebirges, getagt hatte. Am 21. September hatten die Konferenzteilnehmer die Gelegenheit, den Tresna-Damm und das Porabka-Zar Pumpspeicherkraftwerk zu besuchen. Die Polnische Wasserkraftkonferenz wird seit 2011 jeden Oktober oder September vom Polnischen Wasserkraftverbund (TEW) zusammen mit dem Szewalski Institut für Strömungsmaschinen der Polnischen Akademie der Wissenschaften (IMP PAN), dem Polnischen Verband für Kleinwasserkraftentwicklung (TRMEW) sowie der REECO-Gruppe veranstaltet. Diesmal wurde die Tagung auch von den polnischen Energiegesellschaften Energa SA und PGE EO, sowie TB Hydro unterstützt. Obwohl zumeist die Probleme der polnischen Wasserkraft im Vordergrund der Debatten stehen, sind die Tagungen stets international orientiert und insbesondere auch auf die Nachbarstaaten und Skandinavien ausgerichtet - dies nicht zuletzt dank der Unterstützung seitens der Königlichen Norwegischen Botschaft in Warschau. Die simultane Englisch-Polnisch Übersetzung trug dem internationalen Charakter Rechnung. Die Tagung wurde mit einem Sonderbeitrag anlässlich des 30. Jahrestages des Polnischen Verbands für Kleinwasserkraftentwicklung eröffnet. Die TRMEW-Vertreter haben auch die aktuelle Lage des polnischen Wasserkraftsektors im Licht der wichtigen Änderungen in der rechtlichen und ökonomischen Umgebung dargestellt. Die diesjährige Tagung litt unter einem merkbaren Rückgang der Teilnehmer. Durch die Verschiebung des Tagungstermins von Oktober in den September konnten die Organisatoren zwar eine Konkurrenzsituation mit der HYDRO 2018 in Danzig vermeiden, dennoch ist es zu Terminkollisionen mit anderen Veranstaltungen gekommen. Ein Besuch am Porabka-Zar Obersee – eine gute Gelegenheit, um die Fachgespräche fortzusetzen.

Foto: Renexpo Poland

ANDRITZ LIEFERT NEUES WASSERKRAFTWERK NACH VIETNAM Der internationale Technologiekonzern ANDRITZ erhielt von der Pac Ma Hydropower Joint-Stock Company den Auftrag zur Lieferung, Überwachung und Inbetriebnahme elektromechanischer Ausrüstung für das Wasserkraftwerk Pac Ma in Vietnam. Die Inbetriebnahme und Aufnahme des Betriebs ist für 2020 geplant. Der Auftragswert beträgt rund 40 Mio. Euro. Der Lieferumfang von ANDRITZ umfasst die komplette elektromechanische Ausrüstung, einschließlich vier Rohrturbineneinheiten (je 35 MW), die elektrische Ausrüstung sowie die mechanische und elektrische Zusatzausrüstung. Mit einer installierten Gesamtleistung von 140 MW und einer jährlichen Energieproduktion von rund 530 GWh wird das Wasserkraftwerk Pac Ma das vietnamesische Stromnetz mit erneuerbarer elektrischer Energie versorgen. Die Auftragsvergabe ist ein weiterer Beweis für die führende Position von ANDRITZ im Bereich Wasserkraftwerke mit geringen Fallhöhen in der wichtigen Region Südostasien.

Foto: Wikipedia

Foto: ANDRITZ HYDRO

Foto: zek

ANDRITZ Hydro Niederlassung in Weiz.

HYDRO

Visualisierung: GKI

Aktuell

Foto: Wikipedia

Foto: zek

Medellin - ein bewährter Treffpunkt für die lateinamerikanische Wasserkraftbranche.

SMALL HYDRO LATEINAMERIKA TRIFFT SICH IN MEDELLIN Small Hydro Latin America kehrt am 5. und 6. Dezember 2018 für die 8. Ausgabe in die „Stadt des ewigen Frühlings“, Medellin, zurück. Small Hydro Latin America bringt Entwickler, Investoren, Erzeuger, Händler und Verkäufer von Dienstleistungen und Ausrüstung in der gesamten LATAM-Region zusammen, um verschiedene Aspekte von Small Hydro abzudecken, neue Möglichkeiten in der Region zu finden und Ihnen gleichzeitig die beste Umgebung für Ihr Networking zu bieten. Durch erfolgreiche Fallstudien, Podiumsdiskussionen und Präsentationen lernen die Teilnehmer, wie man gemeinsame Herausforderungen meistert, wie man soziale Probleme bewältigt und wie man seine Kleinwasserkraftanlage an sich verändernde Klimabedingungen anpasst. Die Teilnehmer verlassen Small Hydro Latin America mit wichtigen Impulsen auf dem sich verändernden LATAM-Markt und neuen Partnern für erfolgreiche Wasserprojekte.

Die Wehranlage Ovella konnte fertiggestellt und der Inn wieder in sein altes Bachbett zurückgeleitet werden.

GKI: WEHRANLAGE FERTIG UND ERFOLGREICHE INNUMLEITUNG Der Projektfortschritt am Gemeinschaftskraftwerk Inn hat vor kurzem einen weiteren Meilenstein erreicht. Die Arbeiten für das neue, im schweizerisch-österreichischen Grenzgebiet liegende Wasserkraftwerk kommen wieder gut voran, nachdem im ersten Halbjahr 2018 der harte Winter sowie geologische Schwierigkeiten die Bauarbeiten massiv erschwert hatten. Damit die Arbeiten zum Bau der 15 Meter hohen Wehranlage im Trockenen erfolgen konnten, wurde der Inn im Jahr 2016 umgeleitet. Ende September 2018 konnte die Wehranlage nun fertiggestellt und der Inn bei Ovella wieder in sein ursprüngliches Bachbett geleitet werden, womit das Wasser seither durch die fertiggestellte Wehranlage fließt. Auf der anderen Seite der Anlage werden nun die Arbeiten für den Bau der Betriebswasserfassung, des Dotierkraftwerkes sowie der Fischaufstiegshilfe in Angriff genommen. Die Fertigstellung der Anlage in Ovella wird in rund zwei Jahren erwartet.

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Oktober 2018

HYDRO

Im Rahmen einer Exkursion kann das älteste Pumpspeicherkraftwerk Montenegros, das PSKW Perucica, (Bj. 1960) besichtigt werden.

Foto: zek

Bild: TiM Caspary / pixelio.de

Die Energieforschung im Bereich erneuerbare Energien wurde zuletzt in Österreich mit 21,4 Mio. Euro unterstützt.

Foto: Hydropower Balkans

Aktuell

140 MIO. EURO FLOSSEN IN DIE ENERGIEFORSCHUNG Bund und Länder haben in Österreich im Jahr 2017 140 Mio. Euro in Energieforschung investiert. An erster Stelle der Ausgaben lag – wie bereits in den letzten Jahren – der Bereich „Energieeffizienz“ mit 65,7 Mio. Euro bzw. 47,2 %, gefolgt vom Bereich „Übertragung und Speicher“ mit 37,2 Mio. € bzw. 26,7 %. Den Bereich „Erneuerbare Energieträger“ in der Energieforschung unterstützte die öffentliche Hand mit 21,4 Mio. Euro. „Diese drei Bereiche spiegeln mit 89 % der Ausgaben klar die Prioritäten der öffentlich finanzierten Energieforschung in Österreich wider“, sagt Peter Traupmann, Geschäftsführer der Österreichischen Energieagentur. Die anderen vier Themenbereiche – „fossile Energieträger“, „Kernenergie“, „Wasserstoff & Brennstoffzellen“ sowie „andere Querschnittstechnologien“ – lagen vergleichsweise weit zurück. Bis 2030 soll bilanziell 100 % des in Österreich verbrauchten Stroms aus erneuerbaren Energien erzeugt werden.

HYDROPOWER BALKANS 2018 STEIGT IN MONTENEGRO Vom 6. bis zum 8. November wird der zweite Internationale Investment-Gipfel und Ausstellung „Hydropower Balkans 2018“ in der montenegrinischen Stadt Budva stattfinden. Die Veranstaltung versteht sich dezidiert als Plattform, die politische Entscheidungsträger, Investoren und international renommierte Branchenunternehmen mit Behördenvertretern zusammenbringen möchte. Ziel ist es, so die Veranstalter, Leuchtturmprojekte für die Wasserkraft sowie Sanierungen und Modernisierungen in der Balkanregion auf Schiene zu bringen. Als Bronze-Sponsor tritt der Branchenspezialist Andritz Hydro auf. Im Rahmen der Veranstaltung werden einerseits erfolgreich realisierte Projekte, anderseits in Planung befindliche Wasserkraftprojekte vorgestellt. Im Rahmen von Exkursionen können die beiden Kraftwerke Piva (342 MW) und Perućica (307 MW) besichtigt werden. Mehr dazu unter: http://www.hydropowerbalkans.com

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Oktober 2018

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HYDRO

Foto. Praktikerkonferenz Graz

Foto: Verbund Innkraftwerke

Aktuell

Von 6. bis 8. Mai 2019 wird die 23. Praktikerkonferenz in Graz über die Bühne gehen. Prof. Dr.-Ing. Helmut Jaberg, Initiator und Gastgeber der Praktikerkonferenz, erwartet auch für 2019 zahlreiche Kenner, Brancheninsider und Interessierte als Referenten und Teilnehmer.

Die Leistung des Kraftwerks soll auf 118 MW gesteigert werden und ermöglicht damit eine Stromerzeugung von 700 Millionen Kilowattstunden pro Jahr, womit eine Ertragssteigerung um 14 Prozent erreicht wird. Diese Anlage trägt somit einen wesentlichen Teil zur Energiewende in Bayern bei.

23. PRAKTIKERKONFERENZ FINDET IN GRAZ STATT Seit dreiundzwanzig Jahren lädt Professor Dr. Helmut Jaberg Betreiber, Planer und Hersteller der verschiedensten verfahrenstechnischen Anlagen nach Graz ein. Ziel ist es, dass sich die Teilnehmer mit ausgewiesenen Experten der Industrie über ihre Erfahrungen, Problemlösungen und neueste Trends austauschen – „von Praktikern für Praktiker“, so das alljährliche Motto. Über die Jahre hinweg stellten die Anwender und Betreiber einen beträchtlichen Anteil sowohl der Zuhörenden als auch der Referenten der Praktikerkonferenz. Auf Grund der herausragenden Resonanz findet 2019 die renommierte Grazer Konferenz erstmalig im einzigartigen Flair des weitläufigen Grazer Congresses, sogar noch zentraler im Herzen der bezaubernden Grazer Altstadt, statt. Die Einladung samt Programm wird zeitgerecht verschickt, Ort: Grazer Congress, 8010 Graz, Datum: 6. - 8. Mai 2019. Informationen und Hotelempfehlungen zur 23. Praktikerkonferenz Graz sind unter: http://www.praktiker-konferenz.com/de abrufbar.

VORBEREITUNGEN FÜR KRAFTWERK-NEUBAU BEGINNEN Der Neubau des Töginger Kraftwerks soll noch diesen Oktober beginnen. Das Landratsamt Mühldorf hat dazu einige Vorwegmaßnahmen abgesegnet. Dann wird die Baustelle eingerichtet und die Dämme angepasst. Das eigentliche Genehmigungsverfahren zum Großprojekt selbst laufe noch, schreibt heimatzeitung.de. Alles in allem soll das Projekt 250 Mio. Euro kosten und künftig rund 200.000 Haushalte mit Strom versorgen. Das entspricht einer Leistungssteigerung von 25 Prozent durch den Einbau von drei Kaplanturbinen. Geplant ist, jährlich um mindestens 120 GWh mehr Strom zu erzeugen. Das Stauziel beim Wehr in Jettenbach wird um 70 cm erhöht. Damit fließen pro Sekunde 70 m³ mehr durch das Kraftwerk - und das mit nur drei Turbinen, anstelle der jetzigen 14. Bayerns Umweltminister Dr. Marcel Huber betonte, dass dank Geschiebemanagement, Mindestwasserführung und Fischdurchgängigkeit Ökologie und Energiegewinnung nun Hand in Hand gingen.

Wer Anlagen langfristig betreiben will, sollte über Schnittstellen hinaus denken.

Lifecycle-Partnerschaft heißt für uns, Produkte über den gesamten Produktlebenszyklus zu betreuen und dabei einen hohen Mehrwert für unsere Kunden zu generieren: von der Beratung, über die Entwicklung und die Fertigung bis zum Service vor Ort. Wir sind der Lifecycle-Partner für rotierende elektrische Maschinen und Lösungen, der für die besten Unternehmen weltweit arbeitet.

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20.11.13

Oktober 2018

Foto: KFW

HYDRO

Die Rehabilitierung beinhaltet den Neubau der Wehranlage, des Kanals, sowie des Turbinengebäudes mit Betriebsräumen, Lager und Werkstatt sowie die Installation der elektrischen Ausrüstung.

Oktober 2018

Aktuell

KFW UNTERSTÜTZT HÖCHSTES WASSERKRAFTWERK DER WELT Am 13.09. hat der tadschikische Präsident, Emomalij Rahmon, das von der KfW im Auftrag des Bundesministeriums für wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung (BMZ) finanzierte Wasserkraftwerk Ak-Suu in der Kleinstadt Murgab eingeweiht. Das BMZ stellte dazu einen Zuschuss in Höhe von 7,4 Mio. EUR zur Verfügung. Das Wasserkraftwerk liegt im Osten Tadschikistans im Pamir Gebirge auf 3600 Metern Höhe und zählt damit zu den höchstgelegensten Wasserkraftwerken der Welt. Mit der Inbetriebnahme des Laufwasserkraftwerks mit einer Leistung von 1 MW bekommen die ca. 7000 Einwohner dieser entlegenen Region nun eine sichere Energie-Grundversorgung. Die extremen Witterungsbedingungen mit nur wenigen frostfreien Monaten und langen, harten Wintern machten den Bau der Anlage zu einer besonderen Herausforderung. Das alte Kraftwerk aus dem Jahr 1962 musste komplett abgebaut werden.

HYDRO

Foto: RMD

Aktuell

HEICO-TEC® VORSPANNSYSTEME

Nach intensiven Vorplanungen und Abstimmung mit den zuständigen Behörden begannen die Arbeiten an der Wehranlage des Kraftwerks Bertoldsheim am 20. August mit der Montage des zusätzlichen Wehrhubsystems, als weitere Sicherheitseinrichtung zum Öffnen der Wehre im Falle eines extremen Hochwasserereignisses.

GUT ACHTMONATIGES FITNESSPROGRAMM AN DER STAUSTUFE BERTOLDSHEIM Uniper Kraftwerke GmbH ertüchtigt seit Ende 2015 Schritt für Schritt die Wehranlagen und Bootsschleusen der vier Bahnstromkraftwerke an der Donau im Landkreis Neuburg-Schrobenhausen und in Ingolstadt. Parallel erhalten diese Kraftwerke sowie die Anlage bei Vohburg als dritte Redundanz eine zusätzliche Sicherheitseinrichtung zum Öffnen der Wehre. Sie ermöglicht es, mit Hilfe von speziellen Hydraulik-Zylindern die Wehrtore auch im Fall eines 1000-jährigen Hochwasserereignisses und bei Ausfall jeglicher Wehrtorantriebe noch zu öffnen, um den maximalen Wasserabfluss zu garantieren. Die aufwändigen Revisionsarbeiten dürfen aus Sicherheitsgründen nur im Zeitraum zwischen September und April, in dem die Donau überwiegend Niedrigwasser führt, stattfinden. Der Revisionsablauf ist auch abhängig von den Witterungsbedingungen. Für den Standort Bertoldsheim summieren sich die finanziellen Aufwendungen auf rund 1,7 Mio. Euro. Die Kosten für alle Arbeitspakete zusammen belaufen sich auf rund sieben Mio. Euro.

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Die frei programmierbare Touchbedieneinheit von HAINZL kann in jeder Anwendung individuell an den Kunden angepasst werden.

PROGRAMMIERBARE TOUCHBEDIENEINHEITEN FÜR OEM-ANWENDUNG Auf der SPS IPC Drives 2018 stellt HAINZL den Messebesuchern am Stand 522 in Halle 8 die vielfältigen Anwendungsmöglichkeiten einer neuen Touchbedieneinheit vor. Das frei programmierbare Touchdisplay kann vom OEM individuell angepasst werden und ermöglicht so die flexible und effiziente Bedienung. Mit dem maßgeschneiderten Display steuern Anwender aus der Gebäude- und Energietechnik sowie der Geräte- und Maschinensteuerung ihre OEM-Anwendung. Das Linzer Industrieunternehmen HAINZL produziert die Steuerungseinheiten der frei programmierbaren Touchdisplays selbst. Der Kunde kann so die tatsächlich benötigten Komponenten auswählen, damit die Touchbedieneinheit in die OEM-Anwendung integrierbar ist. Dabei stehen Kunden aus der Gebäude- und Energietechnik sowie der Geräte- und Maschinensteuerung viele Anwendungsmöglichkeiten offen: Das Softwarepaket ermöglicht den einfachen Einsatz als Webbrowser sowie die Ablauf- und Visualisierungsprogrammierung unter Linux mit Qt oder wie in SPS Umgebungen Standard mit CoDeSys V3.0. Mit vielen Schnittstellen (u. a. USB, Ethernet, CAN-Bus) zur Systemintegration sowie der Displayanbindung über RGB, LVDS oder HDMI ist eine Touchbedieneinheit geschaffen, die an jede Kundenanwendung angepasst werden kann – kostenoptimiert für jegliche Serien- oder in OEM-Anwendungen.

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Oktober 2018

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Projekte

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Projekte

SCHNALSTALER GLETSCHERBAHNEN ERNEUERN BASIS IHRER WASSERKRAFTNUTZUNG

GLETSCHERBAHN – EIN PIONIERMYTHOS Einer, der die Geschichte nicht nur bestens kennt, sondern darüber hinaus auch eloquent wiederzugeben versteht, ist Elmar Pichler Rolle, seines Zeichens ehemaliger Obmann der Südtiroler Volkspartei und bis vergangenes Jahr Geschäftsführer der Schnalstaler Gletscherbahnen AG: „Anfang der 1970er Jahren gab es hier im Schnalstal noch sehr wenig. Die touristischen Einrichtungen in Kurzras beschränkten sich auf eine kleine Pension und den Schlepplift, die vom Kurzhofbauern betrieben wurden. Dieser Hof galt damals als einer der größten Tirols. Doch von sich Re-

den machten die Bauern vom Kurzhof durch ihr ‚Pionier-Gen‘. Bereits kurz vor 1900 hatte einer der Vorfahren die Hütte ‚Bella Vista – Zur Schönen Aussicht‘ gebaut, eine Hütte, die bis heute Kultcharakter erlangt hat. Dessen Enkel war Leo Gurschler, der im Schnals tal zu einem Mythos geworden ist. Leo Gurschler, der von Zeitgenossen als draufgängerisch, als ‚Macher‘ und als ‚Naturbursch‘ beschrieben wurde, war fest entschlossen, eine Bahn auf den Gletscher zu bauen. Er wollte Skitouristen das ganzjährige Skilaufen ermöglichen. In der Folge gelang es ihm, den Schnalser Gemeinderat von seiner Vision zu

Die touristische Entwicklung im hinteren Schnalstal ist unmittelbar mit dem Bau der Gletscherbahn verknüpft.

Foto: zek

erade einmal sechs Minuten dauert die Fahrt mit der Gondelbahn von der Talstation im Schnalstaler Kurzras bis knapp unter die Grawand auf 3.212 m Seehöhe. Bei jedem Wetter ein beeindruckendes Naturerlebnis. Die Schnalstaler Gletscherbahn, die den Hochjochferner in den Ötztaler Alpen erschließt, gilt als die höchstgelegene Seilbahn Südtirols. Die spannende Geschichte ihrer Entstehung reicht zurück bis in die 1970er Jahre und trägt die Züge eines griechischen Dramas – geprägt von außerordentlichem Wagemut, Weitblick, Pioniergeist, aber auch von Scheitern und einem tragischen Ende.

Duktile Gussrohre in verschiedenen Größen und Druckklassen lieferte TRM Tiroler Rohre nach Kurzras im Schnalsertal. In Summe wurden fünf Kilometer der alten Druckrohrleitungen durch neue ersetzt.

Foto: TRM

Strom aus eigenen Ressourcen für den Betrieb der Seilbahn zu erzeugen, war von Anfang an ein wichtiges Anliegen für die Schnalstaler Gletscherbahnen AG, welche die höchste Seilbahn Südtirols unterhält. Als im Jahr 2015 die Konzession für die betriebsinterne Wasserkraftanlage ausgelaufen war, sah man sich im Hinblick auf eine Verlängerung mit einem heiklen Problem konfrontiert: Die in Summe rund 5 Kilometer langen Druckrohrleitungen, die aus mehreren Fassungen das Triebwasser zu den beiden Turbinen des Kraftwerks leiten, waren desolat. Einer Druckprobe hätten sie, so die Betreiber, auf keinen Fall standgehalten. Der einzig mögliche Ausweg sah den kompletten Tausch der Rohrleitungen vor. Zu diesem Zweck wurden duktile Gussrohre aus dem Hause TRM in den bestehenden Trassen der Berghänge unterirdisch verlegt. Sie sollen die Basis für die weitere nachhaltige Stromversorgung am Fuße des Hochjochferners für die nächsten Jahrzehnte sicherstellen.

Oktober 2018

HYDRO

STROM AUS DEM EIGENEN KRAFTWERK Als Herzstück des Skigebiets hat die Gletscherbahn sehr wesentlich zur wirtschaftlichen Weiterentwicklung des Südtiroler Schnalstals beigetragen. Nach der Blütezeit des Sommerskilaufs und dem merkbaren Rückgang des Hochjochgletschers beschlossen die Verantwortlichen 2012, den kostenintensiven Sommerskilauf einzustellen. In dieser wirtschaftlich schwierigen Phase stiegen der Athesia-Konzern, eine Verlagsgruppe mit Sitz in Bozen, sowie die Innsbrucker Unternehmensfamilie Schröcksnadel ein und erwarben die Aktienmehrheit. Eine der ersten

Foto: Glanzer

Die Schnalstaler Mit größeren, Gletscherbahn breiteren Bechern befördert undihre einem Gäste neuen bis knapp Designunter bietetdie Grawand auf die Turbine heute ein markant 3.212 m.erhöhtes Damit istSchluckvermögen. sie Südtirols höchstgelegene Seilbahn.

Foto: Grafik Grüner

überzeugen. Im Sommer 1972 wurde mit der Gründung der Aktiengesellschaft der Schnalstaler Gletscherbahn das vielzitierte ‚Jahrhundertprojekt der Gemeinde Schnals‘ proklamiert. Doch die technischen Probleme, vor allem aufgrund des schwierigen Geländes, waren – wie sich zeigen sollte –, erheblich. Das Ganze kulminierte in einer verwegenen Aktion, die Leo Gurschler zur Legende gemacht hat. Zuerst sah es so aus, als ob der schwere Löffelbagger unmöglich hinauf auf die Grawand fahren könnte. Kein Baggerfahrer des Bauunternehmens wollte aufgrund fehlender Wege und des abschüssigen Terrains die Fahrt wagen. Da setzte sich Leo Gurschler selbst ins Cockpit und mühte sich den Berg hinauf. Unter großen Strapazen schaffte er es, den Bagger in 18 Tagen zur Hochgebirgsbaustelle zu fahren. Da hat er Kopf und Kragen riskiert. Am 1. Juli 1975 ist die Bahn dann in Betrieb gegangen. Es folgten regelrechte Boom-Zeiten, in den späten 1970ern und 1980ern kam der Gletscherskilauf so richtig in Mode. Doch für den Initiator des Projektes sollte es kein Happy-End geben. Gefangen in einem vermeintlich unentwirrbaren Netz von Gesellschaftern, Banken, Firmen, Gläubigern und Schuldnern sah sich Leo Gurschler immer stärker belastet. Als dann noch der Verlust des Hofs über ihn hereinbrach, schied er im Oktober 1983 freiwillig aus dem Leben. Die Gletscherbahnen verdanken wir ihm, ohne ihn gäbe es das alles hier nicht.“

Projekte

Kurskorrekturen, die die neuen Eigentümer vornahmen: der Sommerskilauf wurde wieder aufgenommen und in weiterer Folge wichtige neue touristische Akzente gesetzt. Mittlerweile gehe es wieder bergauf, so Pichler Rolle. Mit welchem Weitblick die Gründerväter an ihr Jahrhundertprojekt gegangen waren, lässt sich auch daran ermessen, dass man bereits vor mehr als 35 Jahren das Thema Energie berücksichtigt hatte. Seit 1985 liefert ein Wasserkraftwerk sauberen Strom. „Unser Wasserkraftwerk stellt ein echtes Asset dar. Wir können uns selbst versorgen oder im Netzparallelbetrieb ins staatliche Netz einspeisen, wobei wir zusammen mit den beiden Blockheizkraftwerken mehr als 50 Prozent des Bedarfs selbst erzeugen. Leider ist die Stromerzeugung aus Wasserkraft gerade dann am geringsten, wenn wir am meisten Energie – eben in den Wintermonaten – benötigen“, sagt Elmar Pichler Rolle und verweist darauf, dass die neuen Eigentümer sofort die Bedeutung des Kraftwerks erkannt hatten. ALTE ROHRLEITUNG DESOLAT Nachdem 2015 die 30-jährige Konzession für die Wasserkraftanlage ausgelaufen war, wollte man umgehend um eine Verlängerung ansuchen. Doch die wesentliche Hürde dafür stell-

Foto: Glanzer

Fotos: Grafik Grüner

Der Strom zum Betrieb der Seilbahn kommt zu mehr als 50 Prozent aus dem betriebs- internen Wasserkraftwerk und den beiden BHKWs.

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te der Zustand der Druckrohrleitungen dar. Pichler Rolle: „Die Rohrleitungen waren desolat. Wir hatten in großen Teilen Wasserverluste, einer Druckprüfung, wie sie für die Neukonzessionierung erforderlich ist, hätten sie keinesfalls standgehalten.“ Warum die Graugussleitung aus den 1970ern so gar nicht mehr den Anforderungen moderner Wasserkraftnutzung entsprach, führt der technische Leiter der Gletscherbahnen Philipp Kofler auf mehrere Ursachen zurück: „Zum einen waren diese Rohre damals ohne Schub- und Zug sicherungen im Steilgelände verlegt worden, was man heute nicht mehr machen würde. Zudem wurden damals Zusammenschlüsse mittels T-Stücke realisiert, was selbstredend nicht ideal ist, und es darf bezweifelt werden, ob die Rohre damals wirklich sorgfältig verlegt wurden. Nur so lässt sich der desolate Allgemeinzustand erklären.“ In Folge wurde nach den Plänen des Ingenieurbüros Dr. Ing. Ulrich Innerhofer aus Schlanders ein umfassendes Sanierungsprogramm in die Wege geleitet, das neben dem Austausch der Rohrleitungen auch Sanierungen der fünf Wasserfassungen sowie den Einbau von Rohrbruchklappen umfasste. Ent gegen der ursprünglichen Pläne wurde die elektromaschinelle Einrichtung nicht ausge-

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Insgesamt lieferte TRM auch 4 Stück Stahlsonderbauteile mit, wie diesen Y-Abzweiger (DN600-500 Abgang DN200 PN40).

tauscht, allerdings saniert und generalüberholt, die Steuerungs- und Leittechnik dagegen sollte auf völlig neue Beine gestellt werden. Damit wird ein völlig neues Energiemanagement installiert. ROHRSYSTEM PUNKTET IM HOCHGEBIRGE Was die Bauarbeiten im hochalpinen Gelände nebst anderen Faktoren zu einer echten Herausforderung macht, ist die kurze Bausaison. „Im Grunde haben wir zum Bauen hier ein Zeitfenster von Mitte Mai bis September – und dazwischen muss man schon immer wieder mit Schneefall rechnen. Das muss man einkalkulieren“, sagt Philipp Kofler, der im selben Atemzug aber die hervorragende Arbeit der beauftragten Baufirma, Passeirer Bau, lobt. Sie habe innerhalb von zwei Saisonen

VIEL KNOW-HOW UND EXPERTISE Für ein Rohrprojekt im Hochgebirge ist es immer von Vorteil, wenn ihm von Anfang Expertise und Know-how zugrunde liegen. Die Berater von TRM, wie etwa Christoph Obkircher in Südtirol, arbeiten dabei an der Schnittstelle zwischen Bauherrn, Planungsbüros und Baufirmen. Dank ihrer langjährigen Erfahrung und dank der Möglichkeit, auf

Foto: TRM

die gesamte Druckrohrleitung ausgezeichnet neu verlegt. Zählt man sämtliche Rohrleitungen auf beiden Hängen zusammen, kommt man auf rund 5 Kilometer Rohre, die von TRM in unterschiedlichen Dimensionen und Druckklassen, allesamt mit längskraftschlüssigen Verbindungen, geliefert worden waren. Angefangen von DN300 bis DN700 mit Drucklassen bis PN40 kamen dabei etwas größere Rohre zum Einsatz, zusätzlich wurden 4 Stück Stahlsonderteile PN40 erforderlich. Warum die Wahl der Betreiber auf duktile Gussrohre aus dem Hause TRM fiel, hat mehrere Gründe: Vorrangig gilt natürlich, dass duktile Gussrohre einzigartige mechanische Eigenschaften aufweisen, die speziell im Gebirge zum Tragen kommen. Selbst Setzungen oder Hangbewegungen können TRM Rohrsystemen, die mit der längskraftschlüssigen VRS®-T/BLS®-Verbindung verlegt wurden, kaum etwas anhaben. Hinzu kommt, dass im Hochgebirge die kurze Verlegezeit eine noch viel größere Rolle spielt als irgendwo im Tal. Die Verlegung kann von der Baufirma selbst durchgeführt werden, Schweißen, Prüfen und Nachbehandeln der Oberfläche gibt es nicht. Außerdem benötigt man aufgrund der hochbelastbaren Schub- und Zugsicherungen keine oder kaum Betonwiderlager, welche ebenfalls einen baulichen Aufwand bedeuten. Auf diese Weise können in relativ kurzer Zeit große Verlegeleistungen erreicht werden, auch im steilen Gelände.

Foto: zek

Foto: Glanzer Foto: TRM

Projekte

Gerade bei Einsätzen im Gebirge machen sich die speziellen mechanischen Eigenschaften der schubund zuggesicherten TRM-Gussrohre bezahlt.

technische Experten am Standort in Hall in Tirol zurückgreifen zu können, sind sie in der Lage, maßgeschneiderte Lösungen für individuelle Anforderungen zu finden und lösen Probleme, bevor sie entstehen. Auch dieser Punkt wird von vielen Projektbetreibern zu Recht als wirtschaftlicher Vorteil geschätzt. Die Verantwortlichen der Schnalstaler Gletscherbahnen AG waren zudem vom PreisLeistungsverhältnis überzeugt und bereuten ihre Wahl keineswegs: „Nicht nur die Verlegung hat sehr gut funktioniert, auch die termingetreue Anlieferung der Rohre hat gepasst“, lobt Phillip Kofler und Elmar Pichler Rolle ergänzt: „Die Rohre von TRM sind gut, und das hat sich auch bei den kürzlich erfolgten Druckproben gezeigt, die wir nun souverän bestanden haben.“

Ingenieurbüro

Studio

tecnico

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In alpinen Höhen über 2.500 m Seehöhe steht vom Spätfrühling bis Sommerende ein sehr kurzes Zeitfenster für die Bauarbeiten zur Verfügung. Daher ist die Möglichkeit einer raschen Verlegung ein weiterer Pluspunkt für die Gussrohre von TRM.

Technische Daten • Wasserfassungen: 5

Foto: TRM

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• 2 Turbinen: 2-düsige Pelton • Fabrikat: Kössler • Konzessionsleistung: 1.278 kW • Generator: Synchron Fabrikat: ELIN • Druckrohrleitung: duktile Gussrohre • Fabrikat: TRM • DN300 K9 PN40 - 500 m I DN400 K9 PN30 - 200 m • DN500 K9 PN30 - 550 m I DN600 K9 PN32 -1.700m • DN600 K12 PN40 - 560 m I DN700 K11 PN40 - 550m • Stahlsonderteile PN40 4 Stück

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BESSERE GESAMT-PERFORMANCE Am Ende des gesamten Sanierungsprojektes sollte verständlicher Weise eine markante Verbesserung der Performance des Kraftwerks stehen. Doch die Rahmenbedingungen dafür waren nicht gerade günstig. „Mittlerweile hat sich die Gesetzeslage hinsichtlich der Wassernutzungspläne geändert. Das bedeutet, dass für die Bemessung der Restwassermengen nicht mehr die Gesamtwassermenge, sondern jeder einzelne Wasserstrang für sich herangezogen wird. Am Ende beschert uns das ein Minus an Triebwasser“, erklärt Pichler Rolle. Dennoch sind die Kraftwerksbetreiber zuversichtlich, dass sich der gesamte Sanierungsaufwand am Ende bezahlt macht. Dazu der technische Leiter, Phillip Kofler: „Wir verlieren zwar ein wenig durch die angepassten Restwassermengen. Aber dank mehrerer Faktoren gewinnen wir auch Leistung hinzu. Erst vor kurzem haben wir die Laufräder der beiden Turbinen gewechselt. Die Firma Kössler hat uns nun Peltonräder mit Wolfram-Carbid-Beschichtung installiert, die den Gletscherschliff aus dem Gletscherstausee besser tolerieren und somit eine höhere Standfestigkeit und Verfügbarkeit garantieren. Was aber tatsächlich unsere Leistung verbessern sollte, ist einerseits die neue Druckrohrleitung, die dank größerer Durchmesser weniger Reibungsverluste und dank besserer Verlegung und Verbindung

keine Wasserverluste verspricht. Und andererseits die neue Steuerung und Automatisierung, die aktuell gerade von der Firma EN-CO implementiert wird. Davon versprechen wir uns besonders viel, weil wir damit ein völlig neues Energie-Management Instrument in die Hand bekommen. Waren wir früher froh, wenn die Anlage überhaupt lief, können wir in Zukunft die Zeiten selbst bestimmen, wann wir produzieren, wann wir Inselbetrieb fahren und wann Dank größerer Rohrdurchmesser weist die neue Druckrohrleitung nun geringere Reibungsverluste auf.

Foto: TRM

energy-control.it

• Verlegeart: erdverlegt

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Foto: zek

Die E-Technik-Spezialisten der Fa. EN-CO stellen die gesamte Steuerungs- und Leittechnik des Kraftwerks auf neue Beine, ein wichtiger Schritt.

Erst kürzlich wurden die vom Gletscherschliff stark beeinträchtigen Laufräder der beiden Turbinen ausgetauscht.

wir ins öffentliche Netz einspeisen. Insofern sollte uns die neue Steuerung eigentlich am meisten bringen. LEISTUNGSPLUS VON 8-10 PROZENT ERWARTET „Ich bin jetzt schon optimistisch und glaube, dass wir am Ende eine Leistungssteigerung von 8 bis 10 Prozent erreichen werden“, wirft Elmar Pichler Rolle einen Blick in die nahe Zukunft. Er verweist darauf, dass für einen Betrieb wie die Schnalstaler Gletscherbahnen die Erzeugung von eigenem Strom enorm wichtig

ist: „Man darf nicht vergessen: Weniger entscheidend für uns ist, was wir am Strommarkt für unseren Wasserkraftstrom bekommen, sondern wie viel wir nicht für den Strom bezahlen müssen, den wir benötigen.“ Es herrscht aktuell wieder viel Bewegung am Fuße des Hochjochgletschers. Nicht nur mit der Sanierung des eigenen Wasserkraftwerks sind die Schnalstaler Gletscherbahnen zugange. Nachdem 2017 eine neue Umlaufkabinenbahn in Betrieb genommen wurde, arbeiten sie nun auch an einer neuen Talabfahrt und an der

Erweiterung einer bestehenden Skipiste. Unter der Führung der neuen Eigentümer sollen innovative Konzepte dem hochgelegenen Skiund Wandergebiet wieder zu alter Popularität verhelfen. Um das betriebsinterne Energie-, Wasser- und Schneemanagement weiter auszubauen, werden mittlerweile auch Pläne gewälzt, den Gletscherspeicher auf 2.700 m Seehöhe weiter auszubauen. Das könnte letztlich auch wieder positive Auswirkungen auf die eigene, nachhaltige Stromerzeugung aus Wasserkraft mit sich bringen.

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Oktober 2016

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Das Krafthaus des neuen ÖBf-Kleinkraftwerks im Salzburger Dorfgastein wurde von Architektenhand optisch ansprechend entworfen. In seinem Inneren wird seit März mit moderner Technik auf effektive Weise sauberer Strom gewonnen.

Foto: ÖBf

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NEUES BUNDESFORSTE-KRAFTWERK LUGGAUERBACH IM GASTEINERTAL NUN AUCH OFFIZIELL IN BETRIEB Wenige Monate nach dem ersten Andrehen der Turbine im Frühjahr wurde das neue Kleinwasserkraftwerk Luggauerbach der Österreichischen Bundesforste (ÖBf ) Ende August offiziell eröffnet. Dank günstiger Wetterverhältnisse, optimaler Vorplanung und effektiv arbeitender Unternehmen konnte der komplette Neubau in einem Zeitraum von nur acht Monaten errichtet werden. Speziell die Errichtung der Wasserfassung und die Verlegung der über 1,6 km langen Druckrohrleitung bei herausfordernden Gelände- und Bodenbedingungen brachten hohen Bauaufwand mit sich. Im von Architektenhand ansprechend gestalteten Krafthaus nutzt eine 4-düsige Pelton-Turbine des Tiroler Herstellers Geppert rund 270 m an Bruttofallhöhe und eine Ausbauwassermenge von 500 l/s, unter Volllast schafft die vertikalachsige Maschine eine Engpassleistung von 1.100 kW. Ein direkt mit der Turbinenwelle gekoppelter Synchron-Generator des Linzer Branchenspezialisten Hitzinger mit einer Nennscheinleistung von 1.300 kVA dient als ebenso leistungsstarker Energiewandler. Rund 3,3 Millionen Euro investierten die Bundesforste in die Errichtung ihres bereits achten Kleinkraftwerks.

Oktober 2018

Nahaufnahme vom Tiroler Wehr an der Wasserfassung auf den sprudelnden Wildbach.

Foto: ÖBf

Bf-Vorstand Georg Schöppl bekräftigte am Tag der offenen Tür am 27. August vor zahlreichen Lokal- und Landespolitikern sowie Vertretern des Nach haltigkeitsministeriums, dass das neue Kraftwerk im Salzburger Dorfgastein in ökologisch besonders verträglicher Bauweise errichtet wurde. Darüber hinaus sorgten die ÖBf für eine ganze Reihe von Ausgleichsmaßnahmen. So wurden unter anderem die Fischdurchgängigkeit im unteren Gewässerabschnitt verbessert, eine bestehende Trinkwasserfassung erneuert, ein nahegelegenes Biotop renaturiert sowie ein Amphibienwanderkorridor erstellt. Maria Patek, neue Sektionsleiterin für Forstwirtschaft und Nachhaltigkeit im Bundesministerium für Nachhaltigkeit und Tourismus, sagte bei der Veranstaltung: „Das Kleinwasserkraftwerk Luggauerbach ist ein Vorzeigebeispiel für gelebte Nachhaltigkeit: Es leistet einen Beitrag zur Energiewende, versorgt die

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Aufgrund der anspruchsvollen Bodenbedingungen verlegte man die gesamte Druckrohrleitung DN500 in widerstandfähigen Gussrohren des Herstellers TRM.

Region mit erneuerbarer Energie und wurde ökologisch und architektonisch besonders vorbildlich umgesetzt.“ Speziell der letzte von der Sektionsleiterin angesprochene Punkt fällt beim Betrachten der Zentrale sofort auf. Für die ansprechende Gestaltung des Krafthauses sorgte das Architekten-Duo F2 aus Schwanenstadt. Das Gebäude wurde durch seine Verkleidung aus Lärchenholz optisch unaufdringlich ins Landschaftsbild integriert, die leicht wellenförmige Dachkonstruktion nimmt gestalterisch Bezug auf das Element Wasser. Eine breite Glasfront spendet natürliches Licht und gibt den Blick frei auf die moderne Technik im Inneren. Das erste Wasserkraftwerk am Luggauerbach ist neben dem ebenfalls 2018 fertiggestellten Kraftwerk Taurach in Untertauern sowie einer Anlage in Dienten das bereits dritte Kleinkraftwerk der ÖBf in Salzburg. Mit den fünf weiteren Anlagen in Oberösterreich und der Steiermark produziert die ÖBf an insgesamt acht Standorten sauberen Strom. HOHE AKZEPTANZ FÜR KRAFTWERKSBAU Im Anschluss an die vergleichsweise schnelle Genehmigungsphase ging es im Juli des Vor-

jahres an die konkrete Realisierung des Bauvorhabens. Mit der Generalplanung inklusive technischer und Detail-Planung sowie der Ausschreibung wurde die im Kleinwasserkraftsektor vielfach bewährte „dlp Ziviltechniker-GmbH“ aus Oberösterreich beauftragt. Auf Seiten der Bundesforste sorgten die beiden Projektleiter Gerhard Breitenbaumer und Christoph Jatschka für die ordnungsgemäße bauliche und technische Umsetzung des Neubaus. Jatschka hat nach der Inbetriebnahme wie beim Kraftwerk Taurach die Position als Geschäftsführer inne. Breitenbaumer betont, dass die zuständigen Behörden dem Projektansuchen von Beginn an positiv gegenüberstanden. „In den natürlichen Verlauf des Luggauerbach wurden durch die Geschiebesperren der Wildbachund Lawinenverbauung bereits in den Vergangenheit eingegriffen. Mit dem Kraftwerksbau wird hier nun auch sauberer Strom produziert, wobei die ökologische Funktionsfähigkeit und der Zielzustand des Gewässers voll erhalten bleiben.“ Jatschka ergänzt, dass die Restwasserdotation an der Wehranlage ganzjährig dynamisch verläuft, jeweils 20 Prozent des jeweiligen Zuflusses respektive

Technische Daten • • • • • •

Foto: Loewenzahm/TRM

Foto: zek

Die komplette Stahlwasserbauausrüstung inklusive hydraulischem Rechenreiniger in Teleskopausführung lieferte das Südtiroler Unternehmen Wild Metal.

Ausbauwassermenge: 500 l/s Nettofallhöhe: 255,6 m Turbine: 4-düsige Pelton Drehzahl: 1.000 U/min Engpassleistung: 1.100 kW Hersteller: Geppert GmbH

• • • • • •

Generator: Synchron Spannung: 690 V Drehzahl: 1.000 U/min Nennscheinleistung: 1.300 kVA Hersteller: Hitzinger Jahresarbeit/Regeljahr: ca. 4,05 GWh

mindestens 35 l/s verbleiben stets im natürlichen Bachverlauf. STAHLWASSERBAU „MADE IN SÜDTIROL“ Im Fassungsbereich erforderten die geologischen Gegebenheiten zusätzlichen Sicherungsaufwand. Aus Rücksicht auf die Hydrologie des Gewässers durften die Beton- und Abbrucharbeiten zur Errichtung der Wasserfassung erst Mitte Oktober beginnen. Damit die Arbeiter das Tiroler Wehr unter sicheren Bedingungen errichten konnten, musste vor dem Baustart ein stabiles Netz als Schutz vor potenziellen Steinschlägen befestigt werden. Der Hang unmittelbar neben dem Rechenhaus und dem unterirdischen Entsander wurde für den Aushub der Baugrube von oben nach unten durch eine Spritzbetonsicherung mit zahlreichen Felsankern befestigt. Bedingt durch seinen Status als alpiner Wildbach, der bei Unwetterereignissen innerhalb kurzer Zeit stark anzuschwellen vermag, wurde die Wehranlage äußerst robust ausgeführt. Bereitgestellt wurde der gesamte Stahlwasserbau vom Südtiroler Spezialisten Wild Metal GmbH, die fachgerechte Montage erfolgte nach den Betonarbeiten noch während der kalten Win-

dlp Ziviltechniker-GmbH staatlich befugte und beeidete Ziviltechniker für Kulturtechnik und Wasserwirtschaft, Forst- und Holzwirtschaft

| Büro Attnang-Puchheim |

Bahnhofstraße 83 | 4800 Attnang-Puchheim Tel. +43 (0)7674 / 62511 | Fax 62511-11 E-Mail: attnang@dlp.at | www.dlp.at

| Büro Salzburg |

Ziegeleistraße 34 | 5020 Salzburg Tel. +43 (0)662 / 455149 | Fax 455149-4 E-Mail: salzburg@dlp.at | www.dlp.at

BERATUNG | PLANUNG | BAULEITUNG | GUTACHTEN

Oktober 2017

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Bgm. Rudolf Trauner Sen., AR Sauer, BMNT-Sektionschefin Maria Patek, LH-Stv. Heinrich Schellhorn, ÖBf-Vorstand Georg Schöppl, LAbg. Hans Scharfetter (v. l.) beim Tag der offenen Tür Ende August.

Die sowohl im Voll- als auch Teillastbetrieb hocheffiziente Pelton-Turbine mit vier elektrisch geregelten Düsen lieferte die Tiroler Geppert GmbH. Der auf Spitzenwirkungsgrade ausgelegte Synchron-Generator stammt vom Linzer Elektrotechnik-Spezialisten Hitzinger.

Foto: ÖBf

Foto: zek

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termonate. Neben dem Tiroler Wehr wurde in der Mitte des Querbauwerks ein zusätzlicher Spülschieber platziert. Somit lassen sich im Stauraum befindliches Geschiebe und Sedimente dem Anlass entsprechend jederzeit ausschwemmen. Nach der Ausleitung durch das Tiroler Wehr gelangt das Triebwasser zunächst durch einen betonierten Kanal zu einem vertikalen Feinrechen. Für bestmögliche Durchflussbedingungen sorgt dort ein hydraulischer Teleskoparm-Rechenreiniger, der in einem funktionellen Betonbau untergebracht wurde. Das entfernte Geschwemmsel gibt die hydraulisch bewegte Maschine über eine Spülrinne wieder in den Luggauerbach ab. Im Anschluss an den Feinrechen befindet sich der unterirdische Entsander, durch einen Spülschütz werden die sich dort absetzenden Sedimente wieder in das Gewässer abgegeben. SCHWIERIGES GELÄNDE Die Verlegung der über 1,6 km langen Druckrohrleitung DN500 entlang von Steilstufen

bei gleichzeitig geologisch anspruchsvollen Bedingungen und eine tiefe Bachquerung stellte die ausführende Rumpf Bau GmbH aus Murau vor keine leichte Herausforderung. Nach der mustergültigen umgesetzten Rohrverlegung im schwierigen Gelände innerhalb weniger Monate stellen die ÖBf-Projektleiter dem Unternehmen einstimmig ein sehr gutes Zeugnis aus. Bedingt durch die anspruchsvollen Gegebenheiten wurde der gesamte Kraftabstieg mit hochbeständigen Gussrohren des Herstellers TRM komplett in schubund zuggesicherter Ausführung erstellt. Von der Wasserfassung ausgehend, verläuft die Druckleitung zunächst vorbei an einer Geschiebesperre der WLV und geht danach in das Steilstück über. Für die Sicherung und Stabilisierung des Erdreichs wurden an der abschüssigen Passage massive Querriegel aus Beton gesetzt. Im Anschluss flankierte die Leitung eine neu gefasste Trinkwasserquelle, kreuzt danach unterirdisch den Bach und durchquert im Anschluss zwei Leitdämme der

WLV. Der unterste Abschnitt der Druckleitung bis zum Übergang ins Krafthaus verläuft schließlich durch flach abfallendes Gelände. AUSGEREIFTE TECHNIK IM KRAFTHAUS Die Maschinenmontage im Krafthaus startete wie vorgesehen kurz nach dem Jahreswechsel im Jänner. Mit dem laut Jatschka besten Preis-Leistungs-Verhältnis konnte sich der Traditionshersteller Geppert GmbH bei der Ausschreibung für die Lieferung der gesamten elektromechanischen und leittechnischen Ausrüstung qualifizieren. Elektronik und Leittechnik stellte als Sublieferant das Südtiroler Unternehmen „En-Co energy control“ bereit. Für eine ganzjährig möglichst effektive Stromproduktion fertigte Geppert eine optimal auf den Standort abgestimmte Pelton-Turbine mit 4 Düsen. Die Düsenverstellung erfolgt auf elektrischem Weg durch hochpräzise arbeitende Servomotoren. Bei ausreichender Schüttung kann die Turbine eine Ausbauwassermenge von 500 l/s verwer-

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)

Oktober 2018

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ÖBf-Projektleiter Gerhard Breitenbaumer (l.) und Christoph Jatschka. Bei der Verkabelung des Generators hat sich erneut das bestmöglich für den praktischen Einsatz optimierte Design seines Klemmkastens, das auch beim ÖBf-Projekt Taurach zum Einsatz kommt, bewährt.

ten, die nutzbare Nettofallhöhe beträgt 255,6 m, wodurch eine Engpassleistung von 1.100 kW erreicht werden kann. Ein gleichermaßen in Sachen Fertigungsqualität als auch mit hohen Wirkungsgraden überzeugender Synchron-Generator des Elektrotechnik-Spezialisten Hitzinger sorgt für die effiziente Energiewandlung am Maschinensatz. Das im Wasserkraftsektor weltweit versierte Linzer Unternehmen setzt beim Design seiner Maschinen sowohl auf breit gefächertes technisches Know-how als auch auf eine in jahrzehntelanger Arbeit selbst entwickelte Software. Diese Kombination aus Wissen, Erfahrung und Softwareunterstützung macht es möglich, die Maschine grundlegend mechanisch und elektrisch zu berechnen, um im praktischen Betrieb schließlich beste Wirkungsgrade zu erhalten. Die Generatorprüfung etwa erfolgt durch ein speziell von Hitzinger entwickeltes Verfahrens im unter nehmenseigenen Testfeld. Dabei wird die Maschine in horizontaler Position elektrisch sowie in vertikaler Richtung mechanisch umfassend geprüft. Das überarbeitete und bestmöglich an praktische Bedürfnisse angepasste Design des Klemmkastens kommt bereits beim Generator der Anlage Taurach zum Einsatz. Dank einer Zentralschmierung entfällt das manuelle Schmieren bei den intervall-

Foto: zek

Foto: ÖBf

Nach der Turbinierung wird das abgearbeitete Triebwasser wieder in den Luggauerbach eingeleitet.

mäßigen Wartungen. Zur Kühlung des direkt gekoppelten Generators, der wie die Turbine mit 1.000 U/min dreht, kommt ein separater Wasserkreislauf zum Einsatz. Die Kühlung übernimmt das abgearbeitete Triebwasser über einen im Unterwasserbereich platzierten Wärmetauscher. Die insgesamt 6,9 t schwere Maschine wurde auf eine Anschlussspannung von 690 V ausgelegt, ihre Nennscheinleistung beträgt 1.300 kVA.Vom Generator leitet man den erzeugten Strom zuerst über eine Mittelspannungsanlage und weiter an den in einem Nebenraum platzierten Transformator. Das Einspeisen ins Netz erfolgt in rund 500 m Entfernung zur Erzeugungsstätte bei einer örtlichen Trafo-Station. Zur Verlegung der unterirdisch ausgeführten Energieableitung musste gleich neben dem Krafthaus ein Bahndamm gequert werden, dabei kam es zum Einsatz einer rund 78 m langen Spülbohrung. GANZJÄHRIG EFFEKTIVE STROMGEWINNUNG Bedingt durch die wunschgemäß verlaufenen Bauphasen und anhaltend günstiger Wetterbedingungen konnte die Erstinbetriebnahme des neuen Kraftwerks sogar eher als geplant bereits im März stattfinden. Im Anschluss an den Probetrieb, bei welchem die Technik ihre Funktionalität unter Beweis stellen durfte und die ideale Abstimmung zwischen den einzel-

nen Gewerken ermittelt wurde, gingen die Betreiber schließlich im Sommer in den Regelbetrieb über. „Nachdem es bei der Inbetriebnahme im März noch relativ kalt war, führte der Bach auch nur entsprechend wenig Wasser. Im wärmeren April während der Schneeschmelze ging das Wasserdargebot dann rasch nach oben, wir konnten an mehreren Tagen unter Volllast produzieren und die Anlage ausgiebig testen“, erklärt Jatschka, der sich mit seinem Kollegen Breitenbaumer in Sachen Leistungsfähigkeit und Qualität des Kraftwerks übereinstimmend sehr zufrieden zeigt. Breitenbaumer ergänzt, dass trotz des überaus trockenen Rekordsommers die Stromproduktion zu keinem Zeitpunkt ausgesetzt werden musste. Obwohl nur ein Bruchteil der Ausbauwassermenge zur Verfügung stand, blieb die Energieproduktion auf einem niedrigen Level permanent aufrecht. Insgesamt investierten die Bundesforste rund 3,3 Millionen Euro in den Neubau, dessen Stromproduktion von der OeMAG für die kommenden 13 Jahre mit dem geförderten Einspeisetarif vergütet wird. Das prognostizierte jährliche Regelarbeitsvermögen des Kraftwerks beträgt über 4 Millionen kWh, der Energiebedarf von rund 1.000 durchschnittlichen Pongauer Haushalten kann somit auf nachhaltige Weise gedeckt werden.

Oktober 2017

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2013 konnten Gerald und David Glanzer ihr Kraftwerk in Radenthein in Betrieb nehmen. Durch niedrige Strommarktpreise kamen die Betreiber wirtschaftlich gehörig unter Druck. Dank der nun erfolgten Revitalisierung genießt die Anlage fortan eine gesicherte Vergütung aus dem Tariffördermodell der OeMAG.

KÄRNTNER NUTZT REVITALISIERUNG ALS AUSWEG AUS WIRTSCHAFTLICHEM DILEMMA Es ist eine gute Nachricht für die Wasserkraftbetreiber, dass der Marktpreis für eine Kilowattstunde Strom aus Wasserkraft aktuell wieder vorsichtig über die 6-Cent-Marke zu klettern beginnt. Über lange Monate hinweg lag selbiger bleiern in Untiefen, die so manche Anlage an den Rand der Wirtschaftlichkeit drängte – und sogar darüber hinaus. Speziell Anlagenbetreiber, die – wie etwa der Kärntner Gerald Glanzer – in Österreich eine Investitionsförderung erhielten, kamen in Bedrängnis. Ein rückwirkender Wechsel in ein Tariffördermodell der OeMAG schien verwehrt. Die einzige Möglichkeit aus dem Dilemma: Revitalisierung mit einer Leistungssteigerung von mehr als 15 Prozent. Gemeinsam mit der Firma Geppert nahm der findige Kärntner diese Option wahr. Letztlich gelang das Kunststück, das Kleinkraftwerk aus dem Jahr 2013 mit erhöhter Ausbauwassermenge und einem neuen Design des Peltonlaufrads auf eine Steigerung der Engpassleistung von rund 18 Prozent zu trimmen. Die Belohnung: die Eintrittskarte in das Tariffördermodell der OeMAG und damit die langerhoffte Investitionssicherheit.

ls das nagelneue Kraftwerk am 12. April 2013 seinen Betrieb aufnahm, war die Wasserkraftwelt der Familie Glanzer noch in Ordnung. Gerald und sein Sohn David Glanzer hatten sich und ihrer Familie mit großem Engagement, Herzblut, viel Eigenleistung und natürlich einer erheblichen Investition den langgehegten Wunsch nach einem eigenen, modernen Kleinwasserkraftwerk am Kaningbach in der Heimatgemeinde Radenthein erfüllt. Rund 2,2 Mio. Euro hatte man in die Anlage investiert, circa ein Fünftel davon wurde aus dem Fördertopf der OeMAG als Investitionsförderung abgedeckt. „Wir haben seinerzeit mit einem Marktpreis von rund 5,20 Cent pro Kilowattstunde gerechnet. Damit hätten wir schon unser Auslangen gefunden“, erinnert sich Gerald Glanzer. Aber es sollte anders kommen. In der Folge bekam man immer weniger für den Strom, 2017 wa-

Oktober 2018

ren es dann nur mehr 2,8 Cent. Viel zu wenig, um die laufenden Kreditraten zu bedienen. „Wir haben im Jahr rund 30.000 Euro in die roten Zahlen hinein gewirtschaftet. Es war definitiv existenzbedrohend“, erinnert sich der Radentheiner. FÖRDERUNG ÜBER INVESTITIONSZUSCHUSS Bevor ihm die Insolvenz oder der Ausverkauf an eine Kapitalgesellschaft drohte, wandte sich Gerald Glanzer an die OeMAG, die Abwicklungsstelle für Ökostrom AG. Es sollte doch einen Weg geben, wie man vielleicht rückwirkend in das Tariffördermodell, das Investitionssicherheit für 13 Jahre bietet, einsteigen könnte, so die Idee des Kärntner Kraftwerksbetreibers. Er hörte sich in der Branche um und stellte schnell fest: seine Familie war mit dem Problem nicht alleine. „In Kärnten waren es 11 Betroffene und in ganz

Österreich waren es weitere 200, denen es gleich oder ganz ähnlich ging wie uns. Sie alle hatten ihr neues Kleinkraftwerk im Zeitraum von 2009 bis 2012 errichtet und die Förderung nach dem Ökostromgesetz 2002 in Anspruch genommen“, sagt Gerald Glanzer. Er verweist darauf, dass gemäß diesem ÖGS 2002 ausschließlich die Möglichkeit einer Förderung über Investitionszuschüsse in Abhängigkeit von der Engpassleistung bestand. Eine Tarifförderung war damals noch nicht verfügbar. Erst mit Inkrafttreten des ÖGS 2012 konnte zwischen den beiden Optionen gewählt werden. ALLE TÜREN BLEIBEN ZU Um ihrem Ansinnen Nachdruck zu verleihen, schlossen sich einige der betroffenen Kraftwerksbetreiber zusammen und hofften auf politische Unterstützung – allerdings ohne

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Erfolg. Die zuständigen Politiker unterschiedlicher Coleur konnten oder wollten nichts ausrichten. In der Folge brachten die Betreiber, die Gerald Glanzer zu diesem Zeitpunkt vertrat, eine Petition im Parlament ein, um auf ihre Situation aufmerksam zu machen und um darin die gleiche Wahlfreiheit zu fordern, wie sie gemäß ÖGS 2012 angeboten wurde. Man hoffte, dass dieser Punkt im Rahmen der Diskussionen zur großen Ökostromnovelle neu verhandelt werden könnte. Das offizielle Ziel lautete, die Investitionsförderung teilweise rückabwickeln und im Gegenzug in das Tariffördermodell einsteigen zu können. In Summe hatten die betroffenen Kraftwerksbetreiber rund 300 Millionen Euro in ihre Anlagen investiert, die unter den gegebenen Umständen in wirtschaftliche Bedrängnis geraten waren. Doch letztlich sollte auch diese Initiative zu keinem Ausweg führen. „Wir haben uns dann überlegt, dass wir den Strom an private Firmen verkaufen könnten, die Geld für Regelenergie anbieten. Es wäre uns als sinnvolle Alternative erschienen. Aber auch dafür bekamen wir von Behördenseite einen Riegel vorgeschoben – das war uns nicht erlaubt. Es hat so ausgesehen, als wären wir gezwungen, weiter in die Miesen zu rutschen“, schildert Gerald Glanzer die Situation. Eine letzte Möglichkeit, doch noch ins Tariffördermodell einsteigen zu können, gab es allerdings noch: die Revitalisierung des Kraftwerks. REVITALISIERUNG ALS CHANCE „Doch zu Beginn unserer Überlegungen ist uns diese Option illusorisch vorgekommen“, erinnert sich Gerald Glanzer. Nicht ganz zu Unrecht. Immerhin bedarf es eines Leistungsplus von mindestens 15 Prozent, wobei mehr als zwei der wesentlichen Kraftwerkskomponenten unverändert bleiben müssen, um die geforderten Kriterien zu erfüllen. „Unser Kraftwerk war zu diesem Zeitpunkt gerade einmal fünf Jahr alt. Wie sollten wir

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Äußerlich ist dem Maschinensatz der Leistungssprung nicht anzusehen: Doch die 6-düsige Peltonturbine aus dem Hause Geppert liefert nun rund 18,5 % mehr Leistung als vor dem Umbau.

aus dem Stand mindestens 15 Prozent mehr Leistung rausholen, ohne die Fallhöhe zu erweitern?“ In jedem Fall war eine Analyse dazu den Versuch wert. Gemeinsam mit dem Planer des Kraftwerks Dipl.-Ing. Johann Jaklin aus St. Veit und der Firma Geppert wollte sich Gerald Glanzer diese Option genauer ansehen. Zwar bestand keine Möglichkeit der Fallhöhenerweiterung, aber eine moderate Erhöhung der Ausbauwassermenge sollte machbar sein. „Wir hatten gehofft, dass unser Ansuchen um eine zusätzliche Wassermenge in der Höhe von 160 l/s nur ein behördlicher Formalakt wird. Aber das wurde es keinesfalls. Es brauchte schon einiges an Ausdauer und Hartnäckigkeit, bis wir die Genehmigung in Händen hielten“, sagt Glanzer. Am Ende konnte ein Ausbau der maximalen

Triebwassermenge von nominell bislang 1.760 l/s auf 1.920 l/s erreicht werden. Abzüglich der Restwasserdotationen bleiben im Sommerhalbjahr demzufolge immer noch 1.760 l/s bzw. im Winterhalbjahr 1.832 l/s, wodurch bereits ein Gutteil der Leistungssteigerung erklärt ist. Natürlich galt es im Vorfeld abzuklären, inwieweit diese Änderungen mit den bestehenden Anlagenteilen des Kraftwerks vereinbar seien. „Sowohl unsere Wasserfassung mit dem Entsander, wo auch die Restwasserdotation erfolgt, als auch unsere Druckrohrleitung DN900, waren ausreichend dimensioniert für die neue Konsenswassermenge“, so Gerald Glanzer. Der Maschinensatz war ein Kapitel für sich. Schließlich war die 6-düsige Peltonturbine aus dem Hause Geppert auf einen Durchfluss Foto: zek

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Eine Triebwassererhöhung von 160 l/s war der Schlüssel für die erfolgreiche Revitalisierung.

Natürlich wurden auch die unterschiedlichen Restwassermengen für Sommer und Winter an die neue Konzessionswassermenge angepasst.

Oktober 2018

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von 1.400 l/s ausgelegt und mit einer Überöffnung ausgeführt. Eine Adaption war also unbedingt erforderlich. ALTE KONTAKTE „REVITALISIERT“ „Mit der Firma Geppert verbindet unsere Familie eine inzwischen schon sehr lange Geschichte“, erinnert sich Gerald Glanzer. „Mein Vater hatte früher ein kleines Wasserkraftwerk hier am Kaningbach betrieben, es hatte nicht mehr als 15 kW Leistung. Da habe ich bereits mitgearbeitet. In den 1980er Jahren hat mein Vater dann eine Francis-Turbine selbst gebaut, und wollte sich dafür Ezzes bei einem jungen Ingenieur holen, der damals erst kurze Zeit bei der Firma Geppert gearbeitet hat. Das war Ing. Thomas Marthe, heute Leiter Engineering und Vertrieb beim traditionsreichen Tiroler Wasserkraftspezialisten. In der Zwischenzeit habe ich ihn immer wieder kontaktiert, und er war es auch, der uns vor sechs Jahren das deutlich beste Angebot für unsere Turbine gemacht hat. Natürlich war er

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

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Die Düsenmundstücke mussten aufgeweitet werden, damit mehr Wasser auf das Laufrad geleitet werden kann.

für mich bei der Frage der Revitalisierung wieder mein wichtigster Ansprechpartner. Letztlich war er die entscheidende Triebfeder für die erfolgreiche Abwicklung der Revitalisierung.“ Von Seiten der Firma Geppert kam die positive Rückmeldung, dass angesichts der neuen Konsenswassermenge durch eine erfolgreiche Adaption der bestehenden Turbine das erforderliche Leistungsplus erreichbar ist. Es galt nun, das Schluckvermögen zu erhöhen und die Performance zu verbessern. TURBINE WIRD VERGRÖSSERT Zu diesem Zweck wurde primär einmal das Laufrad getauscht. Das neue weist größere Peltonbecher bei gleichgebliebenem Strahlkreis auf und wurde somit auf ein komplett neues hydraulisches Design getrimmt. Es wurde, wie bereits das Original zuvor, aus einem Monoblock aus hochwertigem InoxStahl gefräst. Um die erhöhte Triebwassermenge über die sechs Düsenstöcke auf das

Laufrad leiten zu können, mussten zudem die Düsenmundstücke nachbearbeitet werden. Weiters mussten die sechs Strahlablenker nachbearbeitet werden. Dies war erforderlich, um im Betrieb eine Kollision mit den vergrößerten Peltonbechern zu verhindern. Sämtliche Umbauarbeiten, ebenso wie die Montage und Inbetriebsetzung wurden vom Team der Firma Geppert abgewickelt. Der Umbau an sich wurde termingemäß zwischen 16. und 20. April dieses Jahres durchgeführt. „Wir hatten am 20. April gleich sehr gute Wasserbedingungen zur Verfügung und haben die Maschine langsam auf die Nennwassermenge hochgefahren. Wenige Tage später haben wir schon die maximale Nennleistung von 1.474,8 kW an der Generatorklemme erreicht. Das ist natürlich alles dokumentiert“, erzählt Gerald Glanzer. Rechnerisch wird die neue Engpassleistung des KW David Glanzer, so die korrekte Bezeichnung des Kraftwerks, mit 1.465 kW beziffert, im Winterhalbjahr kann sie zu Zeiten des Schmelzwassers auch bis zu 1.495 kW betragen. Eine wichtige Rolle kommt dabei auch dem direkt angetriebenen Synchrongenerator, ei-

Technische Daten • Ausbauwassermenge: 1.832 l/s • Netto-Fallhöhe: 107 m • Turbine: 6-düsige Pelton • Fabrikat: Geppert • Drehzahl: 500 Upm • Engpassleistung: 1.465 kW • Generator: Synchron (Hitzinger) • Nennleistung: 1.500 kVA

Oktober 2018

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• Druckrohrleitung: Amiblu (damals HOBAS) Damit die Strahlablenker nicht mit dem vergrößerten Laufrad in Berührung kommen, mussten sie ebenfalls nachbearbeitet werden.

• DRL: GFK DN900 Länge: 1.420 m • E-Technik & Automation: MBK • Jahresproduktion: ca. 4,06 GWh

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Rund 4 GWh Ökostrom erzeugt das KW David Glanzer im Regeljahr.

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Ein kurzerhand umgebauter Holzspalter dient dazu, die Mundstücke aus der Düsenhaube auszupressen.

ner leistungsstarken Maschine aus dem Hause Hitzinger, zu. „Ein neuer Generator wäre aus wirtschaftlichen Gründen für uns nicht mehr in Frage gekommen. Daher war es entscheidend, dass unsere Maschine auch bei 1.500 kVA bei cos phi 0,98 betrieben werden kann. Dafür war die Bestätigung der Firma Hitzinger erforderlich, die wir in der Folge auch problemlos bekommen haben“, so der Betreiber. 18 PROZENT MEHR LEISTUNG Das Regelarbeitsvermögen des revitalisierten Kraftwerks beträgt heute im Schnitt 4,060 GWh im Jahr. Zuvor lag dieser Wert bei knapp 3,9 GWh/a, das bedeutet eine Steigerung von ca. 4,3 Prozent. „Dieser Wert liegt zwar deut-

lich unterhalb der geforderten 15-Prozent-Marke, ist aber in unserem Fall nicht von Belang, weil wir den 15-Prozent-Sprung ja im Rahmen unserer Leistungssteigerung geschafft haben“, argumentiert Gerald Glanzer. Mehr als das: Die Steigerung von bislang 1.240 kW auf nunmehr 1.465 kW bedeutet ein Leistungsplus hinter der Generatorklemme von 18,15 Prozent. Damit hat Gerald Glanzer mit seinen Partnern das Ziel erreicht, das er wenige Wochen zuvor noch für ein wenig utopisch gehalten hatte. Seine Anlage erfüllt nun sämtliche erforderlichen Vorgaben, um als erfolgreich revitalisierte Ökostromanlage in den Genuss der Tarifförderung der OeMAG zu wechseln. Für 13 Jahre können Gerald und

sein Sohn David nun mit einem gesicherten Tarif rechnen. Dessen Höhe ist abhängig von der jeweils erfolgten Stromproduktion gestaffelt, sodass sich für die Glanzers ein Mittelwert von rund 5,3 C/kWh ergibt. „Damit schaffen wir es wieder, unseren Kredit zu bedienen. Natürlich sind durch die Revitalisierung auch Kosten angelaufen. Aber am Ende hat sich das für uns ausgezahlt. Sollten die Preise für Strom aus Wasserkraft jetzt wieder ansteigen, bin ich auch nicht böse. Das ist gut für die Wasserkraft und für all jene Betreiber, die nicht die Möglichkeit hatten, diesen Weg der Revitalisierung zu gehen. Ich bin mit dem Erreichten sehr zufrieden, damit können wir endlich wieder ruhig schlafen“, resümiert der Kärntner.

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Oktober 2018

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GEMEINDE BREIL/BRIGELS NUTZT ENERGIEPOTENZIAL IHRES TRINKWASSERS ZUR STROMGEWINNUNG

Oktober 2018

Wasserzinsen sind von großer Bedeutung“, wird 2012 in der Publikation „Bündner Wald“ des „Bündner Waldwirtschaftsverbandes“ festgehalten. HYDROENERGETISCHES POTENZIAL NUTZEN Seit ungefähr einem Jahr erzeugt die Gemeinde Breil/Brigels mit einem weiteren Trinkwasserkraftwerk sauberen Strom. „Die ersten Ideen zur Errichtung der Anlage sind bereits vor rund zehn Jahren angestellt worden“, erklärt der für die Wasserversorgung zuständige Gemeindevorstand Heini Hunger: „Bei der damals durchgeführten Inspektion von mehreren Quellfassungen hatte man beschlossen, Die ersten öffentlichen Wasserstellen wie der Brunnen im Zentrum der Gemeinde wurden bereits 1903 kurz nach der Jahrhundertwende errichtet. Am Bild Brunnen- und Klärmeister Sandro Casanova, der diese verantwortungsvolle Funktion Anfang 2018 übernommen hat.

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eben den Einkünften aus dem Tourismus stellt die Stromproduktion aus Wasserkraft in der Gemeinde Breil/ Brigels in der Graubündner Region Surselva einen wichtigen Wirtschaftsfaktor dar. Mittlerweile zählt die zum Jahreswechsel mit den umliegenden Ortschaften Andiast und Waltensburg/Vuorz fusionierte Gemeinde rund 1.800 Einwohner. „Auf dem Gebiet der Gemeinde befinden sich die Zentrale der Kraftwerke Vorderrhein AG, die Wasserfassung und das Ausgleichsbecken der Kraftwerke Ilanz AG, die gesamten Anlagen der Kraftwerke Frisal AG, das Maschinenhaus der Kraftwerke TOX AG (Tschar) sowie das gemeindeeigene Trinkwasserkraftwerk Dardin. Die Einnahmen der Gemeinde aus der Partizipations- resp. Konzessionsenergie sowie der

Der mit zwei elektrisch geregelten Düsen ausgeführten Pelton-Turbine von ANDRITZ Hydro stehen zur Stromgewinnung eine Ausbauwassermenge von 40 l/s und eine Bruttofallhöhe von 280,7 m zur Verfügung.

Foto: Reto Dietrich

In der Graubündner Gemeinde Breil/ Brigels ging im Herbst des Vorjahres das Trinkwasserkraftwerk Ruinas ans Netz. Entstanden ist die vorbildlich umgesetzte Anlage im Zuge der Erneuerung von mehreren Quellfassungen und Trinkwasserleitungen der örtlichen Wasserversorgung. Durch den Neubau wird das bislang ungenutzte hydroenergetische Potenzial von rund 280,7 m Bruttofallhöhe nun für die Produktion von sauberem Ökostrom genutzt. Errichtet wurde das Kraftwerk auf dem Gebiet der bis zur Gemeindefusion 2018 eigenständigen Gemeinde Waltensburg/Vuorz. Die gesamte elektromechanische Ausrüstung stellte der Marktführer im Small Hydro-Bereich ANDRITZ Hydro bereit. Zur hocheffizienten Stromproduktion kommt eine Pelton-Turbine mit zwei elektrisch geregelten Düsen zum Einsatz. Bei idealen Zuflussbedingungen schafft die auf eine Ausbauwassermenge von 40 l/s ausgelegte Turbine eine Engpassleistung von 81 kW. Der erzeugte Strom des Kraftwerks, dessen durchschnittliche Jahresarbeit im Bereich von etwa 350.000 kWh liegt, wird zur Gänze ins öffentliche Netz eingespeist. Rund 1.660.000 CHF investierte die Gemeinde in die Erneuerung der Wasserversorgung und den Bau des Trinkwasserkraftwerks.

dass diese aufgrund ihres baulichen Zustandes in der näheren Zukunft saniert werden sollten. Neben der Erneuerung der Trinkwasserleitungen, die von den Quellen ins Wasserreservoir im Gebiert „Ruinas“ führen, wurde durch einen Gemeindebeschluss festgehalten, dass die anstehende Sanierung gleichzeitig zum Bau eines Trinkwasserkraftwerks genutzt werden sollte.“ Aufgrund des Wechsels von Gemeindevorständen und der Abklärung zur Finanzierung des anstehenden Projekts sollten noch mehrere Jahre vergehen, bis die Sanierungsmaßnahmen und der Kraftwerksbau in die Realität umgesetzt werden konnten, führt Hunger noch weiter aus. BAUBEGINN IM SPÄTSOMMER 2016 Im Spätsommer 2016 starteten schließlich die eigentlichen Bauarbeiten. Den Beginn machten die ausführenden Unternehmen mit der Verlegung der neuen Trinkwasserleitungen, wobei man sich von unten nach oben arbeitete. Bei der Materialauswahl der rund 1.150 m langen Leitung setzte man zur Gänze auf hochbeständige Gussrohre. Bis Ende November schritten die Arbeiten laut Hunger zügig voran, danach kam der Schnee und es musste eine mehrmonatige Winterpause eingelegt werden. Weiter ging es schließlich im Frühjahr 2017 mit den umfassenden Erneuerungen der insgesamt fünf Quellfassungen und der Errichtung der Kraftwerkszentrale. Das Trinkwasser der jeweiligen Quellen, die in Summe rund 350 Gemeindebewohner versorgen, wird durch ebenfalls neue verlegte

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Bei optimalen Zuflussbedingungen schafft die Turbine eine Engpassleistung von 81 kW. Der Asynchron-Generator ist direkt mit der Turbinenwelle gekoppelt.

Foto: Reto Dietrich

Die Rittmeyer AG lieferte die gesamte elektround leittechnische Ausstattung der Anlage.

ANDRITZ HYDRO LIEFERT 2-DÜSIGES KRAFTPAKET Nach der Fertigstellung der Kraftwerkszentrale folgte in den Frühlingsmonaten bereits die Montage der elektromaschinellen Ausrüstung. Im Rahmen der Ausschreibung konnte sich ANDRITZ Hydro, der Weltmarktführer im Small Hydro-Bereich, den Zuschlag für die Lieferung von Turbine und Generator sichern. Gefertigt wurde die mit zwei elektrisch geregelten Düsen ausgeführte Pelton-Turbine im ANDRITZ-Werk in Jonschwil im Kanton St. Gallen. Zur Stromgewinnung stehen der horizontalachsigen Maschine eine Ausbauwassermenge von 40 l/s sowie eine Bruttofallhöhe von rund 280,7 m zur Verfügung. Bei idealen Zuflussbedingungen, die üblicherweise vor allem während der Schneeschmelze in den Monaten April, Mai und Juni gegeben sind, schafft die Turbine eine Engpassleistung von 81 kW. Zudem kann die pegelgeregelte Maschine durch ihre Ausführung mit zwei Düsen auch bei vergleichsweise geringem Wasserdargebot im Teillastbetrieb effizient

Technische Daten • Ausbauwassermenge: 40 l/s • Bruttofallhöhe: ca. 280,7 m • Druckrohrleitung Guss: ca. 1.150 m • Turbine: Pelton • Düsen: 2 x elektrisch geregelt • Drehzahl: 1.500 U/min • Engpassleistung: 81 kW • Hersteller: ANDRITZ Hydro • Generator: Asynchron • Nennscheinleistung: 120 kVA • Jahresarbeit/Regeljahr: ca. 350.000 kWh

Strom produzieren. Als Energiewandler dient ein direkt mit der Turbinenwelle gekoppelter Synchron-Generator. Der Generator ist auf eine Nennscheinleistung von 120 kVA ausgelegt und dreht mit 1.515 U/min. Nach der Turbinierung wird das abgearbeitete Wasser in das unmittelbar nach der Zentrale unterirdisch angelegte Trinkwasserreservoir geleitet und gelangt von dort weiter zu den Endverbrauchern. ANLAGE SEIT EINEM JAHR AM NETZ Mit der Lieferung der kompletten elektrotechnischen Ausstattung und Leittechnik für das neue Kraftwerk wurde die international renommierte Rittmeyer AG beauftragt. Darüber hinaus stellte Rittmeyer auch die Elektrotechnik und Steuerung für die modernisierte Wasserversorgung der Gemeinde bereit. Die elektromechanische Fachplanung und die elektrischen Installationsarbeiten im Krafthaus und am Wasserschloss wurden von „energia alpina“, ebenfalls ein Schweizer Unternehmen aus Sedrun, ausgeführt. Die intelligente Steuerung mit anwenderfreundlicher Visualisierung sorgt bei sämtlichen Betriebszuständen und Zuflussbedingungen für eine möglichst effektive Stromproduktion. Ge genüber der Stromgewinnung hat für die Gemeinde selbstverständlich die sichere Aufrechterhaltung der öffentlichen Wasser

versorgung höchste Priorität. Zu diesem Zweck installierte man in der Kraftwerkszentrale ein Bypass-System. Bei einem Ausfall der Turbine aktiviert sich in Sekundenschnelle automatisch die Umleitung und stellt somit die Wasserversorgung sicher. Im Störungsfall oder bei Unregelmäßigkeiten im laufenden Betrieb alarmiert die Steuerung via Online-Anbindung sofort den Bereitschaftsdienst der Gemeinde. Wassermeister Sandro Casanova und seine Mitarbeiter erhalten die Alarmierung direkt auf ihre Smartphones und können somit unmittelbar der Störung auf den Grund gehen. Nach einer Bauzeit von etwas mehr als einem Jahr – inklusive Winterpause – ging das Trinkwasserkraftwerk im Oktober des Vorjahres erstmals in Betrieb. Im Gespräch mit zek Hydro zeigten sich die Gemeindeverantwortlichen durchwegs zufrieden mit dem neuen Kraftwerk: „Dass wir durch die Erneuerung der Quellfassungen und Trinkwasserleitungen nun auch zusätzlich Strom erzeugen können, ist natürlich höchst positiv. Während ihres ersten Betriebsjahres hat die Anlage schon sehr ergiebig produziert“ bestätigt Heini Hunger. Im Regeljahr kann das Trinkwasserkraftwerk Ruinas, dessen Produktion den geförderten Tarif der kostendeckenden Einspeisevergütung (KEV) erhält, rund 350.000 kWh Ökostrom erzeugen.

Nach der Turbinierung in der Zentrale gelangt das Trinkwasser in das Reservoir „Ruinas“ und wird von dort an die Endverbraucher weiter geleitet. Insgesamt rund 1.660.000 CHF investierte die Gemeinde in die Erneuerung der Trinkwasserversorgung und den Kraftwerksbau.

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Rohre zu einem Wasserschloss geleitet. Darin befinden sich mehrere Sensoren, welche die Zuflüsse der einzelnen Quellen rund um die Uhr überwachen. Gleichzeitig übernimmt das Wasserschloss die Verminderung von eventuellen Druckstößen und sorgt für die Niveauregulierung der Kraftwerksanlage.

Oktober 2018

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FISCHAUFSTIEGS-DOTIERUNG TREIBT NEUE TURBINEN BEIM GRENZKRAFTWERK WYHLEN AN

Oktober 2018

MW, womit eine um rund 60 Prozent gesteigerte Jahresstromproduktion erreicht wird. Im Regeljahr erzeugt das Kraftwerk Wyhlen rund 255 GWh Strom. STROMPRODUKTION WÄHREND REKORDSOMMER „Nachdem wir als Betreiber in den vergangenen Jahren vermehrt die Erschließung von ungenutzten Wasserkraftpotenzialen fokussiert haben ist vor einiger Zeit die Idee entstanden, am Standort Wyhlen zwei neue Dotieranlagen zu errichten. Dazu sollten sowohl beim Beckenpass als auch beim Fischlift zwei bislang lediglich zur Erzeugung von Leitströmung dienende Restwasserstrecken für die Stromgewinnung genutzt werden“, beschreibt Energiedienst-Projektleiter Philip Stauß die Grundzüge des Projekts. Außerdem sollte neben dem Aspekt der Energiegewinnung ein weiterer nützlicher Nebeneffekt erzielt werden. Durch die Turbinierung des Dotierwassers wird auch seine Fließgeschwindigkeit stark vermindert, wodurch beim Einstieg an den

beiden Fischaufstiegshilfen eine gleichförmigere und beruhigte Leitströmung erzielt wird. „Im Rahmen des Genehmigungsprozesses wurde das anstehende Bauvorhaben vom mit der Generalplanung beauftragten Ingenieurbüro Hydro Energie Roth GmbH detailliert beschrieben und dem zuständigen Regierungspräsidium Freiburg vorgelegt“, erklärt Stauß. Nachdem das Präsidium sich in Absprache mit dem Schweizer Bundesamt für Energie positiv für das Projekt ausgesprochen hatte, stand der Durchführung des Projekts von behördlicher Seite nichts mehr im Weg. Um ein zeitlich aufwändiges Fischmonitoring am Kraftwerk Wyhlen nicht zu beeinflussen, wurde mit dem Baubeginn noch bis 2017 zugewartet. DOPPELTE ROHRFÜHRUNG Mit den Abbruch- und Hochbauarbeiten beim Kraftwerk am Fischlift startete im Juni des Vorjahres schließlich die erste Bauphase. Unmittelbar darauf begann die Verlegung der neuen Druckrohrleitung für das Kraftwerk

Das Dotierkraftwerk am Beckenpass in zweckmäßiger Betonausführung wurde unmittelbar über dem Einstiegsbereich der Wanderhilfe platziert.

Foto: zek

as zur Energiedienst-Gruppe gehörende deutsche Rheinkraftwerk in Wyh len ist Teil des Zwillingskraftwerks Augst-Wyhlen, das erst vor wenigen Jahren sein 100-jähriges Bestehen gefeiert hat. Errichtet wurden die beiden unweit von Basel gelegenen Kraftwerke zwischen 1908 und 1912. Eine gemeinsam bewirtschaftete Stauwehr verbindet die zwei Kraftwerke an dem auch als Hochrhein bezeichneten Flussabschnitt. Seit dem Betriebsstart wird an den Standorten Augst und Wyhlen die Energie des Rheinwassers gemeinsam genutzt, jedem Kraftwerk steht dabei eine maximale Ausbauwassermenge von 750 m3/s zur Stromgewinnung zur Verfügung. In den Jahren zwischen 1990 und 1994 wurde die Anlage Wyhlen von den Betreibern für rund 100 Millionen Euro umfangreich modernisiert. Seither bildet eine Kombination aus sechs modernen Straflo- und fünf traditionellen Francis-Turbinen den Kern der Maschinenanlagen. Die Gesamtleistung des Kraftwerks erhöhte sich durch den Umbau von vormals 23 auf 38,5

Luftaufnahme des Zwillingskraftwerks Augst-Wyhlen am Hochrhein. Bei der 38,5 MW-Anlage Wyhlen auf deutscher Seite nahm Betreiber Energiedienst im Frühjahr 2018 zwei neue Dotierkraftwerke in Betrieb.

Foto: Energiedienst

Seit Ende April produzieren zwei neu installierte Dotierkraftwerke am über 100 Jahre alten Laufkraftwerk Wyhlen am Hochrhein sauberen Strom. Die beiden jeweils auf 90 und 70 kW Engpassleistung ausgelegten Anlagen wurden am Beckenpass beim Turbinenauslauf und am Fischlift im Bereich der Wehranlage installiert. Damit kann das bislang lediglich zum Erzeugen von Lockströmungen dienende Dotierwasser nun auch zur Stromgewinnung genutzt werden. Die maschinelle Ausstattung in Form zweier auf jeweils 1,4 – 2,5 m³/s (Beckenpass) bzw. 1,2 – 1,5 m³/s (Fischlift) ausgelegter Kaplan-Turbinen inklusive permanenterregter Synchron-Generatoren sowie die komplette Elektrotechnik und Steuerung lieferte der deutsche Kleinwasserkraftspezialist Watec-Hydro. Durch den Bau der neuen Dotierkraftwerke können am Standort Wyhlen im Regeljahr zusätzlich rund 1.000.000 kWh Strom erzeugt werden. Betreiber Energiedienst, dessen Fachleute sich tatkräftig an der Umsetzung beteiligten, investierte rund 1,3 Millionen Euro in die Realisierung seiner beiden Neuanlagen.

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Energiedienst-Projektleiter Philip Stauß neben der Turbine des Kraftwerks am Beckenpass.

Foto: zek

Das ursprünglich lediglich zur Erzeugung von Leitströmung genutzte Dotierwasser kann nun auch zur Stromerzeugung verwendet werden.

am Beckenpass. Die Errichtung dieser Anlage stellte vor allem auf Seiten des Tiefbaus eine eigene Herausforderung dar, erläutert Stauß. Wegen der begrenzten Platzverhältnisse wurde entlang der gesamten Rohrtrasse eine Variante mit doppelter Leitungsführung gewählt. Um die vorhandene unterirdische Energieableitung des Hauptkraftwerks unterqueren zu können, wurde parallel zur bestehenden Leitung DN700 ein zusätzliches Rohr mit dem Durchmesser DN1100 verlegt. Die Rohrtrasse hat eine Gesamtlänge von rund 70 m und verläuft größtenteils unterirdisch. Unmittelbar vor dem Eintritt ins Kraftwerksgebäude überqueren die Leitungen noch den Beckenpass. Bis auf zwei stählerne Übergangsstücke vor der Zentrale wurde die Ausleitung zur Gänze in GFK-Rohren des Herstellers Ami blu (vormals Amiantit) ausgeführt. Bei den Aushubarbeiten stießen die Monteure laut Stauß auf so manche unerwartete Fundstücke. So wurden etwa seit langem stillgelegte Druckluftleitungen oder auch alte Gleisanlagen, die man beim Bau des Großkraftwerks errichtet hatte, freigelegt. Um die Arbeiten im

Erdreich fortsetzen zu können, mussten die ausgehobenen Objekte stets auf ihre Unbedenklichkeit für den laufenden Kraftwerksbetrieb überprüft werden. UNTERWASSEREINSATZ FÜR WASSERHALTUNG Aufwändig gestalteten sich vor allem die Wasserhaltungsmaßnahmen zur Errichtung des Fassungsbauwerks für das Beckenpass-Kraftwerk. Eine Grundanforderung bestand darin, bei eingestautem Oberwasser die bestehende Rheinwand zu durchbrechen. Um die Abbrucharbeiten im Trockenen durchführen zu können, wurde von Industrietauchern eine acht Tonnen schwere Stahlwand zur Abdichtung montiert. Der Taucheinsatz fand bei frostigen Bedingungen zwischen Februar und März statt, in der Niederwasserperiode herrschten für die Arbeiten unter Wasser optimale Sichtbedingungen. Das eigentliche Fassungsbauwerk für den Anschluss der Druckrohrleitungen konnte schließlich bis Ende März fertig gestellt werden. Zum Schutz vor Geschwemmsel und Treibgut wurde am neuen Dotiereinlauf ein fischfreundlicher hori-

zontaler Feinrechen montiert. Zur Reinigung kommt ein robuster, mit Hydraulikantrieb ausgerüsteter Rechenreiniger mit Pegelregelung zum Einsatz. Den gesamten Stahlwasserbau für das Beckenpass-Kraftwerk stellte die Baumann Hydrotec GmbH & Co. KG aus Wangen im Allgäu bereit. ANLAGENBAU OPTIMIERT LEITSTRÖMUNGEN Der Bauaufwand für das Dotierkraftwerk an der Wehranlage einige 100 m weiter flussabwärts fiel laut Stauß bedeutend geringer aus. Das unauffällig in den Bestand integrierte Krafthaus wurde ebenso kompakt wie sein Gegenstück am Beckenpass entworfen und befindet sich gegenüber dem mit einer Reuse ausgestatteten Fischlift. Mit dem Bau des Kraftwerks konnte auch an dieser Stelle eine Beruhigung der Leitströmungssituation erreicht werden. Anstelle über eine betonierte Rausche direkt zum Fischlift zu strömen, wird das Dotierwasser nun mittels einer ebenfalls in GFK ausgeführten Rohrleitung der Dimension DN900 zur Turbine geführt. Nach der Turbinierung wird das abgearbeite-

Technische Daten Dotierkraftwerke KW Beckenpass • Durchfluss: 1,4 - 2,5 m3/s • Bruttofallhöhe: 5 - 6 m • Turbine: Kaplan (KDP) • Laufrad: 4 Flügel, DN850 • Drehzahl: 375 U/min • Engpassleistung: 90 kW • Hersteller: Watec-Hydro • PM Generator: Synchron • Nennscheinleistung: 150 kVA

KW Fischlift • Durchfluss: 1,2 - 1,5 m3/s • Bruttofallhöhe: 5 - 6 m • Turbine: Kaplan (KSDP) • Laufrad: 4 Flügel, DN630 • Drehzahl: 500 U/min • Engpassleistung: 70 kW • Hersteller: Watec-Hydro • PM Generator: Synchron • Nennscheinleistung: 100 kVA

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- Neubau, Reaktivierung und Modernisierung von Wasserkraftanlagen - alle Druckstufen/Turbinentypen - Alle Arten von Fischschutz-, Fischauf- und Fischabstiegsanlagen - Hydro-Fischlift, für größere Höhenunterschiede - Das bewegliche Wasserkraftwerk be

mittlere Jahresproduktion gesamt: ca. 1.000.000 kWh

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Die Turbine beim Fischlift-Kraftwerk ist auf eine Ausbauwassermenge von 1,2 - 1,5 m3/s ausgelegt und schafft eine Engpassleistung von 70 kW. Für die Energiewandlung sorgen bei beiden Kaplan-Maschinen jeweils direkt gekoppelte permanenterregte Synchron-Generatoren.

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Wie beim Beckenpass sorgt auch das neue Dotierkraftwerk am Fischlift für eine optimierte Leitströmungssituation beim Einstiegsbereich.

te und beruhigte Wasser beim Einstiegsbereich des Fischliftes wieder in den Rhein abgegeben. Aufgrund der Einbausituation kommt beim dortigen Einlauf ein vertikaler Schutzrechen zum Einsatz. Dessen Reinigung übernimmt ein in Teleskoparm-Ausführung gefertigter Rechenreiniger der Klewa Wasserbautechnik aus Bielefeld. INBETRIEBNAHME IM FRÜHJAHR Nach Abschluss der finalen Montage- und Installationsarbeiten gingen die beiden Dotierkraftwerke Ende April zum ersten Mal in Betrieb. Stauß lässt nicht unerwähnt, dass sich die eigene Betriebsmannschaft von Energiedienst bei zahlreichen Projektschritten an der Realisierung beteiligt hat. Jedes Kraftwerk setzt zur Stromproduktion auf doppeltregulierte Kaplan-Turbinen in Schachtbauweise. Bereitgestellt und montiert wurde die elektromechanische Ausstattung von dem auf Kaplan-Technik spezialisierten Kleinwasserkraft- Allrounder Watec- Hydro. Während beim

Beckenpass-Kraftwerk eine Turbine der Baureihe „KDP“ in kompletter Stahlausführung zum Einsatz kommt, wurde beim Fischpass-Kraftwerk eine Maschine des Typs „KSDP“ mit kombinierter Stahl-Beton-Spirale eingebaut. Beiden Turbinen steht eine Bruttofallhöhe zwischen 5 und 6 m zur Verfügung, der Antrieb erfolgt über jeweils 4-flügelige Laufräder. Das Beckenpass-Kraftwerk ist auf eine Ausbauwassermenge von 1,4 - 2,5 m³/s ausgelegt, der Anlage beim Fischlift stehen 1,2 - 1,5 m³/s zur Stromerzeugung zur Verfügung. Beide Turbinenwellen sind jeweils in vertikaler Richtung direkt mit permanent erregten Synchron-Generatoren verbunden. „Die Generatoren dieser Ausführung sind unter anderem vom Einsatz in Windkraftanlagen bekannt und bringen den Vorteil mit sich, dass sie mit starrer Drehzahl ohne zusätzliche Elektronik betrieben werden können. Durch diese integrierte Bauweise ohne zusätzliche Lager wird die Einfachheit und Zugänglichkeit klassischer Anlagen mit einer

I FORTSCHR EC H durch WAT

ydro

Kaplanturbinen Wasserkraftanlagen Watec Hydro GmbH | Alpenstraße 22 | D-87751 Heimertingen Tel.: +49 (0) 83 35/98 93 39-0 | E-Mail: info@watec-hydro.de

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www.watec-hydro.de

hervorragenden Energieausbeute verbunden“, beschreibt Watec-Hydro die Vorteile seiner Systemlösung. Neben den Maschinensätzen stellten die Turbinenbauer auch die gesamte elektround leittechnische Ausstattung für die neuen Kraftwerke bereit. Obwohl die Alarmierungssysteme direkt in das übergeordnete Leitsystem von Energiedienst eingebunden sind, arbeiten die Steuerungen grundsätzlich völlig getrennt voneinander. Allfällige Störungen beim Anlagenbetrieb werden direkt an den Bereitschaftsdienst des Laufkraftwerks übermittelt. ANLAGENLEISTUNG ÜBERTRIFFT ERWARTUNGEN Nach einer Betriebsdauer von knapp fünf Monaten zeigte sich Projektleiter Stauß im Gespräch mit zek Hydro zufrieden mit dem Ergebnis des Anlagenzubaus beim Grenzkraftwerk Wyhlen. „Die Anlagen arbeiten seit der Inbetriebnahme wunschgemäß und zuverlässig. Die meiste Zeit können wir die Kraftwerke in einem Hauptbetriebspunkt betreiben, welcher die in der Planung errechnete durchschnittliche Leistung sogar um einige Kilowatt übersteigt. Bei hoher Wasserführung wird es uns außerdem möglich sein, noch mehr Wasser zu dotieren.“ Die mittlere Jahreserzeugung der beiden Kraftwerke liegt bei immerhin rund 1 Million kWh Strom, womit umgerechnet der Energieverbrauch von etwa 300 durchschnittlichen Haushalten abgedeckt wird. In Summe investierte Energiedienst rund 1,3 Millionen Euro in die Errichtung seiner neuen hocheffektiven Dotierkraftwerke am Hochrhein.

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In der nepalesischen Region Solo Khumbu wurde das bestehende Wasserkraftwerk mit finanzieller Unterstützung der ADA vom Kärntner Turbinenbauer EFG um eine weitere leistungsstarke Turbine erweitert. Das Kraftwerk weist heute eine Kapazität von knapp 1 Megawatt auf.

SHERPAS VERTRAUEN AUF ÖSTERREICHISCHE WASSERKRAFTTECHNIK

Die Versorgung mehrerer Himalaya-Dörfer in Nepal mit Strom aus Wasserkraft zählt zu den erfolgreichsten österreichischen Entwicklungshilfeprojekten der letzten Jahre. Seit mehr als zwei Jahrzehnten setzen die einheimischen Sherpas der Solo Khumbu Region im Sagarmatha Nationalpark auf das Know-how und die Technik rot-weiß-roter Wasserkraftspezialisten, wie der Firma EFG Turbinenbau aus dem Kärntner Feldkirchen. In der Nähe des Dorfes Thamo, einem kleinen Vorposten auf dem Weg zum Mt. Everest, versieht ein Kraftwerk mit zwei Maschinensätzen seit 1995 zuverlässig seinen Dienst. Nun erfolgte vor kurzem der Einbau einer dritten Maschineneinheit. Zu diesem Zweck waren Mitarbeiter von EFG vor Ort, um „auf Großglockner-Höhe“ die Installation und Inbetriebnahme zu bewerkstelligen. Mit Erfolg.

ür drei Wochen stand im Juni 2017 das Kärntner Wasserkraftunternehmen EFG Turbinenbau ganz im Zeichen einer Kontinente überspannenden Partnerschaft. Im Zentrum der Aufmerksamkeit: drei Sherpas, jene Techniker, die seit mehr als zwei Jahrzehnten für ihr Kraftwerk im Himalaya-Dorf Thamo verantwortlich sind und hinsichtlich der Installation einer dritten Turbine in ihr bestehendes Werk eingeschult wurden. Für EFG-Geschäftsführer Werner Goldberger und sein Team waren die drei Nepalesen keine Unbekannten. Durch mehrere Einsätze in der Solo Khumbu Region hatte sich in den letzten Jahren eine ausgezeichnete Basis entwickelt, aus der letztlich Freundschaft wurde. „Es war nicht nur so, dass wir ihnen mit unserem Know-how etwas beigebracht haben, sondern

auch wir haben bei unseren Einsätzen vor Ort viel von diesen Menschen gelernt. Es ist unglaublich, wie bescheiden sie leben und wie glücklich sie sind - ganz ohne die großen Segnungen der sogenannten Zivilisation“, sagt Werner Goldberger. ELEKTRIZITÄT KOMMT NACH SOLO KHUMBU Das Dorf Namche Bazar liegt im Zentrum vieler Ausgangspunkte zur Besteigung der höchsten Berge der Erde. Rund vier Tagesmärsche entfernt befindet sich das erste Basislager für die Mt. Everest-Bezwinger. Die rund 50.000 Berg- und Trekkingtouristen pro Jahr sind es auch, die heute die Devisen in die Region Solo Khumbu bringen und eine wirtschaftliche Grundlage für die Entwicklung der Siedlungen in der an sich unwirtlichen

Gebirgsregion zwischen 3.500 m und 4.000 m Seehöhe darstellen. Mittlerweile ist eine weitere wichtige Säule hinzugekommen: die Elektrizität. Viel habe sich in ihrem Dorf geändert, erzählt Chhiring Sherpa, der Teamleiter der drei nepalesischen Kraftwerksbetreiber, seit die Elektrizität Einzug gehalten hat. „1995 kam die Elektrizität zu uns. Auf einmal hatten wir Licht für die Lodges und später für unser Krankenhaus. Außerdem sparten wir uns plötzlich viel Holz, weil wir mit Strom kochen konnten. Der Brennholzverbrauch ging so stark zurück, dass nun an den steilen Flanken der Berge durch Beibehaltung des Schutzwaldes Hangrutschungen vorgebeugt werden kann. Es hatte einfach einen sehr starken Einfluss auf die ganze Infrastruktur. HeuOktober 2018

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Im Juni 2017 weilten die drei nepalesischen Kraftwerksbetreuer zur Schulung am neuen Maschinensatz im Kärntner Feldkirchen. Der erste Eindruck von Chhiring Sherpa von der ungewohnten Umgebung: „Die Luft ist hier viel dicker als bei uns.“ Kein Wunder, schließlich haben er und seine Kollegen schon mehrfach den Mt. Everest, ihren „Hausberg“, bestiegen. Links im Bild: Matthias Viertler, Bgm. Martin Treffner, Chhiring Sherpa und Werner Goldberger. Rechts: Gerhard Meißl mit den drei nepalesischen Besuchern.

te haben wir Hotels und Lodges für die Bergsteiger, wo man dank Elektrizität nun auch duschen und sogar Heizmatten für die kalten Zimmer haben kann.“ Das bestehende Kraftwerk versorgt über eine 13 km lange Freileitung 11 kleinere Ortschaften im Umfeld von Namche Bazar. „Dabei handelt es sich bereits um die zweite ‚Auflage‘, nachdem dem Baubeginn des ersten Kraftwerkes aus dem Jahr 1985 ein jähes Ende durch einen Gletscherabbruch gesetzt wurde“, sagt Werner Goldberger. Die Hilfestellung durch die ADA (Austrian Development Agency) kam prompt. 1995 hatte sie bereits einen Neubau in die Wege

geleitet. Dieses Mal sollte der Standort allerdings sicherer sein, das neue Kraftwerk wurde an geschützter Stelle an einem Seitenbach errichtet und die Druckrohrleitung über den Bergrücken geführt. Das gesamte Projekt wurde von der ADA finanziert. EFG LIEFERT LAUFRÄDER NACH NEPAL Mit den neuen Turbinen gab es in den Anfangsjahren allerdings Probleme, sodass die Firma EFG beauftragt wurde, neue Laufräder nach Nepal zu liefern. „Der Kontakt ist damals über Eco Himal, eine in mehreren Ländern vertretene Non-Profit-Organisation mit Sitz in Salzburg, entstanden. Und so haben

wir 1999 erstmals unsere Laufräder nach Nepal geliefert, bis heute unsere am höchsten situierte Baustelle“, erzählt der EFG-Geschäftsführer, der bereits ein Jahr später wieder vor Ort war: „Wir konnten damals einer deutschen Firma technischen Support anbieten, die mit der Reinigung der bestehenden Druckrohrleitung betraut war. Die Qualität des aus Indien stammenden Rohrmaterials war an unseren Standards gemessen katastrophal: Die Rostpusteln waren fingerdick. Mit einigem Aufwand ist es uns gemeinsam mit der deutschen Firma gelungen, die Reinigung der Druckrohrleitung mit einem sogenannten ‚Molch‘ durchzuführen – einem Kunststoff-

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Das Dorf Namche Bazar verfügt seit 1995 über ein eigenes Wasserkraftwerk, mit dem 11 weitere kleine Ortschaften in der näheren Umgebung versorgt werden. EFG-Montage-Spezialist Michael Bader verschafft sich einen Überblick.

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Rahmen einer vielfach bewährten Wirtschaftspartnerschaft unterstützt die ADA Projekte wie jenes in Nepal mit Wissen, Netzwerk und Förderungen bis zu 200.000 Euro in Schwellen- und Entwicklungsländern.

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Rund 50.000 Naturliebhaber lockt die weitgehend unberührte Naturlandschaft des Sagarmatha Nationalpark in der Trekkingsaison an. Das Dorf Namche Bazar liegt auf dem Weg zu den Basislagern, von denen aus die Expeditionen zu den bekannten 8.000ern starten.

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EIGENINITIATIVE, DIE SICH LOHNT Um einen fairen und nachhaltig sozialen Umgang mit der immer noch raren Ressource Elektrizität sicherzustellen, entwickelte das lokale Betreiberunternehmen, die Khumbu Bijuli Company, kurz KBC, ein eigenes, sehr funktionelles Betreiber-Modell: Nach sozialem Status gestaffelt, fallen die Preise für den

Strom unterschiedlich aus. Ein Hotel mit teuren Lodges muss etwa für den Strom mehr bezahlen als ganz einfache Unterkünfte. Die Armen haben grundsätzlich Anrecht auf 200 W, um einige Glühbirnen betreiben zu können. Zu den Leistungsspitzen in den Morgen- und Abendstunden wurde bislang etwa der Anschlusswert der Hotels und Bäckereien, der üblicherweise bei etwa 30 kW liegt, gedrosselt, damit auch die anderen Abnehmer noch versorgt werden können. Das ganze Steuerungssystem der Abnehmer ist nur zum Teil automatisiert und lässt sich vom Krafthaus aus über eine Rundsteueranlage schalten. Alles in Allem ist die Elektrizitätswirtschaft für die KBC zu einer echten Erfolgsgeschichte geworden. Durch den Stromverkauf hat sich der lokale Stromversorger mittlerweile in die Lage versetzt, die Hälfte des Neuauftrages für die Lieferung des dritten Turbinensatzes selbst zu finanzieren. Ein weiterer Grund, warum man bei der ADA das Wasserkraftprojekt in Thamo unter dem Titel „Wasserkraft für Nepal“ als Leuchtturmprojekt betrachtet. Im

TROCKENTRAINING IN FELDKIRCHEN Nachdem in den Jahren 2007 und 2008 die Maschinen und Generatoren serviciert worden waren, tauchten danach erste Ideen zum Ausbau der Anlage auf. So wurde 2014 eine Machbarkeitsstudie von der ADA in Auftrag gegeben, welche die Integration eines dritten Maschinensatzes zum Thema hatte. Nachdem

Der Weg zur Baustelle ist beschwerlich und teilweise abenteuerlich.

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körper mit außenliegenden Drahtbürsten, der kontrolliert durch die Druckrohrleitung gepresst wird. Das Resultat war verblüffend: Die Maschinen zeigten dank deutlich glatterer Rohrinnenoberfläche und damit verbundenen geringeren Reibungsverlusten prompt 2 mal 35 kW mehr Leistung. Für dieses Kraftwerk und für die Betreiber eine ordentliche Menge.“ Insgesamt kam die Anlage bislang auf eine Engpassleistung von knapp 550 kW. Damit werden die rund 800 Haushalte in der Region versorgt. Der Strom soll aber auch ausreichen, wenn sich in der Hauptsaison bis zu 50.000 Trekkingtouristen in der Region aufhalten. Und dafür langte es bislang nicht ganz.

MANUELL VERLEGTE DRUCKROHRLEITUNG Von ihrem Konzept her handelt es sich bei der Anlage um ein Hochdruckkraftwerk. Die Wasserfassung befindet sich auf ca. 3.850 m Seehöhe. Das Wasser des Thame Khola, einem Seitenbach des wesentlich größeren Bhote Khoshi, wird von einem Tirolerwehr ausgehend über einen ca. 500 m langen Freispiegelkanal zu einem 2-Tagesspeicher geleitet. Von hier aus verläuft die 960 m lange, in den Jahren 2014 bis 2017 neu verlegte Druckrohrleitung der Dimension DN650 und der Wandstärke von 6,3 mm, bis hin zum Maschinenhaus mit den beiden 2-düsigen Peltonturbinen, das nun um eine dritte erweitert wurde. „Die Vergrößerung der Druckrohrleitung von ursprünglich 450 auf 650 mm war notwendig, um die Fallhöhenverluste für den Vollbetreib mit 3 Maschinensätzen in üblichen Grenzen zu halten. Dabei wurde alles händisch gemacht. Besonders das Schweißen war alles andere als einfach. Aufgrund der dünnen Luft in der großen Höhe brauchte es Notstromaggregate mit großen Leistungsreserven“, erzählt Matthias Viertler, Technische Leiter von EFG, der schon mehrere Male in Nepal im Einsatz war - das erste Mal 1988, als die Landebahn in Lukla noch eine Schotterpiste war.

Mit einfachen Tragegestellen transportieren die Sherpas Werkzeug, Verpflegung und Baumaterial zur Kraftwerksbaustelle.

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Unter den wachsamen Augen von Matthias Viertler (re) schweißt Michael Bader an der Turbinenzuleitung.

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Viele Hände ersetzen den Krafthauskran beim Versetzen des Turbinengehäuses.

diese ein positives Ergebnis brachte, erhielt die Firma EFG den Auftrag, den dritten Maschinensatz nach Nepal zu liefern, inklusive neuer Verteilrohrleitung, Generator und Leittechnik. Ein weiterer Teil des Auftrags war auch die Schulung des nepalesischen Betriebspersonals. Zu diesem Zweck waren im Juni letzten Jahres die Turbine, der Generator und auch der großteils bereits fertig bestückte Steuerungsschrank im Werk der EFG aufgebaut – und bereit für ein umfassendes Trockentraining. Dazu Matthias Viertler: „Chhiring und sein Team sind bereits sehr fit in Sachen Wasserkraft. Die gesamten Wartungsarbeiten können sie komplett alleine abwickeln, sie sind auch in Lage, das Kraftwerk mit allen Managementanforderungen zu betreiben. Trotzdem gab es einige Punkte, auf die wir sie hier noch sehr gut vorbereiten konnten. Die Ausbildung war zweigeteilt. Der theoretische Teil umfasste die technischen Grundlagen einer Wasserkraftanlage mit Vermittlung der Energieerzeugung aus Wasserkraft und der praktische Teil den Zusammenbau der Anlagenbauteile und deren Komponenten mit speziellem Hinweis für zukünftige Service- und Wartungsaufgaben.“ Zu Simulationszwecken wurde über einen Riemen der Maschinensatz angetrieben und auf die Nenndrehzahl von 1.000 Upm gebracht. Auf diese Weise konnte sehr einfach die Funktion des robusten und für extremen Inselbetrieb bestens geeigneten mechanisch-hydraulischen Drehzahlreglers simuliert und getestet werden. Grundsätzlich wurden sämtliche Komponenten so gewählt, dass sie den harten Bedingungen in entlegenen Gebieten gewachsen sind. Ungewöhnlich sei – so die Ingenieure von EFG einstimmig – die dünne Luft, die nicht nur eine Anpassung des menschlichen

Körpers erfordert, sondern auch in der Technik ihren Niederschlag findet. Die vor allem schlechtere Kühlwirkung am Generator, einer Maschine aus dem Hause Hitzinger, wurde natürlich auch in dessen Konzept berücksichtigt. Konkret wurde die nächstgrößere Baureihe herangezogen, und zudem wurden auch im Eisenpaket sowie im Bereich der Wicklungen entsprechende Adaptionen vorgenommen. DIGITAL UND ANALOG IM KOMBIPACK Auch die in der E- und Leittechnik verwendeten Komponenten wurden großzügiger dimensioniert und speziell angepasst. Im Prinzip wurde das ganze Steuerungskonzept zwar digital angelegt, jedoch mit analogen Sicherheitsreserven. Aus diesem Grund griff man unter anderem auch auf Relaistechnik zurück, die wesentlich leichter vor Ort zu warten und im Fall der Fälle zu reparieren ist. „Das Besondere in steuerungstechnischer Hinsicht ist, dass in Thamo nur Inselbetrieb gefahren wird. Natürlich ist bei einer derartigen Konfiguration und Abgeschiedenheit essentiell, ein Design zu entwickeln, das auch ohne PC-Steuerung funktioniert“, erklärt der Projektleiter von Pöyry Austria GmbH, DI Gerhard Meißl. Das Unternehmen zeichnet für die gesamte Steuerungs- und Leittechnik des Projektes verantwortlich. Auch Gerhard Meißl war bereits 2014 vor Ort, um die vorhandene Steuerung zu begutachten und die richtige Schnittstelle für den E-Teil der dritten Turbine festzulegen. Gemeinsam mit den Betreibern der KBC konnte er bereits im Vorfeld sämtliche Funktionen und Anforderungen abklären, die nun in das neue Steuerungskonzept übernommen wurden. Wie die Umsetzung genau erfolg-

Technische Daten

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• Typ: Hochdruck-Kraftwerk

Land: Nepal

• Kote Fassung: ca. 3.850 m ü.NN

Kote Turbine: ca. 3.630 m ü.NN

• Ausbauwassermenge: 540 l/s

Fallhöhe: ca. 220 m

• Turbinen: Peltonturbinen

Anzahl: 3 Stk.

• T1& T2 Baujahr 1995

Leistung: ca. 600 kW

• T3: Baujahr 2017 Bauart: 2-düsig

Leistung: ca. 350 kW

• Engpassleistung: ca. 1 MW

Speicher: 2-Tages-Speicher

• Generator: 3-Phasen-Synchron Generator

Fabrikat: Hitzinger

• DRL: Stahl DN650 L=950 m

Inbetriebnahme: Mai 2018

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Matthias Viertler demonstiert den mechanisch-hydraulischen Drehzahlregler.

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Mit vereinten Kräften wird der 2,4 t schwere Generator ins Maschinenhaus verfrachtet.

te und wie das System zu bedienen ist, waren Themen der Schulung, die sich völlig problemlos gestaltete. „Die Kommunikation auf Englisch funktioniert grundsätzlich sehr gut. Da wir uns ja von früher schon kannten, war auch die menschliche Ebene hervorragend“, sagt Gerhard Meißl.

Kathmandu aus ging es weiter auf dem Lkw in das Dorf Phablu, das ungefähr eine Tagesreise entfernt ist. Dort übernahm den Transport dann ein Last-Helikopter. Der russische M17 zählt zu den wenigen Luftfrachtern, die schwere Lasten bis 2,7 Tonnen auf 4.000 m Höhe transportieren können. So wurde in mehreren Flügen die Ausrüstung direkt zum Kraftwerk in der Nähe von Thamo geflogen. Einen Extraflug erforderte dabei der Generator, der mit 2,4 Tonnen schwerste Bauteil, der zudem noch in den Helikopter geladen werden musste. Kein leichtes Unterfangen, ein 2,4 Tonnen schweres Bauteil quasi per Hand mit Kettenzug nahe dem Schwerpunkt im Zentrum des Helikopters zu platzieren. Am Ende waren sämtliche mechanischen und elektrischen Komponenten, inklusive Werkzeug sicher, ohne Beschädigung und vollständig am Zielort eingelangt. Foto: EFG

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MIT DEM LUFT-TRUCK NACH THAMO Nach der Rückkehr der drei Nepalesen in ihre Heimat sollte einer zügigen Projektabwicklung eigentlich nichts mehr im Wege stehen. Sämtliche Bauteile des dritten Maschinensatzes waren feinsäuberlich transportfertig verpackt und harrten im Lager des EFG-Werks in Feldkirchen ihrer Auslieferung. Doch von Versand war erstmal nicht die Rede. Im Gegenteil, ein Geduldsspiel sollte folgen. „Ohne spezielle Genehmigungen – und die benötigen im Entwicklungsland Nepal mehr als nur

Zeit – wären die Zollkosten exorbitant hoch gewesen. Auch die Entnahme der Bauteile aus dem Zoll benötigt gewisse Erfahrungen, und hier waren wir auf die Nepalesen vor Ort angewiesen. Somit lag der Auslieferungszeitpunkt leider nicht in unserem Einflussbereich. Obwohl es sich um ein Entwicklungshilfeprojekt handelte, fehlten offensichtlich die entscheidenden Ausnahmegenehmigungen. Wir haben rund ein halbes Jahr zugewartet, ehe die entsprechenden Papiere dann doch bei uns eingelangt sind. Im Jänner 2018 haben wir alles verschickt“, erinnert sich Matthias Viertler. Die Lieferung erfolgte per Luftpost nach Kathmandu. „Per Schiff wäre es einfach zu kompliziert gewesen, obgleich unser ‚11-Tonnen-Paket‘ auf diesem Weg natürlich deutlich billiger unterwegs gewesen wäre als auf dem Luftweg“, ergänzt Werner Goldberger. Von

Matthias Viertler weiht den SherpaNachwuchs in die ersten handwerklichen Geheimnisse der Wasserkraftnutzung ein.

Auch die Kleinsten sind an der Wasserkraft interessiert.

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Gerhard Meißl bei der IBS vor Ort. (mi)

Vorstandsvorsitzender von Öko Himal Dr. Kurt Luger (re) mit dem Filmteam.

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Die Sherpas sind bereits mit der Technik vertraut. (li)

Die mechanisch-hydraulische Regelung funktioniert optimal (li)

Michael Bader bei der Inbetriebnahme. (mi) Kulturenübergreifende Brotzeit in bescheidener Unterkunft. (re)

gen Rahmenbedingungen. Nachdem die Druckrohrleitung mit der neuen Turbine verbunden und die wesentlichen baulichen Anpassungen fertiggestellt waren, konnte der erste E-Techniker, Harald Haberle, und kurze Zeit später Gerhard Meißl, alle profunde Kenner und mit Erfahrung ausgestattete Spezialisten für die elektrische Ausrüstung eines Wasserkraftwerks, nachkommen, um denselben beschwerlichen Weg zur Baustelle zu nehmen. Die Ingenieure aus Österreich kennen die Gegebenheiten im Himalaya und waren daher bestens auf den Einsatz vorbereitet. Rund sechs Wochen nahmen die Montage- und Inbetriebsetzungsarbeiten in Anspruch, ehe die Anlage ihren Betrieb – nun mit 3 Maschinensätzen – wieder aufnehmen konnte. Selbstverständlich sind die Sherpas mittlerweile sehr gut in der Lage, das erweiterte Kraftwerk nach ihren Bedürfnissen zu betreiben. Und sollte einmal doch etwas haken, sind sie keineswegs auf sich alleine gestellt. „Auch wenn es nicht immer perfekt funktioniert: Wir haben eine Internetverbindung zu unseren Freunden in Thamo und können die Daten der Anlage direkt auch von Wien aus abrufen. Auf diese Weise können wir im Fall der Fälle immer noch Hilfestellung leisten“, erklärt Gerhard Meißl. Foto: EFG

MONTAGEARBEITEN AUF „GROSSGLOCKNER-NIVEAU“ Damit konnte die Montage vor Ort beginnen, und so war es auch für Matthias Viertler langsam soweit, seine Koffer zu packen. Gemeinsam mit Michael Bader, einem weiteren Montage-Spezialisten aus dem Hause EFG und seinem Bruder Helmut, der sich um die baulichen Belange kümmern sollte, machte er sich Anfang April dieses Jahres auf den Weg in die Himalaya-Region. „Wir sind mit dem Flugzeug von Kathmandu weiter nach Lukla geflogen, das schon auf 2.800 m Seehöhe liegt und das – nebenbei erwähnt – als der gefährlichste Flughafen der Welt gilt. Danach ging es zu Fuß weiter bis zur Baustelle, die nach zwei Tagesmärschen erreicht werden kann. In den folgenden Wochen haben wir auf ‚Großglockner-Niveau‘, also zwischen 3.600 und 3.800 m Seehöhe gearbeitet“, schildert Michael Bader die durchaus schwieri-

UNTERSTÜTZUNG FÜR UNTERNEHMERGEIST IN DEN MÄRKTEN DER ZUKUNFT Die Austrian Development Agency (ADA), die Agentur der Österreichischen Entwicklungszusammenarbeit, unterstützt Geschäftsideen für Afrika, Asien, Lateinamerika und Südosteuropa – mit Wissen, guten Kontakten und Förderungen bis zu 200.000 Euro. Wirtschaftspartnerschaften sind in allen Entwicklungs- und Schwellenländern möglich.

Mehr dazu unter: www.entwicklung.at 10 Mal hat Mattias Viertler mittlerweile Nepal besucht. Mit dem Kraftwerksleiter Chhiring Sherpa verbindet ihn heute eine Freundschaft.

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AUSREICHEND STROM FÜR TOURISTEN Mit der neuen, dritten Turbine konnte die installierte Leistung im Kraftwerk von bislang 620 kW auf nunmehr fast 1 MW gesteigert werden. Auf die Trekking-Saison, die derzeit gerade in der Solokhumbu Region anläuft, ist man somit in diesem Jahr bestens vorbereitet. „Abseits der Hauptsaison benötigen die Dörfer nicht mehr als 250 kW. Nach der Inbetriebnahme des dritten Maschinensatzes konnte aber bereits eine Kapazität von 730 kW in den Morgen- und Abendstunden zur Verfügung gestellt werden. Das wäre sich mit der alten Anlage nicht mehr ausgegangen. Mit der neuen Turbine bleibt ihnen jetzt noch eine Reserve von mehr als 200 kW. Somit können noch einige Lodges oder kleinere Handwerksbetriebe angeschlossen werden, auch der Anschluss benachbarter Dörfer ist in Planung“, sagt Matthias Viertler. Der Kärntner Maschinenbauer, der mit fast 10 Nepalreisen mittlerweile zu einem echten Nepal-Kenner geworden ist, verweist darauf, dass der Sagarmatha Nationalpark, in dem sich das Kraftwerk befindet, mit seiner Stromversorgung heute noch eher die Ausnahme als die Regel im Himalaya-Staat darstellt. „Nepal weist nach wie vor einen Elektrifizierungsgrad von ungefähr 20 Prozent auf. In der Solokhumbu Region haben inzwischen 11 Dörfer rund um die Uhr Strom – und das ist für nepalesische Verhältnisse ungewöhnlich. Wasserkraft macht’s möglich. Wie wir erlebt haben, gewöhnen sich die Menschen auch hier sehr schnell an die Segnungen, die die Stromversorgung mit sich bringt.“ FEIER NACH BUDDHISTISCHER TRADITION Teilfinanziert wurde das Ausbauprojekt von der ADA, die immerhin 50 Prozent der anfallenden Kosten übernahm. Die andere Hälfte

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Einen ganzen Tag lang dauerte die Einweihungsfeier für den neuen Maschinensatz im Kraftwerk Thamo.

konnte bereits von den Kraftwerksbetreibern selbst finanziert werden. Natürlich wurde die Wiederinbetriebnahme des Kraftwerks auch entsprechend gefeiert. Rund 150 Personen nahmen zu diesem Zweck Anfang Mai die Wanderung hinauf zur Anlage auf sich, um diese im Rahmen einer buddhistischen Einweihungsfeier ihrer Bestimmung zu übergeben. „Die Zeremonie war sehr imposant. Gefeiert wurde mit den traditionellen Khatars, eine Art Schal die den Beteiligten als Dank und Anerkennung überreicht wird, und natürlich gab es auch das traditionelle Nepalgericht Dhaal Bhaat mit viel Reis. Die Einweihungsfeier hat einen ganzen Tag gedauert, und so konnten die letzten harten, aber doch sehr interessanten 6 Wochen enger und respektvoller Zusammenarbeit noch einmal Revue passieren“, erinnert sich Matthias Viertler.

Am Ende nahm die gesamte Projektumsetzung von der ersten Ist-Zustand-Erhebung bis zur Inbetriebnahme rund vier Jahre in Anspruch. „Technisch braucht ein derartiges Projekt ja nicht so viel Zeit. Was viel Zeit frisst, sind die Bürokratie und das ganze Drumherum: Ganz konkret legt man in Nepal verständlicherweise großes Augenmerk auf Schulungen, damit die Anlagen autonom betrieben werden können. Natürlich ist das aufwändig“, so der Ingenieur von EFG. Mittlerweile sind die findigen Sherpas von Thamo überzeugt von der Wasserkraftnutzung – und wälzen bereits Pläne für das eine oder andere weitere Kraftwerk. Dass dabei wieder Technologie aus Österreich zum Einsatz kommt, ist alles andere als abwegig. Die beteiligten Unternehmen haben ihre schönsten Visitenkarten abgegeben.

Michael Bader (EFG), Gerhard Meißl (E-Technik), Matthias Viertler (EFG) und Harald Haberle (E-Techniker) können auf ein erfolgreiches Projekt zurückblicken.

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Vom Watles Erlebnisberg eröffnen sich auf über 2.000 m Seehöhe herrliche Perspektiven auf das umliegende Bergpanorama des Obervinschgaus. Seit letzten Herbst tragen zwei Kleinwasserkraftwerke zur weiteren nachhaltigen Entwicklung des beliebten Ski- und Wanderziels bei.

ERLEBNISBERG WATLES NUTZT DAS WASSER MEHRFACH Seit mehreren Jahren arbeiten die Verantwortlichen des Ski- und Erlebnisbergs Watles im Südtiroler Obervinschgau an einem ausgeklügelten Wasserkonzept. Beschneiung im Winter, Beregnung im Sommer, sowie eine hydroelektrische Nutzung nach modernsten Richtlinien der Wasserkraft – so lauten die Eckpfeiler eines umfassenden, zusammenhängenden Konzepts. Als letztes Puzzle-Teil dieses Systems wurden vergangenes Jahr zwei Wasserkraftwerke in das Leitungssystem integriert. Die beiden Anlagen, in denen jeweils eine 2-düsige Peltonturbine vom Fabrikat Tschurtschenthaler installiert ist, sollten zusammen im Regeljahr rund 400.000 kWh sauberen Strom erzeugen. Speziell von seiner Synergie her kann das Wassermanagement am bekannten Erlebnisberg oberhalb von Burgeis durchaus als beispielgebend für andere Tourismusregionen in den Alpen angesehen werden.

er Erlebnisberg Watles im Malser Weiler Prämajur verdankt seinen guten Ruf nicht seiner Größe, seinen Liften und den vielen Pistenkilometer. Er verdankt ihn eher dem Gegenteil. „Unser Skigebiet hier ist klein, aber fein. Massentourismus kennen wir im Grunde nicht. Wir richten uns eher an Leute, die das Gemütliche suchen“, sagt Günther Bernhart, Präsident der Erlebnisberg Watles Touristik & Freizeit AG. „Zu uns kommen viele Familien mit Kleinkindern, speziell im Winter. Unser Angebot umfasst

dabei vier Pisten mit insgesamt 18 Pistenkilometern, eine 4 Kilometer lange, beleuchtete Rodelbahn sowie den nagelneuen Ski Cross Parcour. Das Skigebiet gilt dabei als eines der sonnigsten in ganz Südtirol. Außerdem ist der Watles sehr beliebt bei Skitourengehern, wir haben für sie eine eigene Skitourenabfahrt angelegt.“ Aber auch im Sommer und im Herbst lockt der Erlebnisberg zahlreiche Wander- und Naturliebhaber mit den landschaftlichen Reizen des Obervinschgaus. Mit dem Sessellift erreicht man in wenigen

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Der Pfaffensee auf 2.250 m Seehöhe ist das Wasserreservoir am Watles.

Foto: Bernhart

Mit der Seilbahn gelangt man von Prämajur in wenigen Minuten auf einen der sonnigsten Gipfel Südtirols.

Minuten die Bergstation auf 2.150 m Seehöhe, wo sich ein idealer Ausgangspunkt für zahlreiche Wanderungen mit herrlichem Panoramablick über den gesamten Obervinschger Talkessel und die umliegende Bergwelt befindet. Für die Kleinen wurde ein liebevoll gestalteter Spielplatz mit einem kleinen See in unmittelbarer Nähe des Berggasthofs angelegt. Im Winter sind es 500 bis 600 Personen pro Tag, die die Seilbahn auf den Watles nutzen, im Sommer sind es mit 400 bis 500 nicht viel weniger.

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bunden – eine Zusammenführung von Beschneiung und Beregnung und – falls möglich – die Nutzung der Wasserkraft am Watles. AUFWÄNDIGE VORARBEITEN Eine zentrale Rolle im Wassermanagement am Watles kommt einem natürlich entstandenen Bergsee, dem Pfaffensee, zu. Er liegt auf ca. 2.250 m Seehöhe und stellt mit seinem Fassungsvolumen von rund 90.000 m3 das Wasserreservoir für Beschneiung und Beregnung das. Dass man ihn überhaupt so nutzen kann, wie dies heute der Fall ist, war alles andere als selbstverständlich. „Der Pfaffensee hat den Status eines Naturdenkmals. Nahe liegender Weise war die Skepsis der Behörden gegenüber sämtlichen erweiterten Nutzungsplänen erheblich. Dementsprechend aufwändig gestalteten sich die Verhandlungen, als wir 2012 eine Erhöhung des bereits am Ende des 19. Jahrhunderts zu Bewässerungszwecken errichteteten Staudamms von 3 m auf 4 m beantragten“, sagt Walter Gostner. Er verweist darauf, dass umfangreiche limnologische Untersuchungen erforderlich waren und sogar eine große Umweltverträglichkeitsstudie an-

gestellt werden musste, um am Ende nachzuweisen, dass eine Dammerhöhung keinerlei Schaden an dem Naturdenkmal anrichten würde. „Abgesehen davon darf man nicht vergessen, dass Günther Bernhart und Hans Telser mit bewundernswerter Hartnäckigkeit dafür Überzeugungsarbeit geleistet haben. Als Vertreter der neuen Generation der Liftbetreiber ergriffen sie die Initiative und setzten letztlich ein Projekt um, von dem eigentlich schon lange gesprochen worden war.“ ROHRLEITUNG KOMMT IN DIE JAHRE Im Wassernutzungskonzept ist der Pfaffensee allerdings nicht der einzige Speicher. Darüber hinaus wurde vor einigen Jahren auch ein unterirdischer Zwischenspeicher mit einem Fassungsvermögen von 5.000 m3 für die Beschneiung angelegt. Er ist gut 100 Meter unterhalb der Bergstation im Bereich der Lifttrasse situiert. Beide zusammen bilden sie eine Grundvoraussetzung für das Wassermanagement am Watles. Eine weitere stellt das Leitungssystem für Beschneiung und Bewässerung dar, das zuletzt allerdings schon etwas in die Jahre gekommen war. „In den nächsten

Im Kraftwerk Watles 2 arbeitet der Maschinensatz jenes Wasser ab, das zur Bewässerung der trockenen Wiesen verwendet wird.

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Das Maschinenhaus für das Kraftwerk Watles 1 wurde dezent in die Landschaft integriert.

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PLANER ENTWICKELN GESAMTKONZEPT Hinter dem erfolgreichen touristischen Konzept der Vinschgauer steckt nicht nur großes Engagement und harte Arbeit, sondern zudem auch ein ausgeklügeltes Ressourcenmanagement. Allen voran spielt das Thema Wasser eine tragende Rolle, speziell wenn es gilt, Pisten zu beschneien und trockene Almwiesen künstlich zu bewässern. „Der Watles war das erste Skigebiet in ganz Südtirol mit einer Wasserkonzession für die Beschneiung. Bereits in den 1980er Jahren wurden dafür die ersten Weichen gestellt. Allerdings waren damals die Beschneiung und die Bewässerung völlig voneinander getrennt. Ein gemeinsames Konzept war noch nicht in Sicht“, erinnert sich der bekannte Wasserkraftplaner Dr.Ing. Walter Gostner von der Malser Hauptniederlassung der Ingenieure Patscheider & Partner GmbH. Der entscheidende Schritt erfolgte im Jahr 2010, als Patscheider & Partner von den Betreibern des Skigebiets den Auftrag erhielt, ein nachhaltiges Gesamtkonzept für die nächsten Jahre zu entwickeln. Im Fokus stand dabei ein effektives Wassermanagement und – damit ver-

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Jahren wären die Rohre wohl fällig gewesen. Und da man sie ohnehin austauschen hätte müssen, war es naheliegend, dies nun im Rahmen der Implementierung der beiden Kraftwerke zu tun und somit gleichzeitig die Voraussetzung zu schaffen, dass auch die Bewässerung in Zukunft über die Beschneiungsleitungen erfolgen kann“, sagt Walter Gostner. Zum Einsatz kamen dabei duktile Gussrohre der Dimension DN200. 2015 starteten die Projektarbeiten für die beiden Kleinkraftwerke Watles 1 und Watles 2. Die Pläne dafür wurden ebenfalls von der Ingenieure Patscheider & Partner GmbH ausgearbeitet, die auch für die Ausschreibung und die örtliche Bauaufsicht verantwortlich zeichnete. 2017 konnten die Bauarbeiten in Angriff genommen werden. Im Herbst letzten Jahres wurden schließlich die neuen Maschinensätze installiert. SÜDTIROLER WASSERKRAFTTECHNIK PUNKTET Bei der Wahl der Maschinen standen Kriterien wie Zuverlässigkeit, Qualität und Per formance, aber natürlich auch das Preis-

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Die kleinere Turbine in Stufe 1 erreicht 30 kW Leistung. Im Gegensatz zur größeren Maschine ist sie ganzjährig im Einsatz.

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Die 2-düsige Peltonturbine aus dem Hause Tschurtschenthaler in Stufe 2 ist bei einer Fallhöhe von 278 m auf 55 l/s ausgelegt. Beide Anlagen wurden mit Bypass-Systemen ausgeführt.

Leistungs-Verhältnis im Vordergrund. Die Verantwortlichen entschieden sich im Rahmen der Ausschreibung für Turbinen des Südtiroler Wasserkraftspezialisten Tschurtschenthaler, der auch dank zahlreicher Referenzanlagen punkten konnte. „Wir waren von dem Angebot der Firma Tschurtschenthaler sehr angetan. Die Referenzanlagen haben auch für das Unternehmen aus Sexten gesprochen. Und am Ende hat das Unternehmen alles gehalten, was wir uns versprochen haben“, so Günther Bernhart und meint ergänzend: „Da wir ja zuvor keinerlei Erfahrung mit der Wasserkraft hatten, war für uns das Know-how der Firma Tschurtschenthaler schon sehr wichtig.“ Konkret kamen zwei 2-düsige Peltonturbinen mit horizontaler Welle zum Einsatz, die jeweils einen direkt gekoppelten Asynchrongenerator antreiben. Während die kleinere Maschine der Stufe 1 auf ein Schluckvermögen von 37 l/s und eine Fallhöhe von knapp 100 m ausgelegt ist, wurde die Turbine der Unterlieger-Anlage für 278 m Fallhöhe bei einem Ausbaudurchfluss von 55 l/s konzipiert. Mit 120 kW bei

trägt die Nennleistung der größeren Turbine in Stufe 2 das Vierfache der 30 kW-Turbine der Oberstufe. „Wir haben die beiden Turbinen im Herbst letzten Jahres in Betrieb genommen, und sie haben von Anfang an einen sehr guten Eindruck gemacht. Auch die versprochenen Wirkungsgrade wurden nachgewiesenermaßen alle eingehalten. Wir sind sehr zufrieden“, freut sich Günther Bernhart. KOMPLEXE STEUERUNGSTECHNIK Zusammen kommen die beiden Maschinensätze somit auf eine Gesamtleistung von ca. 150 kW. Allerdings sind beide Kraftwerke gleichzeitig gemäß des Nutzungskonzeptes nur in der warmen Jahreszeit im Einsatz. Während die Oberstufe ganzjährig betrieben wird, kommt der leistungsstärkere Maschinensatz 2 in den Sommermonaten zum Einsatz. Sobald mit der Bewässerung der 75 Hektar trockenen Wiesen gestartet wird, nimmt Maschinensatz 2 vollautomatisch seinen Betrieb auf – und beendet ihn, sobald das Wasser oberhalb für die Beschneiung eingesetzt wird. „Gerade in steuerungstechnischer Hinsicht

Technische Daten Watles I

Watles II

• Ausbauwassermenge: 37 l/s

• Ausbauwassermenge: 55 l/s

• Fallhöhe: 100 m

• Fallhöhe: 278 m

• Turbine: 2-düsige Pelton

• Fabrikat: Tschurtschenthaler

• Drehzahl: 755 Upm

• Drehzahl: 1.515 Upm

• Engpassleistung: ca. 30 kW

• Engpassleistung: ca. 120 kW

• Generator: Asynchrongen.

• E-Technik & Leitsystem: Electro Clara • E-Technik & Leitsystem: Electro Clara

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• Jahresproduktion: ca. 130.000 kWh

• Jahresproduktion: ca. 270.000 kWh

• Inbetriebnahme: Herbst 2017

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Visualisierung: Electro Clara

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Die gesamte Steuerungs- und E-Technik für die beiden Kraftwerke wurde von Electro Clara ins übergeordnete Leitsystem für Beschneiung und Bewässerung eingebunden. Die Steuerung stellt sich bei den Anlagen insofern außergewöhnlich dar, als beide Turbinen über den Pegel in ihrem jeweiligen Unterwasser geregelt werden.

brachte unser dreifaches Wassernutzungskonzept – Beschneiung, Bewässerung, Wasserkraft – eine Herausforderung für das beauftragte Unternehmen, Electro Clara SA aus dem Südtiroler Enneberg, mit sich“, erzählt Günther Bernhart. Was dabei durchaus speziell ist: Beide Turbinen werden nicht über den Pegel im Oberwasser, sondern über jenen im Unterwasser gesteuert. Walter Gostner erklärt dies so: „Wenn die Beregnung in Betrieb genommen wird, sinkt der Pegel im Unterwasserbecken. Das bedeutet, dass die Turbine ans Netz geht und über sie permanent so viel Wasser nachgeliefert wird, dass der Spiegel im Unterwasserbecken konstant bleibt. Es wird also soviel abgearbeitet, wie gerade für die Beregnung benötigt wird. Analog funktioniert dies für die Oberstufe im Winter bei der Beschneiung – mit dem Unterschied, dass hier der Pegel im unterirdischen Zwischenspeicher der maßgebliche Faktor für die Steuerung der Turbine ist. Dieses Zusammenspiel galt es, für Electro Clara möglichst einfach und effizient steuerungstechnisch umzusetzen.“ Unerlässlich dabei war natürlich, dass die Enneberger

E-Technik-Spezialisten auch eine Kommunikation zur übergeordneten Steuerung von Beschneiung und Beregnung herstellten. Zudem verfügen die Anlagen – ganz ähnlich wie Trinkwasserkraftwerke – über eine vollautomatisch geregelte Bypass-Option, um die Wasserführung auch bei einem eventuellen Ausfall der Turbine weiter sicherzustellen. Ein umfassendes Fernüberwachungs- und Fernwirksystem, wie es Electro Clara heute schon standardmäßig realisiert, stellt zudem die Grundlage für eine effiziente Bedienung und Kontrolle des Systems dar. WICHTIG FÜR DIE NACHHALTIGE ENTWICKLUNG Die Betreiber rechnen mit einer durchschnittlichen Stromproduktion von rund 400.000 kWh im Jahr, wobei die Unterstufe mit ca. 270.000 kWh den Löwenanteil liefert. Doch die Schwankungsbreite ist groß. Schließlich

hängt die Produktion gemäß des Nutzungskonzepts stark von äußeren Einflüssen ab. Der gesamte Strom, den die beiden Kraftwerke am Watles heute produzieren, wird ins öffentliche Netz eingespeist. Die Anlagen sind nur für den Netzparallelbetrieb ausgelegt. Für die kleine Tourismusregion Prämajur, die vorrangig auf „entschleunigten“ Fremdenverkehr setzt, stellt die umweltfreundliche Erzeugung von Ökostrom einen weiteren wichtigen Baustein im Sinne einer nachhaltigen Entwicklung dar. Das Gesamtkonzept, das in seinem Wassermanagement Beschneiung, Beregnung und Wasserkraftnutzung vereint, könnte somit durchaus Vorbildcharakter für andere Tourismusregionen in den Alpen erlangen.

Gewerbezone Schmieden Sonnwendweg 19 I-39030 Sexten (BZ) Tel. +39 0474 710 502 info@turbinenbau-sexten.it www.turbinenbau-sexten.it

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NACH GESAMTSANIERUNG ERSTRAHLT DIE KLAMMÜHLE IN NEUEM GLANZ Fotos: Pühringer

Dem 170 Jahre alten Fabriksgebäude der Klammühle in der Gemeinde Engerwitzdorf in Oberösterreich wurde unter großem Einsatz seines Besitzers neues Leben eingehaucht. Auf diese Weise konnte es als Gewerbestandort für die nächsten Jahre und Jahrzehnte gesichert werden. Die geschichtsträchtige Klammühle mit eigenem Kleinwasserkraftwerk wurde von der Familie Pühringer über mehrere Jahre hinweg aufwändig saniert und mit modernster Kraftwerksinfrastruktur ausgestattet. Die rund 2500 m² große Gewerbefläche steht nun für Start-up-Unternehmen, Dienstleister oder Handwerksbetriebe zur Verfügung.

ie ursprüngliche Klammühle wurde Mitte des 19. Jahrhunderts gebaut und in der Folge als Baumwollspinnerei betrieben. Bereits damals konnte die Kraft des Wassers von der Großen Gusen mit Hilfe eines Wasserrades und Transmissionen genutzt werden. 1882 erfolgte der Umbau zu einer Kunstmühle für Getreide. Danach wechselte sie mehrmals den Besitzer. 1965 wurde eine Bürstenfabrik eingerichtet und ein erstes Kleinwasserkraftwerk zur Stromerzeugung für den Eigenbedarf im Inselbetrieb installiert. Nach weiteren Umbauten wurde die Klammühle von unterschiedlichen Unternehmen genutzt, bevor die Familie Pühringer das Gebäude im Jahr 2014 erwarb. Vater Friedrich und Sohn Wilfried Pühringer hatten sich zur

Die 170 Jahre alte Bausubstanz der Klammühle wurde von der Familie Pühringer sorgfältig saniert und bietet jetzt modernste Infrastruktur für Gewerbebetriebe und Dienstleister. Mehr als die Hälfte der rund 2.500 m² großen Gewerbefläche wurde bereits bezogen.

Aufgabe gemacht, der 170 Jahre alten Klammühle wieder neues Leben einzuhauchen und den Gewerbestandort zu erhalten. „Uns geht es vor allem um zukunftsorientierte und nachhaltige Projekte“, so Wilfried Pühringer. Um diese Vision in die Tat umzusetzen, waren jedoch aufwändige Sanierungen erforder-

Die patentierte OSSBERGER-Durchströmturbine mit einer Ausbauwassermenge von 1.100 l/s und 96 KW arbeitet trotz erheblicher Pegelschwankungen der Großen Gusen sehr effizient. Die auf zwei Zellen aufgebaute Turbine startet bereits bei 10 Prozent der kalkulierten Wassermenge. Mit lediglich drei beweglichen Teilen ist die Maschineneinheit sehr einfach konstruiert und dieses Prinzip sorgt für minimalen Wartungsaufwand und gleichzeitig für höchste technische Zuverlässigkeit.

lich, wie die Kompletterneuerung des rund 50 Jahre alten Wasserkraftwerks und eine Generalsanierung des Fabriksgebäudes mitsamt ausgebautem Dachgeschoss. Die Planung für dieses Projekt wurde von PROject Pühringer + Bisteghi GmbH durchgeführt. Das Planungsbüro sammelte bereits Erfahrungen bei einem früheren Kraftwerksprojekt an der Kleinen Gusen, das vor rund 11 Jahren in Betrieb ging. Friedrich Pühringer, selbst Miteigentümer und Geschäftsführer bei PROject, zeigte vor einigen Jahren Interesse an der Klammühle und brachte so das Sanierungsprojekt ins Rollen. Nach 4-Jähriger Bauzeit und finalen Optimierungsarbeiten am Kraftwerk konnte das Projekt im Frühjahr dieses Jahres abgeschlossen werden. SCHWIERIGE SANIERUNG IM KRAFTHAUS Am 16. März 2015 schritten die Kräfte zur Tat, und die Bauarbeiten konnten beginnen. Man startete mit der Baustelleneinrichtung, den erforderlichen Erdbewegungen und den Betonarbeiten im Bereich der Wehranlage und beim Fischaufstieg. Dem folgte die Verlegung der 260 m langen Druckrohrleitung

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Bei der Sanierung im Krafthaus wurde der Fußboden um 2 m abgesenkt. Der harte Granit sowie die engen Platzverhältnisse erschwerten die Arbeiten.

GFK Rohre DN 900 Superlit, geliefert von der Firma Geotrade GmbH. Der Rohrspezialist mit Sitz in Oberösterreich ist bekannt für seine Planungskompetenz und sein hervorragendes Service. Für die Straßendurchführung unter der vielbefahrenen Bundesstraße konnte das alte Backsteingewölbe genutzt werden. „Das Gewölbe haben wir freigespült und dann die GFK-Rohre mit Hilfe einer Winde zusammengeschoben“, erklärt Pühringer. Nach der Verlegung der Rohre wurde das Gewölbe mit Beton hinterfüllt. Trotz der aufwändigen Arbeiten musste die Straße nicht gesperrt werden. Als schwierigster baulicher Teil sollten sich in der Folge der Umbau im Maschinenraum entpuppen, der unter extrem beengten Platzverhältnissen erfolgen musste. Die neue Planung sah vor, dass der Krafthausboden mittels Minibagger und schwerem Gerät um circa 2 m abgesenkt werden sollte. Dabei wurden tonnenschwere Granitblöcke freigestemmt und abtransportiert. „Das war für alle Beteiligten eine Herausforderung“, erklärt Pühringer dazu. Auch die Sanierung des Unterwasserstollens sollte sich als aufwändiger als angenommen herausstellen. Der Unterwasserstollen leitet das abgearbeitete Triebwasser wieder in die Große Gusen zurück.

Während des ganzen Projektes stellte der felsige Untergrund die Bauarbeiter immer wieder auf eine harte Probe. Dank hervorragender Planung und schwerem Gerät konnten die Arbeiten planmäßig abgeschlossen werden.

DURCHSTRÖMTURBINE LIEFERT STROM Trotz so mancher Verzögerung startete im Mai 2015 planmäßig die Montage des Maschinensatzes, geliefert vom bayerischen Wasserkraftspezialisten OSSBERGER GmbH + Co. KG. Die Techniker des Branchenunternehmens aus dem bayrischen Weißenburg lieferten und montierten eine Durchströmturbine mit Riehmenantrieb, einen Asynchrongenerator und sämtliche Hilfsaggregate. Bereits bei sehr geringen Wasserströmen erzeugt die patentierte OSSBERGER-Durchströmturbine zuverlässig Energie und kommt mit schwankenden Wassermengen hervorragend zurecht. Dies gelingt durch zwei Zellen im Inneren der Turbine, die unabhängig voneinander arbeiten können. Der kleinen Einheit genügen bereits 10 Prozent der Auslegungswassermenge, um die Turbine zu starten. Der Ossberger-Maschinensatz liefert bei einer Ausbauwassermenge von 1.100 l/s und einer Fallhöhe von 12,4 m rund 96 kW, und kommt damit auf ein Regelarbeitsvermögen von 430.000 kW/h. Das entspricht einer Versorgungskapazität für rund 50 bis 100 durchschnittliche Haushalte. Der produzierte Ökostrom wird in das Stromnetz der Linz AG gespeist und für 13 Jahre mit einem festen Ökostrom-Einspeisungstarif abgegolten.

Wie bereits bei der alten Anlage nutzte man das alte Steingewölbe auch für die neue GFK-Druckrohrleitung. Nach der Rohrverlegung wurde der Stollen ausbetoniert.

STARKE PEGELSCHWANKUNGEN Die Große Gusen neigt dazu, bei Starkniederschlägen aufgrund der zahlreichen Oberflächenwässer rapide anzuschwellen, sinkt danach aber auch schnell wieder ab. Für das Kraftwerk hat das starke Pegelschwankungen zur Folge. „So gesehen ist das Wasserdargebot über das Jahr gesehen ganz unterschiedlich. Teilweise fällt es bis auf 50 l/s, sodass das Wasser nicht einmal für den Fischaufstieg reicht und dann erleben wir Extremfälle mit Durchflussmengen bis zu maximal 73 m³/s“, erklärt Wilfried Pühringer. Diese Schwankungen werden an der Wehranlage mittels Regelung über Spülklappe bzw. Grundablass ausgeglichen und stabil gehalten. Der Grundablass wird über eine Wasserstandsonde geregelt und wird im Falle eines Hochwassers umgehend geöffnet. Im offenen Zustand kann so ein Teil der Wassermenge ins Unterwasser abgeführt werden. Bis zur Stauwurzel der nächsten Wehranlage beträgt die Länge des Unterwasserbereichs rund 70 m. Ein Rückstau bei Starkregen ist dank des Gefälles in der Großen Gusen unüblich. „Deshalb wird der Wirkungsgrad bei Hochwasser nicht so stark beeinträchtigt wie an anderen Standorten. Das einzige Problem, mit dem wir es hier zu tun haben, ist die Versandung. Da

Der Unterwasserstollen, der das abgearbeitete Triebwasser in die Große Gusen zurückleitet, musste komplett neu abgedichtet werden.

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Die Große Gusen weist mit 50 l/s bis 73 m³/s starke Pegelschwankungen auf. Der Grundablass wurde anhand dieser Gegebenheiten dimensioniert. Über den Grundablass kann im Hochwasserfall ein Teil ins Unterwasser abgeführt werden.

kann es schon mal passieren, dass wir aus diesem Grund abstellen müssen, um dem Verschleiß an der Turbine entgegen zu wirken“, sagt Pühringer. In den Sommermonaten sinkt das Wasserdargebot der Grossen Gusen üblicher Weise erheblich: „Im Sommer fallen wir mit der Leistung auf 1015 Prozent ab, wie beispielsweise im Sommer 2015, als wir die Anlage abschalten mussten.“ HORIZONTALER RECHEN Nach heutiger Gesetzeslage ist ein Durchspülen des an der Wehranlage angesammelten Geschwemmsels ins Unterwasser wieder erlaubt. Dies war einer der wesentlichen Gründe, warum sich die Betreiber des Kraftwerks für einen horizontalen Rechen entschieden. „Der große Vorteil liegt im sehr einfachen, aber effektiven Spülvorgang, der natürlich automatisch erfolgt. Aber auch das Thema Vereisung spielt bei diesem Rechentyp keine Rolle, da er sich zur Gänze unter Wasser befindet“, sagt Pühringer. Das Rechenfeld ist 6 m lang, 1 m hoch und aus rechteckigen Stahlstäben mit 16 mm Stababstand ausgeführt. Die Harke des Reinigers ist mit einem Stahlkamm mit einem Kunststoffprofil ausgestattet. Sollte die Bürste aus

Aufgrund des Vereisungsproblems an diesem Standort, sowie dem effektiven Spülvorgang, entschieden sich die Betreiber für einen horizontalen Rechen. Der Reinigungsvorgang des 1 x 6 m großen Rechenfeldes erfolgt hydraulisch.

irgendeinem Grund festsitzen, löst sich der Kunststoffteil quasi als Sollbruchstelle, und der Rechenreiniger kann weiterarbeiten. Der Reinigungsvorgang wird hydraulisch angetrieben und per Zeitintervall bzw. per Wasserstandsonden geregelt. „Bei einer elektrischen Antriebslösung kennen wir das Problem, dass jemand bei einer Störung vor Ort sein muss, um beispielsweise den Schutzschalter zu betätigen. Mit dem hydraulischen Antrieb haben wir dieses Problem nicht mehr,“ erklärt Pühringer. FEIERLICHE INBETRIEBNAHME In einem festlichen Rahmen wurde bereits am 4. Dezember 2015 die offizielle Inbetriebnahme der komplettsanierten Kleinkraftwerksanlage in Engerwitzdorf gefeiert. Firmenvertreter, Vertreter der Behörden, Bürgermeister und andere Gäste verfolgten damals gespannt das Anfahren der neuen Maschine. „Für die neue Anlage haben wir viele Dinge geändert, aber auch viele Dinge beibehalten, wie etwa das klassische Ossberger-Paket. Wir sind damit sehr zufrieden und es funktioniert problemlos“, resümiert Wilfried Pühringer. Es folgten nach der offiziellen Inbetriebnahme noch abschließende Optimierungen,

die vor allem die Fernüberwachung und die Steuerung des Rechenreinigers betrafen. Zudem wurde nun auch eine umfassende Videoüberwachung integriert. Mittlerweile regelt sich das Kraftwerk je nach Wasserdargebot autonom, und sämtliche Parameter und Kennwerte können von allen Schnittstellen aus in Echtzeit überwacht und bearbeitet werden. Damit hat die Klammühle endgültig den Sprung in die Neuzeit geschafft.

Technische Daten: • Bauart: Ausleitungskraftwerk mit Dotation für den Fischaufstieg • Bruttofallhöhe: 12,4 m • Ausbauwassermenge von 1.100 l/s • Turbine: Durchströmturbine • Engpassleistung: 96 kW • Regelarbeitsvermögen: 430.000 kW/h • Hersteller: Ossberger • Generator: Asynchron • RRM: horizontal verbaut mit hydraulischem Antrieb • Rechenfeld: 6 m x 1 m • DRL: 260 m GFK DN900

Im Maschinenhaus wurde ein besonderes Augenmerk auf Langlebigkeit und Effektivität gelegt. Alle Daten sowie Einblicke der Videoüberwachung sind über alle Schnittstellen einseh- und steuerbar. Der Kraftwerksbetrieb läuft vollautomatisch.

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Foto: Energie-Werk Prad Genossenschaft

Das Mühlbachkraftwerk 1 im südtirolerischen Prad am Stilfserjoch wurde 1987 von der „Energie-Werk Prad Genossenschaft“ in Betrieb genommen. Während den niederschlagsarmen Winter- und Frühlingsmonaten wurde eine Komplettsanierung der Kaplan-Turbine vom Hersteller Kössler durchgeführt.

„GROSSES SERVICE“ FÜR KAPLANTURBINE DES MÜHLBACHKRAFTWERK 1 Nach einer Betriebsdauer von rund 30 Jahren war es für die Kaplan-Turbine des Mühlbachkraftwerk 1 in Prad am Stilfserjoch Zeit für eine Komplettsanierung geworden. Bedingt durch seinen jahrzehntelangen Einsatz war das Turbinen-Laufrad entsprechend abgenutzt. Um auch zukünftig einen durchgängig effektiven Betrieb zu gewährleisten, gab die Betreiberin „Energie- Werk Prad Genossenschaft“ (EWP) eine weitreichende Revitalisierung in Auftrag. Ausgeführt wurde das Refurbishment-Projekt vom österreichischen Traditionsbetrieb Kössler, welcher die Rohr-Turbine 1987 gefertigt und am Kraftwerksstandort in Südtirol in Betrieb genommen hatte. Im Anschluss an eine Erstinspektion vor Ort wurde kurz vor dem Jahreswechsel die gesamte Maschine demontiert und zum Kössler-Werk ins niederösterreichische St. Georgen transportiert. In einem durchaus knapp bemessenen Zeitraum von rund vier Monaten sorgten die Spezialisten der Abteilung „HyService“ für eine umfassende Revitalisierung der auf eine Engpassleistung von 765 kW ausgelegten Turbine. Die technisch aufwändige Erneuerung der Kaplan-Turbine nahm rund vier Monate in Anspruch. Im Bild die komplett sanierte Maschine beim Wiedereinbau im Frühjahr.

Foto: Kössler

as Mühlbachkraftwerk 1 steht im Besitz von der bereits Mitte der 1920er Jahre gegründeten Energie-Werk Prad Genossenschaft (EWP). Unter dem Motto „Energie von daheim“ ist die EWP gemäß Selbstdefinition bestrebt, die rund 3.400 Einwohner zählende Gemeinde im Nationalpark Stilfserjoch mit möglichst eigenständig erzeugter Energie aus erneuerbaren Quellen zu versorgen. Neben dem Mühlbachwerk 1 betreibt die Genossenschaft noch drei weitere eigene Wasserkraftwerke, eine Photovoltaikanlage, zwei Fernwärmezentralen und hält 25 Prozent der Anteile eines weiteren Kleinkraftwerks in der Nachbargemeinde Stilfs. Gemeinsam mit der 103 kW-Photovoltaikanlage erbringen die Wasserkraftwerke eine Gesamtleistung von über 4.100 kW. Die von Biomas-

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Revitalisierter Leitapparat beim Wiedereinbau.

se befeuerten Fernwärmezentralen erbringen eine elektrische Leistung von ca. 1.600 kW sowie eine thermische Leistung von rund 7.400 kW. EIN KRAFTHAUS – DREI TURBINEN Bei seiner Inbetriebnahme vor gut 30 Jahren war das Mühlbachkraftwerk 1 das bereits dritte eigene Wasserkraftwerk der EWP. Gespeist wird die Anlage vom Suldenbach, einem insgesamt 21,4 km langen Zufluss der Etsch, welcher kurz nach der Ortsgrenze in ebendiese einmündet. Das Kraftwerk wurde 1986 nach einer Bauzeit von knapp acht Monaten von Grund auf neu errichtet und war ursprünglich mit einer einzelnen Kaplan-Turbine in Rohrausführung ausgestattet. Zur Stromgewinnung stehen dieser eine Ausbauwassermenge von 4,5 m³/s sowie eine Bruttofallhöhe von 20,3 m zur Verfügung, wodurch sich eine Engpassleistung von 765 kW erreichen lässt. Um das ganze Jahr hinweg möglichst effizient Strom produzieren zu können, wurde das Kraftwerk 1997 gleich um zwei

Maschinen erweitert. Im Zuge des Umbaus wurde die Kaplan-Turbine um eine bedeutend geringer dimensionierte Francis-Maschine – ebenfalls ein Kössler-Produkt – ergänzt, wodurch auch bei stark verringertem Zufluss effektiv Strom produziert werden kann. Des Weiteren wurde mit dem Einbau einer neuen Pelton-Turbine, die von einer noch weiter bachaufwärts gelegenen Fassung versorgt wird, ein weiterer potenter Energielieferant im Krafthaus in Betrieb genommen. Diese Turbine kann eine Fallhöhe von etwa 180 m nutzen, die Druckrohrleitung dient darüber hinaus zur Bewässerung von landwirtschaftlichen Betrieben und Flächen entlang der Rohrtrasse. HYSERVICE TEAM GEFRAGT Um die Effizienz der Eigenanlagen stets auf einem hohen Level zu halten, legt die Genossenschaft generell viel Wert auf regelmäßige Wartungen und Revisionen, erklärt EWP Projektleiter Martin Platzer im Gespräch mit zek Hydro. So wurde an der Kaplan-Turbine bereits 2011 von Kössler ein grundlegendes maschinelles Service ausgeführt. „Vergangenen Sommer haben wir aufgrund von Kavitationsgeräuschen und geringfügigen Leckagen festgestellt, dass an der Maschine vermutlich erhöhter Revitalisierungsbedarf besteht“, sagt Platzer. Für eine fachliche Einschätzung des gesamten Sanierungsaufwandes setzte man sich schließlich erneut mit Kössler in Verbindung. Nach eingehender Inspektion vor Ort durch unter anderem HyService-Abteilungsleiter Kurt Schiep von Kössler wurde von den Kraftwerksbetreibern schließlich eine Total revision der Maschine als wirtschaftlich beste Lösung in Auftrag gegeben. Die Mitarbeiter des HyService-Teams sind darauf spezialisiert, Turbinen aller Altersklassen und Ausführungen wieder auf Vordermann zu bringen, durch eine Vielzahl von erfolgreichen Revitalisierungsprojekten konnten sich die nieder-

Foto: Kössler

Das Laufrad steht im Kössler-Werk bereit für den Feinschliff.

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Leitapparat vor der Sanierung

österreichischen Technik-Profis in den vergangenen Jahren einen hervorragenden Ruf erarbeiten. REVITALISIERUNG UND MODERNISIERUNG Das komplette Refurbishment inklusive Montagearbeiten wurde in einem relativ engen zeitlichen Korsett zwischen Dezember 2017 und April 2018 ausgeführt. Während der Niederwasserperiode sollte der Betriebs entgang des Mühlbachkraftwerks 1, dessen übrige Turbinen während der Sanierung eben falls stillgelegt wurden, möglichst gering ausfallen. Mit der rund einwöchigen Maschinendemontage Mitte Dezember ging das Projekt schließlich in die Umsetzungsphase über. „Erst wenn wir die Turbine in Einzelteilen zerlegt im Werk inspizieren können, zeigt sich das tatsächliche Ausmaß an durchzuführenden Sanierungsmaßnahmen. Bei dieser Kaplan-Maschine etwa waren die Laufradflügel aufgrund der Abrasivität des Betriebswassers entsprechend stark abgenützt. Trotzdem kann man sagen, dass sich das Laufrad – nicht zuletzt wegen der bereits bei seiner Herstellung aufgetragenen Schutzbeschichtung – in einem vergleichsweise guten Zustand befunden hat“, erklärt Kössler-Projektleiter Elvin Loga und führt noch weiter aus: „Für die anstehende Sanierung war es natürlich von Vorteil, dass Kössler die Turbine in den 1980er-Jahren selbst gefertigt hatte und somit vertrauenswürdige technische Unterlagen zur Verfügung standen.“ Nichtsdestotrotz sei es bei dem Projekt aber auch darum gegangen, gewisse konstruktive Veränderungen vorzunehmen, um die revitalisierte Turbine an aktuelle technische Standards anzupassen und entsprechend zu modernisieren, wie Loga nachfolgend beschreibt.

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Foto: Kössler

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Rundum erneuerter Leitapparat vor dem Einbau der Leitschaufeln.

rung durch, in Kombination mit einer neuen Schutzbeschichtung konnte der originale Durchmesser wieder hergestellt werden. Am Servomotor zur Laufradverstellung bestand ebenfalls Reparaturbedarf, dabei erfolgte der Austausch der Ölzuführung inklusive sämtlicher Dichtelemente. WIEDERINBETRIEBNAHME IM FRÜHJAHR Nach dem umfassenden Erneuerungsprozess ging es im April für die rundum erneuerte Maschine zurück an ihren Einsatzort in Prad am Stilfserjoch. Rund 1,5 Wochen nahm die Montage in Anspruch, am 20. April wurde die Turbine schließlich wieder in Betrieb genommen und der Sanierungsauftrag fristgerecht abgeschlossen. Kössler-Projektleiter Loga

lässt nicht unerwähnt, dass die Zusammen arbeit mit der EWP von der ersten Kontaktaufnahme bis zur eigentlichen Durchführung durchwegs konstruktiv verlaufen ist. EWPProjektleiter Platzer stellt dem HyService- Team ein halbes Jahr nach dem Wartungseinsatz ein hervorragendes Zeugnis aus: „Wir sind mit den durchgeführten Arbeiten an der Maschine sehr zufrieden, seit der Wiederinbetriebnahme läuft die Stromgewinnung mit der Kaplan-Turbine gewohnt zuverlässig und effizient.“ Auch Kössler zieht einen positiven Schlussstrich unter das Projekt, aufgrund der durchgeführten Optimierungen geben die Niederösterreicher sogar eine Leistungssteigerung zwischen sieben und acht Prozent an.

Der 30-jährige Dauereinsatz hatte deutliche Abnützungserscheinungen an den Außenkanten des Laufrads hinterlassen.

Fotos: Kössler

KOMPLETTE MASCHINE ERNEUERT Das Sanierungsprogramm umfasste vom Laufrad über den Leitapparat bis hin zur Turbinenwelle und den verschiedenen Lagern, Buchsen und Dichtungen sämtliche Turbinenteile. Darüber hinaus sollte an allen sanierten Bauteilen die Korrosions- und Abrasionsbeständigkeit mittels Sandstrahlung oder dem Auftragen einer „DIATURB“-Schutzbeschichtung erneuert werden. Um das Schluckvermögen und damit einhergehend die Gesamtleistung der Turbine zu erhöhen, wurde das Volumen der Laufradkammer mittels Ausdrehen vergrößert. Zusätzlich wurde im inneren Bereich der Laufradkammer eine rostfreie Schutzbeschichtung mittels Spritzverfahren aufgetragen, um die Verschleißbeständigkeit gegen abrasives Wasser zu erhöhen. Die Laufradflügel wurden jeweils an den beschädigten Außenkanten abgedreht und durch neue rostfreie aufgeschweißte Bleche wiederhergestellt. Weiters wurden die Flügel an den neuen Durchmesser der Laufradkammer angepasst und eine Schutzbeschichtung gegen Verschleiß vom Blattbereich bis zum Außendurchmesser des Laufrads aufgetragen. Auch der Leitapparat wurde innen größer ausgedreht, um Durchflussvolumen und in weiterer Folge die Leistung zu erhöhen. Zudem mussten die Leitschaufeln an den ver größerten Durchmesser des Leitapparates angepasst werden. Dies erfolgte mittels Aufschweißungen an den inneren und äußeren Schaufelflächen sowie durch finale maschinelle Bearbeitung. Im Zuge des Refurbishments am Leitapparat sollten außerdem die gesamten Lager und Dichtungen getauscht sowie die Schrauben und Hydraulikschläuche erneuert werden. Die bestehende Wellenabdichtung, ausgeführt als Gleitringdichtung, ersetzte man durch eine wartungsfreundlichere Variante aus hochbeständigem Kunststoff. Bei der Turbinenwelle führten die Techniker an einem eingelaufenen Bereich eine Egalisie-

Die Wiederinbetriebnahme fand wie geplant im heurigen April statt.

Saniertes Laufrad beim Wuchten

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Foto: Jasmina Rahmanovic

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Feierlicher Eröffnungsakt für den neuen Zubau bei GLOBAL Hydro. Auf der Bühne: Produktionsleiter Thomas Eder, Gesellschafter Ing. Marius Hager, Gesellschafterbeirat Dr. Reinhold Mitterlehner, Dr. Gernot Hofer von Invest AG, Mehrheitseigentümer und Beiratsvorsitzender Dr. Gilbert Frizberg, LH-Stv. Dr. Michael Strugl, Berthold Lindorfer vom Customer Service GLOBAL Hydro, Geschäftsführer Heinz Peter Knaß und Geschäftsführer Stephan Fazeny.

ZUBAU SCHAFFT VORAUSSETZUNG FÜR WEITERES WACHSTUM BEI GLOBAL HYDRO Mit der Eröffnung des neuen Zubaus setzt GLOBAL Hydro einen weiteren Meilenstein in der Unternehmensgeschichte. Rund 8 Millionen Euro investierte der oberösterreichische Spezialist für Wasserkrafttechnologie am Standort in Niederranna. Angesichts der weltweit starken Nachfrage nach Mühlviertler Kraftwerks-Know-How war die Erweiterung der Produktionskapazitäten unumgänglich. Das Unternehmen schuf damit die Voraussetzung für die weiteren geplanten Wachstumsschritte.

ie Investitionen in die Gebäudeinfra struktur und in die Erweiterung und Modernisierung des Maschinenparks sind für Geschäftsführer Heinz Peter Knaß nach der rasanten Entwicklung des Unter nehmens in den vergangenen Jahren nur ein logischer Schritt. „Wir haben unser Auftrags volumen in den vergangenen beiden Jahren nahezu verdoppelt und sind in ganz andere Projektdimensionen vorgestoßen. Dem muss ten wir natürlich auch in der Infrastruktur Rechnung tragen und die nötigen Vorausset zungen schaffen, um die neuen Aufgabenstel lungen bewältigen zu können.“ Durch die Erweiterung werden Produktionskapazitäten am Standort in Niederranna verdoppelt. Knaß: „Wir wollen damit auch ein klares Zei

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chen setzen, dass trotz unserer weltweiten Aktivitäten der Standort im Mühlviertel langfristig unser technologisches Zentrum bleibt.“ Dass eine Investition in dieser Größenord nung für ein Unternehmen wie GLOBAL Hydro auch mit Risiken verbunden ist, steht für Knaß außer Zweifel. „In unserer Branche gibt es nur Projektgeschäft – und das kann sehr volatil sein und sich von einem Jahr auf das andere gravierend verändern.“ Umso er freulicher stimmt den GLOBAL Hydro Ge schäftsführer der Blick in die Auftragsbücher. Diese dokumentieren eindrucksvoll schon heute die gesicherte Auslastung für das nächste Geschäftsjahr. „Dies stimmt uns mehr als zuversichtlich, dass wir unseren

Wachstumskurs kontinuierlich fortsetzen werden“, so Knaß. Für heuer rechnen die Verantwortlichen mit einer Produktionsleis tung von rund 60 Millionen Euro, dies ent spricht einer Steigerung von rund 26 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Erwirtschaftet wird das Wachstum vor allem auf den internatio nalen Märkten, der Exportanteil der heimi schen Kraftwerksprofis liegt bei über 95 Pro zent. VERSUCHSSTAND: HYDRO-LABOR ALS NÄCHSTER INVESTITIONSSCHRITT Voraussetzung für die langfristige Absiche rung der derzeit vorhandenen Wettbewerbs vorteile am Markt ist die konsequente Wei terentwicklung der technischen Lösungen

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Foto: Global Hydro

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sowie die Platzierung von Innovationen. Ein Hydro-Labor soll dafür die notwendigen Rahmenbedingungen bieten. „Wir werden am Standort in Niederranna eine solche Ver suchs- und Testeinrichtung errichten, um Technologien zu optimieren und den Medi um-Hydro-Markt zu erschließen,“, betont Stephan Fazeny. Für den Geschäftsführer sind die weiteren Investitionen nicht zuletzt deshalb notwendig, weil das Unternehmen bei den Aufträgen zusehends in eine neue Dimension vorstößt. „Dies betrifft sowohl die Größe als auch die Komplexität der Kraftwerksprojekte. Dafür ist anderes KnowHow notwendig, das derzeit noch nicht in den erforderlichen Kapazitäten bei uns vor handen ist.“

Dr. Gilbert Frizberg (mi), Vorsitzender des Beirates und Mehrheitseigentümer, und die beiden Geschäftsführer Heinz Peter Knaß (re) und Stephan Fazeny (li) haben die Weichen für eine erfolgreiche Zukunft für GLOBAL Hydro gestellt.

ERFOLGREICHES RECRUITING ALS KRITISCHER FAKTOR FÜR WEITERENTWICKLUNG Als erfolgsentscheidenden Faktor für die wei tere positive Entwicklung des Unternehmens sehen die Verantwortlichen bei GLOBAL Hydro den Kampf um die „besten Köpfe“ am Arbeitsmarkt. Auch in diesem Segment hat das Unternehmen im vergangenen Jahr sinnvolle Investitionen getätigt, um sich als attraktiver Arbeitgeber zu positionieren. „Wir verstehen diese Aufgabe aber nicht nur als kurzfristiges Engagement, um den aktuel len Personalbedarf zu decken. Vielmehr geht es um eine nachhaltige Verankerung – wir wollen, dass GLOBAL Hydro mittel bis langfristig bei allen potentiellen Arbeitneh mern der Region als attraktives Unterneh Festliche Stimmung anlässlich der Eröffnung des neuen Zubaus im GLOBAL Hydro Werk in Niederranna.

men bekannt ist“, betont Geschäftsführer Stephan Fazeny. So plant das Unternehmen zum Beispiel ab dem heurigen Schuljahr mit ausgewählten Bildungseinrichtungen in der Region gemeinsame Projekte, um frühzeitig mit künftigen potentiellen Arbeitnehmern in Kontakt treten zu können. Fazeny zeigt sich überzeugt, dass das Unter nehmen seinen Mitarbeitern schon jetzt eini ges zu bieten hat. „Wir sind mit der Wasser kraft in einem Bereich tätig, der auf vielfältige Weise zu besseren Lebensbedingungen bei trägt. Wir sind global vernetzt und lokal ver wurzelt – und unsere Mitarbeiter werden am Erfolg des Unternehmens beteiligt.“ Die Bi lanz der letztjährigen Bemühungen am Ar beitsmarkt gibt Fazeny recht. So konnte GLOBAL Hydro trotz seiner peripheren Lage in den letzten zwei Jahren mehr als 50 neu geschaffene Arbeitsplätze besetzen. „Und beim neuen Zubau haben wir natürlich auch großen Wert darauf gelegt, hervorragende Arbeitsbedingungen zu schaffen“, betont der Geschäftsführer. GLOBAL HYDRO ENERGY im Überblick

Foto: Jasmina Rahmanovic

Umsatz: 2016 / 2017 rd 38 Mio Euro 2017 / 2018 rd 60 Mio Euro Mitarbeiter: 2016 / 2017 rund 170 2017 / 2018 rund 200 Exportquote: 98 % Beteiligungsverhältnisse: • 90 % FE Future Holdings GmbH Familie Frizberg (60%) sowie Finanzinvestoren Invest Unternehmensbeteiligung AG(24,9%) OÖ Beteiligung GmbH&Co OG(15,1%) • 10 % Marius Hager

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Im isländischen Laufwasserkraftwerk Budarhals setzt Voith Hydro aktuell ein richtungsweisendes Projekt zur intelligenten Geräuschanalyse in Wasserkraftwerken um.

#DISCOVERHYDROPOWER TOUR: LIVE-BERICHTERSTATTUNG MACHT WASSERKRAFT ERLEBBAR Der Technologiekonzern Voith startete weltweit erstmalig eine Influencer-Tour im Bereich Wasserkraft. Gemeinsam mit ausgewählten Energieexperten besuchte das Unternehmen zwischen dem 10. und 16. Juni verschiedene Wasserkraftprojekte in drei europäischen Ländern. Darunter befanden sich Europas größtes drehzahlvariables Pumpspeicherkraftwerk in Portugal, zwei hocheffiziente Kleinwasserkraftanlagen in Schottland sowie ein Laufwasserkraftwerk in Island, das aktuell mit modernster digitaler Technik von Voith ausgerüstet wird.

eue Wege in der Kommunikation beschritt der Technologiekonzern Voith im Juni dieses Jahres im Rahmen einer ausgedehnten Influencer-Tour in drei europäischen Ländern. Auf Twitter, LinkedIn und Youtube konnte die Tour live auf den Social Media Kanälen von Voith Hydro unter dem Hashtag #Discover Hydropower verfolgt werden. Auch auf Instagram und Snapchat berichtete das Unternehmen darüber. Auf allen Kanälen wurden Interviews mit Kraftwerksbetreibern und Tour-Teilnehmern sowie Bilder aus den Kraftwerken und ihrer landschaftlichen Umgebung gezeigt. „Das Besondere an der Tour war, dass jedes Kraftwerk auf unterschiedliche Weise erkundet wurde: Mit dem Helikopter, dem Jeep und zu Fuß. Dadurch ließen sich die Vorteile und technischen Details der unterschiedlichen Wasserkraftwerksanlagen bestmöglich erleben“, erklärt Lars A. Rosumek, Senior Vice President Group Communications bei Voith.

SECHS TAGE UND DREI LÄNDER – EIN ÜBERBLICK Als erste Station der Tour wurde das Pumpspeicherkraftwerk Frades II im Nordwesten Portugals ausgewählt. Es ist mit innovativer Pumpspeichertechnologie von Voith ausgerüstet und gilt als die größte drehzahlvariable Anlage seiner Art in Europa. Damit liefert

das Kraftwerk einen bedeutenden Beitrag zur Netzstabilisierung und den weiteren Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbarer Energie. Seit Anfang 2017 ist die Anlage in Betrieb und wird vom portugiesischen Versorgungsunternehmen Energias de Portugal (EDP) betrieben. Der Höhenunterschied

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Gemeinsam mit ausgewählten Experten tourte ein Team von Voith Hydro im Juni dieses Jahres durch drei europäische Länder, um via den wichtigsten Social-Media-Kanälen live ihre Wasserkrafterlebnisse zu teilen.

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stein im Energiemix vieler Länder sind – insbesondere auch dann, wenn es um dezentrale Energieerzeugung in ländlichen Regionen geht. Die beiden schottischen Kleinwasserkraftwerke wurden im Rahmen der Tour mit Jeeps angefahren und erkundet. Schwerpunktthemen waren unter anderem die technischen Herausforderungen dieser Anlagen, der Einklang zwischen Ökologie und Ökonomie sowie die Betreiberfreundlichkeit durch Fernwartungen.

Eine Besichtigung von Europas größtem drehzahlvariabel betriebenem Pumpspeicherkraftwerk Frades II in Portugal aus der Luft.

zwischen dem Ober- und Unterwasserbecken des Pumpspeicherkraftwerks beträgt über 400 Meter. Das machte eine Besichtigung aus dem Helikopter während der Tour von Voith deutlich. Eine Führung in dem Kraftwerk sowie ein Vortrag der Europäischen Vereinigung für Energiespeicherung (EASE – European Association für Storage of Energy) rundeten die erste Station der „Discover Hydropower Tour“ ab.

INFLUENCER-VISITE IN DEN HIGHLANDS Die Voith-Tour führte anschließend in die schottischen Highlands. Hier betreibt Green Highland Renewables rund 50 Kleinwasserkraftwerke. Viele davon sind mit den Komponenten des Voith-Tochterunternehmens Kössler ausgestattet. Zwei dieser Anlagen, Loch Eilde Mor und Coiltie, standen auf dem Programm der Tour. Sie zeigten, dass Kleinwasserkraftwerke ein wichtiger Bau-

PILOTPROJEKT IN ISLAND Die „Discover Hydropower Tour“ von Voith endete in Island. Hier wurden digitale Lösungen für Wasserkraftwerke anhand des Laufwasserkraftwerks Budarhals präsentiert. In der im Jahr 2014 in Betrieb genommenen Anlage setzt Voith aktuell mit dem Anlagenbetreiber, dem staatlichen isländischen Energiekonzern Landsvirkjun, ein Pilotprojekt zur intelligenten Geräuschanalyse in Wasserkraftwerken um. Das System soll zukünftig den perfekten Zeitpunkt für den Wechsel von mechanischen Ersatzteilen erkennen. Ebenso können Wartungsarbeiten und Reparaturen effizient geplant werden. Neben dem Besuch des Kraftwerks präsentierte ein Voith-Experte die digitalen Lösungen des Unternehmens für Wasserkraftwerke.

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INTERHYDRO

Die Europäische Wasserkraftmesse mit Kongress 125 Aussteller 2.500 Besucher 500 Kongressteilnehmer

29. - 30. November 2018 Messezentrum Salzburg

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Foto: Adrian Michael_Wikipedia

In der Schweizer Gemeinde Grabs im Kanton St. Gallen wurden die Leittechniken von Trinkwasserversorgung und E-Werk nun in einem System zusammengeführt. Dabei wurde auch der Spitzenstrombezug automatisiert und vereinfacht.

NEUES LEITTECHNIKPAKET FÜR GRABS LEGT FOKUS AUF BEWIRTSCHAFTUNGSOPTIMIERUNG Als die Wasserversorgung Grabs und das E-Werk Grabs 2013 zu den „Technischen Betrieben Grabs - TBG“ fusionierten, waren diese mit einem jeweils eigenen Leitsystem ausgerüstet. Den heutigen Anforderungen genügten mittlerweile beide nicht mehr. Darum entschloss man sich in der St. Galler Gemeinde zum Umbau auf ein neues, umfassendes Leitsystem, das heute sämtliche Bereiche steuert, regelt und einen hohen Automationsgrad gewährleistet. Umgesetzt wurde das komplexe Projekt vom Branchenspezialisten Rittmeyer AG aus Baar, der mit seiner Optimierungssoftware RITUNE Power das ideale Instrument für eine Optimierung der Spitzendeckungsregelung beisteuern konnte. Eine willkommene Kostenbremse für den Energieversorger aus dem Rheintal.

rneuerbare Energien nehmen einen zentralen Stellenwert in der Gemeinde Grabs im Kanton St. Gallen ein. Das Rückgrat der eigenen Stromerzeugung bilden jene Kleinwasserkraftwerke, die den Walchenbach in drei Stufen nutzen. „Die beiden Oberstufen-Anlagen KW Bannwald und KW Löchli sind im Besitz der TBG, die dritte Stufe gehört einem privaten Betreiber. Darüber hinaus betreiben wir noch sechs Trinkwasserkraftwerke mit Leistungen zwischen 25 und 95 kW, wodurch wir mit unseren Anlagen rund 1.750 kW an Erzeugungsleistung erreichen. Hinzu kommen noch einige Photovoltaikanlagen“, sagt Marco Gantenbein, Leiter Technische Betriebe Grabs. Zudem unterhalten die TBG ein circa 210 Kilometer langes Leitungsnetz, über das rund 4.500 Messpunkte versorgt werden. Um eine zuverlässige Versorgung zu jeder Zeit sicherzustellen, in-

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vestiert das Unternehmen, das sich in öffentlicher Hand befindet, kontinuierlich in Ausbau und Instandhaltung seiner Stromnetze. „In unserer Trinkwasserversorgung sind rund 2.400 Messpunkte installiert. Wir betreiben verschiedene Reservoirs, ein Grundwasserpumpwerk, verschiedene Aufbereitungsanlagen, eine Löschwasserversorgung, sowie einen Wasseraustausch mit den umliegenden Gemeinden über Druckausgleichspumpwerke“, umreißt Marco Gantenbein die Infrastruktur des Trinkwassersystems. ZWEI BETRIEBE – ZWEI LEITSYSTEME 2013 wurden das gemeindeeigene E-Werk und die Wasserversorgung Grabs in das öffentlich-rechtliche Unternehmen TGB „Technische Betriebe Grabs“ zusammengeführt. Zu diesem Zeitpunkt waren beide Betriebe mit einem eigenen, autonomen Leitsys-

tem ausgestattet. „Beide Leitsysteme waren ungefähr um das Jahr 2000 installiert worden, jenes für das E-Werk sogar 2005 noch einmal aufgerüstet. Es umfasste die Kraftwerke am Walchenbach, ein Trinkwasserkraftwerk, sowie die Trafostationen mit den Mittelspannungsschaltanlagen und den Erdschlussüberwachungen“, so Marco Gantenbein. Die kleineren Trinkwasserkraftwerke waren im alten Leitsystem der Wasserversorgung eingebunden. „So gut sie für damalige Verhältnisse auch waren, den modernen Anforderungen genügten beide Leitsysteme nicht mehr. Außerdem waren die Betriebssysteme der Server veraltet und hätten auf aktuelle Versionen umgeschrieben werden müssen.“ ERSATZ FÜR ALTE SYSTEME Grund genug für die TBG zu prüfen, ob und in welchem Ausmaß Erneuerungsarbeiten in

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Teilnehmerfeld auf vier Firmen eingegrenzt, die sich der eigentlichen Ausschreibung stellten. Nach einem aufwändigen Auswahlverfahren fiel die Wahl auf das Angebot der Firma Rittmeyer, die nicht nur mit dem wirtschaftlich attraktivsten Offert punkten konnte. „Das Programm der Firma Rittmeyer weist eine sehr klare Architektur auf und hat uns besonders aufgrund der einfachen, selbsterklärenden Bedienung gut gefallen, welche die Arbeiten für unsere Mitarbeiter im Pickett-Dienst erleichtert“, so der technische Leiter der TBG. Am Ende umfasste der Auftrag für die Firma Rittmeyer die Erneuerung des gesamten Leitsystems für Wasserver sorgung, Stromversorgung, die Kraftwerke inklusive aller Prozessstationen in den Außenbauwerken und dem redundanten Prozessbediensystem mit den Arbeitsplätzen. Als integraler Bestandteil des Leitsystems wurde auch die Regelung des Spitzenlastbezugs, also die Bewirtschaftung, vollständig erneuert. Zu diesem Zweck wurde mit Rittmeyers RITUNE Power ein neues Softwaretool erstmalig zum Einsatz gebracht. BEWIRTSCHAFTUNG WIRD AUTOMATISIERT „Gemeinsam mit den Verantwortlichen der TBG und dem begleitenden Planer haben wir im Rahmen eines Workshops den Arbeitspro-

Grafik: Rittmeyer

die Wege geleitet werden müssten. Als zweiten Schritt ging man daran, die bestehenden Leitsysteme genauestens zu prüfen. Das Ergebnis war aufschlussreich: „Die Steuerschränke samt aller Komponenten für die beiden Maschinensätze im Kraftwerk Löchli waren eindeutig über ihre technische Lebensdauer hinaus und mussten ersetzt werden. Zudem wiesen verschiedene Wasserbauwerke veraltete Steuerungskomponenten auf, und die Wasseraufbereitungsanlage bedurfte einer Aufrüstung. Generell war das bestehende Leitsystem für die Wasserversorgung ein veraltetes Programm, das schon in absehbarer Zeit nicht mehr unterstützt würde. Im Gegensatz dazu hätte das bestehende Leitsystem des E-Werks noch weiterbetrieben werden können – dies allerdings nur mit einem kostspieligen Update. Aufgrund dieser gesammelten Erkenntnisse und den damit verbundenen Kosteneinschätzungen beschlossen die TBG, dass ein neues, komplettes Leitsystem für sämtliche Gewerke ausgeschrieben werden sollte“, erläutert Marco Gantenbein die Rahmenbedingungen. Bei der folgenden Ausschreibung erfolgte zuerst im Rahmen einer Präqualifikation die Auswahl jener Unternehmen, die sämtliche geforderte Bereiche abzudecken in der Lage sind und adäquate Referenzen vorweisen können. Damit wurde das

Die bestehende Leittechnik für das E-Werk aus dem Jahr 2000 wurde 2005 noch einmal upgedatet. Nun wurde sie komplett erneuert.

Foto: zek

Das Reservoir Rogghalm dient dem Kraftwerk Bannwald als kleiner Speicher. Auch seine Bewirtschaftung wurde in der neuen Leittechnik berücksichtigt.

Foto: zek

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zess des Energieversorgers im Hinblick auf die Bewirtschaftung analysiert und am Ende das Optimierungspotenzial definiert“, erinnert sich Patrick Büchel, Projektleiter aus dem Hause Rittmeyer. Als größter Kostentreiber in Grabs wurde die maximale Bezugsleistung, also die Spitzenleistung, identifiziert. In Hinkunft, so das erklärte Ziel, sollte die Bewirtschaftung stärker automatisiert werden, wobei selbige „selbstlernend“ auf Veränderungen reagieren können sollte. Auf diese Weise sollte der Arbeitsaufwand für das Energieversorgungsunternehmen reduziert und darüber hinaus die Problematik mit Urlaubsabsenzen eliminiert werden. Basierend auf den Erkenntnissen aus dem Workshop und den Erfahrungen aus der alten Bewirtschaftung, die bereits verhältnismäßig gut funktioniert hatte, wurde ein neues Konzept entwickelt. Als Prämisse dafür wurde proklamiert, dass die maximale Bezugsleistung durch den gezielten Einsatz der Produktionsanlagen optimiert werden müsse. „Für eine gezielte Maschineneinsatzplanung fehlten uns allerdings noch ein paar Informationen. Um eine Netzverbrauchsprognose zu erstellen, stellte sich die Frage: Wie und aufgrund welcher Parameter entwickelt sich der Netzverbrauch? Und im Hinblick auf die erforderliche Produktionsleistung galt es die Frage bezüglich der

RITUNE stellt den gemessenen Energieverbrauch in Diagrammform dar.In Blau: der tatsächliche Strombedarf im Netz. In Orange: Die von RITUNE prognostizierte Lastkurve.

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uflussprognose akkurat zu beantworten. Z Grundsätzlich soll eine Online-Regulierung ja möglichst einfach und für den Kunden nachvollziehbar sein. Die Bezugsleistung wird auf diese Weise begrenzt, indem die Produktionsanlagen entsprechend betrieben werden“, erklärt Patrick Büchel. DER WEG ZUR AUTOMATISIERTEN PROGNOSE Um den Netzverbrauch und den Zufluss zu prognostizieren, sah sich das Team von Rittmeyer Archivdaten des alten Systems genauer an. Diese lieferten einen ersten Ansatz, wie man daraus Zusammenhänge zu prognostizierbaren Größen ableiten kann. „Unsere Analysen belegten, dass der Tagesmittelwert des Netzverbrauchs entscheidend von der Außentemperatur abhängig ist. Eine Prognose der Außentemperatur wird ja von diversen Online-Diensten zur Verfügung gestellt. Weiters konnte festgestellt werden, dass der Netzverbrauch charakteristischen Tagesgangkurven folgt. Aus dem Tagesmittelwert und der charakteristischen Tagesgangkurve kann somit die Prognose erstellt werden. Im Hinblick auf die Zuflussprognose kann man im Grunde auf umfangreiche und fast beliebig komplexe Modelle zurückgreifen. Unsere Datenanalyse hat aber in diesem Fall gezeigt, dass in Grabs der Zufluss ins hydraulische System sich nur sehr langsam ändert. Ausreißer, wie etwa Zuflussspitzen nach einem Gewitter, sind aber auch mit hochkomplexen Modellen

nur sehr schwer prognostizierbar. Aus diesem Grund wird als Zuflussprognose der gemittelte, aktuelle Zufluss herangezogen“, so der Projektleiter der Firma Rittmeyer, der in diesem Zusammenhang auch die größten Herausforderung in der Planung und Abwicklung des Leittechnikprojekts in Grabs erläutert: „Für uns stellt sich bei einem derartigen Projekt natürlich die wesentliche Frage: Wie arbeitet der Kunde? Arbeitet er auf diese Weise, weil es sinnvoll ist, oder weil es durch das alte System so vorgegeben war? Zusätzlich müssen wir uns stets die Frage nach dem eigentlichen Ziel stellen: Was kann optimiert werden? Aus welcher Optimierung zieht der Kunde den größtmöglichen Nutzen?“ Für das hydroelektrische Modell konnte letztlich eine einfache und zugleich funktionelle Lösung gefunden werden. Schließlich sind in Grabs die Kleinwasserkraftwerke in einer Kaskade am Walchenbach angeordnet. Somit besteht eine direkte Abhängigkeit zwischen allen Maschinen. Auf Basis dieses Umstands konnte ein relativ einfaches mathematisches Modell für den Zusammenhang zwischen Durchfluss und gesamter Produktionsleistung erstellt werden. PREMIERE FÜR SOFTWARE RITUNE POWER Als ideales Werkzeug für die Optimierung der Bewirtschaftung sollte sich die Software RITUNE mit dem neuen Paket Power aus dem Hause Rittmeyer erweisen. Schließlich

ist RITUNE in der Lage, auf Online-Dienste, wie etwa eine Wetter-App, zuzugreifen. Die von dem Programm erstellte Prognose basiert dabei auf den Werten der näheren Vergangenheit. Auf diese Weise ist RITUNE auch selbstlernend – und passt sich permanent an neue Gegebenheiten an. Was die Optimierungssoftware darüber hinaus auszeichnet: Mit ihr können große Datenmengen einfach visualisiert und auch analysiert werden. Dies trägt dazu bei, Zusammenhänge, oder bisher ungenutzte Optimierungspotenziale erkennbar zu machen. RITUNE wurde auf einem separaten Desktop-PC installiert und kommuniziert mit dem Prozessleitsystem RITOP. Die Bedienung von RITUNE erfolgt vom Bedienarbeitsplatz aus. Nachdem das Team um Patrick Büchel bereits im Mai dieses Jahres mit dem Teilprojekt Bewirtschaftung an den Start gegangen war, konnten sämtliche Arbeiten bis zu dessen Inbetriebnahme Ende August abgeschlossen werden. Bis Ende Oktober läuft noch die Optimierungsphase. ALGORITHMUS ERSETZT BAUCHGEFÜHL Da das bestehende Konzept der Altanlage für die Bewirtschaftung für damalige Verhältnisse relativ gut funktioniert hatte, konnten viele Aspekte davon übernommen und punktuell verbessert und erweitert werden. „Die alte Bewirtschaftung war auf fundierte Anlagenkenntnisse und ein gutes Bauchgefühl des

Aus dem aktuellen Zufluss in die Kraftwerkskaskade Bannwald-Löchli-Stricker berechnet RITUNE autonom die mögliche Produktion und leitet daraus die maximal erforderliche Bezugsleistung ab. Das bedeutet für die Betreiber des E-Werks nicht nur weniger Arbeitsaufwand und Zeitersparnis, sondern auch eine nicht unerhebliche Senkung der Kosten.

Grafik: Rittmeyer

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ABLAUF IM BETRIEB VEREINFACHT Mit dem Umbau auf das umfassende neue Leitsystem wurden nun alle alten Leitsysteme der TBG ersetzt. Heute werden sämtliche Bereiche – Stromnetz, Wassernetz, Produktionsanlagen und der Mühlbach – über ein einziges Leitsystem gesteuert. Mittels einer übersichtlichen Visualisierung sind die bereits angeschlossenen Stationen im Stromnetz ersichtlich, sämtliche Daten werden aufgezeichnet und archiviert. Im Wassernetz wird der Abschöpfbetrieb der verschiedenen Reservoirs geregelt, inklusive der Wasseraufbereitung und der Wasseraustausch zwischen den Partnergemeinden, ebenso wie der Betrieb der Trinkwasserkraftwerke. „Unsere eigenen PV-Anlagen werden fortlaufend bei Anpassungen automatisch aufgeschaltet. Dem Museum am Grabser Mühlbach, das verschieden Wasserkraftgewerke vergangener Zeiten beherbergt, kann bei Führungen automatisch Wasser in ausreichender Menge zugeführt werden, ohne dass unsere eigene Lastführung dadurch beeinträchtigt wird“, erklärt Marco Gantenbein. Er verweist überdies auf eine weitere Innovation im Hinblick auf die Alarmierung: Diese könne nun über sämtliche Bereiche den jeweils zuständigen Personen zugeteilt werden. Damit ist eine exakte Kompetenzzuordnung sichergestellt. „Für uns als Betreiber wurden diverse Schnittstellen eliminiert. Wir haben so-

Der Maschinensatz im Oberlieger-Kraftwerk Bannwald wurde im Jahr 2011 erneuert.

Foto: zek

Betriebspersonals angewiesen. So musste der Diensthabende die maximale Bezugsleistung für die kommende Woche abschätzen und dies an das Bewirtschaftungssystem übergeben. Diese ‚Abschätzung‘ übernimmt nun die Software RITUNE, wobei das RITUNE Power Paket eine fundierte Prognose für den Netzverbrauch der Gemeinde Grabs erstellt. Aus dem aktuellen Zufluss in die Kraftwerkskaskade Bannwald-Löchli-Stricker wird die mögliche Produktion und daraus wiederum die maximal erforderliche Bezugsleistung errechnet“, sagt Patrick Büchel. Er verweist darauf, dass mithilfe der neuen Bewirtschaftung nun die bezogene Spitzenleistung reduziert wird und damit allfällige Kosten für den Energieversorger gesenkt werden. Ein Projekterfolg, den auch TBG-Leiter Marco Gantenbein bestätigt: „Dadurch, dass unser Lastgang nun so optimiert wird, können wir die teuren Bezugsspitzen besser vermeiden.“ Es ist zudem mit einer deutlichen Zeitersparnis für den Betreiber verbunden, wenn RITUNE heute vollautomatisch die maximale Bezugsleistung berechnet. Hinzu kommt ein weiterer wichtiger Aspekt: Durch ihren einfachen Aufbau und die Bedienerfreundlichkeit kann die neue Bewirtschaftungssoftware auch von Mitarbeitern mit wenig Betriebserfahrung bedient werden.

mit bis auf wenige Ausnahmen nur noch einen Ansprechpartner. Durch diese Gegebenheit vereinfacht sich der Ablauf im Betrieb sehr, auch der Ablauf im Störungsfall ist dadurch einfacher geworden.“ „LÖSUNGSORIENTIERT UND FLEXIBEL“ Auch wenn das gesamte Umbauprojekt noch nicht zur Gänze abgeschlossen ist, kann Marco Gantenbein zufrieden Bilanz ziehen. Was für ihn den Schlüssel für eine erfolgreiche Umsetzung ausmacht, sei – so der Technische Leiter der TBG –, dass bei einem derart komplexen Leitsystemprojekt, in dem gleich mehrere Abteilungen betroffen sind, eine zielgerichtete und professionelle Koordination erfolgt. „Als Projektleiter lag die Koordination in den Händen von Patrick Büchel, der diese Herausforderung perfekt gemeistert hat. Generell muss man zum Auftreten der Firma Rittmeyer sagen: Die Abläufe werden klar kommuniziert, und auch bei unvorhersehbaren Ereignissen sind in kürzester Zeit die richtigen Personen erreichbar und schnell vor Ort. Die Rittmeyer AG bewies bei diesem Projekt, dass ihre Teams lösungsorientiert und sehr flexibel arbeiten.

Dadurch konnten unsere individuellen Anforderungen bestmöglich in das neue Leitsystem integriert werden“, streut Marco Gantenbein dem Branchenspezialisten aus Baar Rosen. Ein Großteil der Anlagen in Grabs ist mittlerweile in Betrieb, und das neue Leitsystem bewährt sich bereits im täglichen Einsatz. Bis Ende Oktober sind nun alle Teilbereiche soweit abgeschlossen, dass die Anlage in den Testbetrieb überführt werden kann. „Derzeit sehen wir überhaupt keine Probleme bei der Feinabstimmung und sind deshalb auch sehr zuversichtlich, dass der Probebetrieb bis Anfang Dezember abgeschlossen werden kann“, so Marco Gantenbein, der zum Abschluss der Firma Rittmeyer noch ein sehr schönes Kompliment macht: „Aus unserer Sicht würden wir die Firma Rittmeyer jederzeit wieder mit dem Leitsystem und den Steuerungskomponenten beauftragen.“

Weiterführende Infos unter: www.rittmeyer.com

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Bei perfektem Herbstwetter wurde der Spatenstich für den Bau des neuen Kraftwerks Schächen in Bürglen gesetzt. Im Bild der Verwaltungsratspräsident Werner Jauch (3.v.l.) mit Vertretern der ausführenden Unternehmen.

BAUBEGINN NACH SPATENSTICH FÜR DAS KRAFTWERK SCHÄCHEN Mit dem symbolischen Spatenstich unter postkartenblauem Urner Himmel feierten die Projektverantwortlichen am 27. Sep tember in der Gemeinde Bürglen offiziell den Baustart für das neue Kraftwerk Schächen. Das Kraftwerk, an dem EWA, der Kanton und die Korporation Uri beteiligt sind, wird den Unterlauf des Schächen zur Produktion von sauberem Wasserkraft strom nutzen. Nachdem der Urner Landrat im September 2016 der Kraftwerk Schächen AG die notwendige Nutzungs konzession erteilt hatte, kann nun mit der Umsetzung des 21,4 Mio. CHF schweren Projekts begonnen werden. Wenn das Kraftwerk Ende 2019 in Betrieb geht, können rund 3.600 Haushalte mit Strom aus Urner Wasserkraft versorgt werden. Die Anlage stellt einen weiteren wichtigen Baustein in der Gesamtenergiestrategie des Kantons Uri dar.

m heute ein neues Kraftwerk bauen zu können, braucht es neben Know-how auch jede Menge Hartnäckigkeit und einen langen Atem – „ä langä Schnüüf“, wie man im Kanton Uri sagt. Bereits 2009 hatte das EWA, die Elektrizitätswerk Altdorf AG, mit dem Vorprojekt für das neue Kraftwerk am Schächen begonnen. Es folgten langwierige Vorverhandlungen, Planungen, Kompromisse und kreative Lösungen, um ein sehr komplexes Projekt letztlich auf Schiene zu bringen. „Um Erfolg zu haben, reicht der lange Atem allein auch nicht aus“, sagt Werner Jauch, Verwaltungsratspräsident der KW Schächen AG und Vorsitzender der Geschäftsleitung von EWA aus langjähriger Erfahrung. „Es braucht gründliche und umfassende Projektarbeit, der Zeitplan muss stimmen, das

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Projekt muss auf das Umfeld abgestimmt werden, es gilt Opportunitäten zu nutzen – und vor allem ist es wichtig, alle Beteiligten frühzeitig zu informieren und mit ins Boot zu nehmen.“ Im konkreten Fall des geplanten Kraftwerks Schächen war man über die Jahre mit unterschiedlichen Herausforderungen konfrontiert, angefangen von der Gestaltung der wirtschaftlichen Trägerstruktur, über die UVP 1. Stufe und die UVP 2. Stufe bis hin zur Konzessionsbewilligung. „Es gab auch Einsprachen. Aber in einem konstruktiven Dialog konnten alle Vorbehalte ausgeräumt werden. Wir sind stolz, dass das im Uri so gut funktioniert“, freut sich Werner Jauch. Das EWA hat in jedem Fall seine Hausaufgaben gemacht. Fast zehn Jahre nach Beginn des Vorprojekts konnte nun der Spatenstich gesetzt werden.

SCHÄCHEN ALS TEIL DER DNA VON EWA „Unter den knapp 80 größeren Urner Bächen hat der Schächen für die Urner Energieproduktion eine ganz besondere Bedeutung“, führte Werner Jauch im Rahmen seiner Festrede aus. „Schon 1894 erteilte der Urner Regierungsrat eine Konzession zur hydroelektrischen Nutzung des Schächen. Kurze Zeit später errichtete EWA hier sein erstes Kraftwerk, das im Februar 1895 seinen Betrieb aufnahm. Es war die Geburtsstunde des EWA. 1962 erhielt EWA die Konzession für das Kraftwerk Bürglen II. Der Kanton wurde Mitaktionär bei EWA. 1968 wurde das Kraftwerk Bürglen II feierlich eingeweiht. Später wurden auch die oberliegenden Bäche des Schächentals durch die KW Schächtenal AG genutzt. So gesehen liegt der Schächen dem

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lagen zu erfüllen, und darüber hinaus beschäftigten uns auch noch Diskussionen zum KEV (Kostendeckende Einspeisevergütung Anm.)“, so Roger Nager. Er verwies darauf, dass der Urner Landrat im September 2016 der Konzession für das neue Kraftwerk ohne Gegenstimme votiert habe. Ein deutliches Bekenntnis also für die Urner Wasserkraft. Im November 2016 wurde die Kraftwerk Schächen AG gegründet. Wenig später erteilten die Gemeinden Bürglen und Schattdorf dem Projekt die Baubewilligung. KOORDINATION MIT VERKEHRSPROJEKT Eine der größten Herausforderungen im Zuge der Projektentwicklung stellt die Koordination des Kraftwerksbaus mit der ebenfalls in Planung begriffenen „West-Ost-Verbindung WOV“ – einem neuen Verkehrskonzept, das zu einer Verkehrsentlastung im Ur-

SCHWIERIGE VERLEGEARBEITEN Konkret wird das neue Kraftwerk den Schächen zwischen dem bestehenden Kraftwerk Bürglen und der Mündung in die Reuss für die Stromproduktion nutzen. Das Wasser wird direkt ab dem Unterwasserkanal des Kraftwerks Bürglen entnommen, wodurch auf ein eigenes Fassungsbauwerk im Schächen verzichtet werden kann. Das Projekt hat somit auch keinerlei Einfluss auf den Hochwasserschutz. Der Standort des Zentralengebäudes ist in der Industriezone RUAG Süd situiert, rund 400 m vor der Einmündung das Schächens in die Reuss. Die zu errichtende Druckrohrleitung mit einer Gesamtlänge von circa 2,5 km überwindet dabei ein Gefälle von 81 m. Für die Erstellung der Druckrohrleitung werden GFK-Rohre zum Einsatz kommen, die auf eine Ausbauwassermenge von 6,5 m3/s ausgelegt sind. Abgesehen vom obersten Bereich

Fotos: zek

EWA gewissermaßen in der DNA.“ Daher sei es folgerichtig und konsequent, auch die letzte bislang „brachgelegene“ Kaskade am Schächen zu nutzen. „Es macht Sinn, einen Bach wie den Schächen in mehreren Kaskaden zu nutzen und das neue Kraftwerk ist in diesem Sinne eine logische Weiterführung der bestehenden Werke“, so der Verwaltungspräsident der KW Schächen AG. Landammann Roger Nager, Ehrengast der Spatenstichfeier, nahm in seiner Ansprache ebenfalls Bezug auf die Hürden im Projektvorlauf. „Zu Anfang hatten wir gedacht, es sollte nicht allzu schwierig werden, am Unterlauf des Schächen ein Kraftwerk zu errichten. Doch da lagen wir nicht richtig. Zum ersten Mal waren wir mit einer Konkurrenzsituation konfrontiert, in deren Folge die Gewässernutzungsverordnung 1 zu 1 durchgespielt werden konnte. Es galt, umfangreiche Umweltauf

ner Talboden führen soll – dar. „Dies zu koordinieren, war planerisch eine Herausforderung und wird es auch in der baulichen Umsetzung sein. Aber wir sind zuversichtlich, dass dafür die Weichen richtig gestellt wurden“, so Werner Jauch. Die WOV tangiert das RUAG-Areal stark, wo die Zentrale des neuen Kraftwerks entstehen wird. Im Sinne einer optimalen Koordinierung hat die KW Schächen AG von allem Anfang an die enge Zusammenarbeit mit den WOV-Verantwortlichen gesucht. Werner Jauch: „Es ist einfacher, ein Kraftwerk in einem Seitental, gewissermaßen auf der grünen Wiese zu planen und zu bauen als hier mitten drin im Urner Talboden, im belebten und dicht bebauten Wohn- und Wirtschaftsraum.“

Visualisierung: EWA

Das Kraftwerk Schächen wird die letzte verfügbare Kaskade des Schächen nutzen. Das neue Zentralengebäude wird kurz vor der Einmündung des Schächen in die Reuss errichtet.

Werner Jauch, Verwaltungsratspräsident der Kraftwerk Schächen AG, Rolf Infanger, Präsident der Korporation Uri und Landammann Roger Nager, zeigten sich in ihren Ansprachen unisono erfreut, dass nach mehr als neun Jahren Vorarbeit nun mit dem Bau des neuen Kraftwerks Schächen begonnen werden kann. Gemeinsam investieren EWA, Kanton und Korporation Uri rund 21,4 Mio. CHF in das Projekt. Einmal in Betrieb wird die Anlage Strom für circa 3.600 Urner Durchschnittshaushalte liefern.

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Rolf Infanger, Werner Jauch und Roger Nager haben viel Zeit und Energie in das Projekt investiert.

verläuft die Trasse vorrangig in der linken Böschungsseite des Schächen. Somit wird von der Druckrohrleitung nach Beendigung der Arbeiten nichts mehr sichtbar sein. Die Verantwortlichen rechnen allerdings mit einer schwierigen Baustelle: „Da wir hier im Urner Talboden Wohn-, Wirtschafts- und Industriezonen kreuzen, erwarten wir uns viele Einbauten im Untergrund, die uns die Verlegearbeiten erschweren werden“, so Werner Jauch. NEUE WERTE GENERIEREN An der KW Schächen AG sind EWA (51 Prozent) sowie der Kanton (34 Prozent) und die Korporation Uri (15 Prozent) beteiligt. Sie investieren rund 21,4 Millionen Franken in das neue Werk. „Die Investition in das Kraftwerk Schächen wird auch neue Werte generieren“, ist Werner Jauch überzeugt. „Wir steigern die Produktion von sauberem, nachhaltigem Strom aus Urner Wasserkraft und leisten damit einen Beitrag an die Energiestrategien des Bundes und des Kantons Uri. Darüber hinaus bringt das Kraftwerk einen beachtlichen wiederkehrenden volkswirtschaftlichen Nutzen. Von der Gesamtinvestition fließen über 75 Prozent oder 16 Millionen Franken in Form

von Aufträgen an Unternehmen in Uri. Die Wasserzinsen aus dem Kraftwerk belaufen sich künftig auf 240.000 Franken pro Jahr. Weiter generiert der Betrieb zusätzliche Steuereinnahmen für die Gemeinden Bürglen und Schattdorf sowie den Kanton Uri plus neue Wertschöpfung für Uri. Und schließlich sichert das Projekt auch bestehende Arbeitsplätze.“ STROM FÜR 14.000 HAUSHALTE Im Rahmen der Spatenstichfeier nannte Landammann Roger Nager das Projekt „einen wichtigen Meilenstein der Geschichte der Urner Wasserkraft“ und verwies auf dessen große Bedeutung in Hinblick auf die Gesamtenergiestrategie im Kanton Uri. Die große Beteiligung der öffentlichen Hand mit immerhin 49 Prozent sei ein starkes Zeichen für die regionale Wasserkraft, so Nager. Rolf Infanger, Präsident der Korporation Uri, meinte in seiner Ansprache: „Wir im Kanton Uri gehören zu den wenigen Glücklichen, die noch neue Wasserkraftwerke in der Schweiz bauen dürfen. In der heutigen Zeit ist das eine Seltenheit. Möglich wurde das nur, weil die Korporationen Uri und Ursern zusammen mit dem Kanton und mithilfe des SNEE (Schutz-Nutzungskonzept

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ewa.ch 62

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Erneuerbare Energien -Anm.) eine gute Ausgangslage geschaffen haben und das EWA ein großes Engagement an den Tag gelegt hat. Und Werner Jauch meinte abschließend: „Ja, das Projekt ist aufgrund seiner Komplexität eine große Herausforderung. Trotzdem ist es sinnvoll, unsere regionalen Ressourcen auf diese Weise zu nutzen. Strom aus Wasserkraft ist unsere wertvollste Energie.“ Die Terminplanung sieht ein gutes Jahr für die bauliche Umsetzung vor. Ende 2019 soll die neue Ökostromanlage am Schächen seinen Betrieb aufnehmen. Das Kraftwerk wird im Regeljahr rund 16,4 GWh sauberen Strom ans Netz liefern – genug, um rund 3.600 Urner Haushalte zu versorgen. Mit den Kraftwerken Bristen, Gurtnellen und Schächen investiert EWA zusammen mit seinen Partnern insgesamt 65 Millionen Franken in neue Kraftwerke. Diese produzieren rund 62 Millionen kWh Strom für die Versorgung von fast 14.000 Haushalten. Beim Kraftwerk Schächen ist EWA verantwortlich für das Projekt und nach der Fertigstellung für den Betrieb und die Geschäftsführung.

Eckdaten KW Schächen • Kraftwerkstyp: Laufwasserkraftwerk • Ausbauwassermenge: 6,5 m3/s • Bruttofallhöhe: 81 m • Leistung: 4,9 MW • Druckrohrleitung: L = 2.500 m • Stahlwasserbau: Braun • Inbetriebnahme: vorauss. Herbst 2019 • Jahresarbeit total: 16,4 GWh • Investition: ca. 21,4 Mio. CHF • Wasserzinsen: ca. 240.000 CHF/Jahr

Weiterführende Infos unter:

https://kw-schaechen.ch

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Foto: Energie AG/Huemer - www.sigulus.at

Vogelperspektive auf das Kraftwerk Marchtrenk im oberösterreichischen Zentralraum. Nach knapp einjähriger Bauzeit ging der insgesamt 1,3 km lange Fischaufstieg, der jeweils etwa zur Hälfte aus naturnahen Umgehungsgerinnen sowie technischen Vertical-Slot-Fischpässen besteht, im August erstmals in Betrieb.

ENERGIE AG STELLT ÖKOLOGISCHE DURCHGÄNGIGKEIT AN IHREN GRÖSSTEN LAUFWASSERKRAFTWERKEN SICHER An ihren beiden leistungsstärksten Laufwasserkraftwerken, den Anlagen Marchtrenk und Traun-Pucking, errichtet die Energie AG Oberösterreich aktuell zwei Fischaufstiegshilfen. Während die Arbeiten beim Kraftwerk Traun-Pucking noch voll im Gange sind, wurde Ende August der bereits im Probebetrieb befindliche Fischaufstieg am Kraftwerk Marchtrenk im Rahmen eines Medientermins der Öffentlichkeit präsentiert. Dabei erläuterten Technikvorstand Stefan Stallinger und Energie AG Oberösterreich Kraftwerke GmbH-Geschäftsführer Norbert Rechberger den zahlreich anwesenden Medienvertretern die sowohl vom Bauvolumen als auch finanziell hochaufwändigen Projekte. Alleine bei den beiden etwa zehn Kilometer voneinander entfernt gelegenen Traunkraftwerken investiert die Energie AG mehr als 7 Millionen Euro in die von der europäischen Wasserrahmenrichtlinie geforderte Herstellung ökologischer Durchgängigkeit. Beim Kraftwerk Traun-Pucking werden die Gewässerbewohner, gemessen an der Fallhöhe, bald über den höchsten Fischaufstieg Österreichs wandern. te Energie AG-Technikvorstand Stefan Stallinger beim Medientermin Ende August beim neuen Fischaufstieg des Kraftwerks March

trenk. Stallinger erörterte weiter, dass der Gesetzgeber auf Grundlage der europäischen Wasserrahmenrichtlinie (WRRL) der Durch-

Beim rund 10 km flussabwärts gelegenen Kraftwerk Traun-Pucking – das leistungsstärkste Laufkraftwerk der Energie AG – entsteht gemessen an der Fallhöhe der höchste Fischaufstieg Österreichs. Die Inbetriebnahme des insgesamt rund 3,1 km langen Fischaufstiegs wird noch vor dem Jahreswechsel erfolgen.

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n ihren eigenen 35 Lauf- und neun Speicherkraftwerk erzeugt die Energie AG in den Bundesländern Oberösterreich, Salzburg und Steiermark jährlich rund 1.130 GWh Ökostrom. Hinzu kommen weitere rund 1.300 GWh aus jenen Wasserkraftanlagen an der Donau, der Enns und in den Alpen, an denen die Energie AG Strombezugsrechte hält. Als wichtigste heimische erneuerbare Energiequelle nimmt die Optimierung bestehender Kraftwerke naturgemäß einen hohen Stellenwert für das Unternehmen ein. Die Wasserkraft soll – noch mehr als bisher – eine zentrale Rolle bei der Bewältigung der Energiezukunft spielen. Schon jetzt kommen rund zwei Drittel des in Österreich erzeugten Stroms aus Wasserkraftwerken. Für die Umsetzung der Energie- und Klimastrategie soll dieser Anteil weiter steigen, bekräftig-

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Über die Hälfte der neuen Fischaufstiegsstrecke beim Kraftwerk Marchtrenk wurde in Form eines naturnahen Gerinnes ausgeführt.

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Technikvorstand Stefan Stallinger und Energie AG Oberösterreich Kraftwerke GmbH-Geschäftsführer Norbert Rechberger (v.l.) erörterten den Medienvertretern die technischen und ökologischen Details der neuen Fischaufstiegsanlagen.

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gängigkeit von Flüssen für Fische, Krebse und andere Wasserlebewesen für den ökologischen Zustand von Fließgewässern hohe Bedeutung beimisst. Entsprechend werde in der österreichischen Umsetzung der WRRL vorgeschrieben, wie dieses Ziel beispielsweise im Bereich von Wehranlagen und Wasserkraftwerken umgesetzt werden muss. „Das Ziel, den schonenden Umgang mit den natürlichen Ressourcen bei der Umsetzung der WRRL mit der Wirtschaftlichkeit auf einen Nenner zu bringen, ist immer schwieriger zu erreichen“, gab Stallinger außerdem zu bedenken. Um den gesetzlichen Rahmenbedingungen Rechnung zu tragen, hat die Energie AG in den vergangenen Jahren bereits zahlreiche Fisch aufstiegsprojekte in Angriff genommen und umgesetzt. Für den Bau der Fischwanderhilfen bei den Kraftwerken Traun-Pucking und Marchtrenk werden in Summe mehr als 7 Millionen Euro investiert. LEISTUNGSSTÄRKSTE TRAUNKRAFTWERKE NUN AUCH ÖKOLOGISCH TOP Beide Kraftwerke nutzen das hydroenergetische Potential der Traun, einem rechten Nebenfluss der Donau. Der Fluss erstreckt sich von seinem Ursprung im Toten Gebirge in

der Steiermark über eine Länge von insgesamt 153 km und mündet schließlich auf dem Gebiet der oberösterreichischen Landeshauptstadt Linz in die Donau. Entlang ihres zum Großteil durch Oberösterreich mäandernden Verlaufs dient die Traun einer ganzen Reihe von Wasserkraftwerken der Energie AG zur nachhaltigen Stromproduktion. Das in rund dreijähriger Bauzeit errichtete Kraftwerk Marchtrenk befindet sich unweit der Stadt Wels und hat 1980 seinen Betrieb aufgenommen. 1983 wurde die rund 10 km stromabwärts situierte Anlage Traun-Pucking fertig gestellt. Traun-Pucking ist das leistungsstärkste Laufkraftwerk der Energie AG und hat mit seinen beiden Kaplan-Turbinen seit seiner Inbetriebnahme rund 6,6 Milliarden kWh Strom erzeugt. Im Regeljahr produziert die Anlage rund 215 GWh Strom, womit umgerechnet der Energiebedarf von 61.000 durchschnittlichen Haushalten gedeckt werden kann. Das auf eine Ausbauwassermenge von 244 m³/s ausgelegte Kraftwerk Marchtrenk ist gleichzeitig das zweitleistungsstärkste Lauf kraftwerk der Energie AG und nutzt zur Stromgewinnung ebenfalls zwei Kaplan-Turbinen. Bei vollem Wasserdargebot schaffen die Maschinen eine Engpassleistung von 42,8

Unmittelbar nach der Erstinbetriebnahme des Fischaufstiegs Mitte August zeigten sich auch schon die ersten Gewässerbewohner in der Umgehungsstrecke.

MW, im Regeljahr produziert das Kraftwerk rund 173 GWh Strom. KOMBINATION AUS NATURNAHEN UND TECHNISCHEN ABSCHNITTEN Die Bauarbeiten zur Errichtung der neuen Fischaufstiegshilfen bei den zwei Großkraftwerken starteten zeitgleich im September des Vorjahres. An beiden Standorten wurden die Hoch- und Tiefbauarbeiten von der im Kraftwerksbau vielfach bewährten GLS Bau und Montage GmbH aus dem oberösterreichischen Perg ausgeführt. Seine Kompetenz konnte das Mühlviertler Unternehmen unter anderem bereits im Vorjahr beim Ersatzneubau des Energie AG-Kraftwerks in Bad Goisern unter Beweis gestellt. Während der Fischaufstieg in Marchtrenk bereits im heurigen August seinen Probebetrieb aufgenommen hat, werden die Arbeiten in Traun-Pucking noch etwa drei Monate bis Ende des Jahres in Anspruch nehmen. Beide Kraftwerke setzen für die Umsetzung der ökologischen Durchgängigkeit auf eine Kombination aus naturnah angelegten Umgehungsgerinnen und technischen VerticalSlot-Fischpässen, erklärte Geschäftsführer Norbert Rechberger. In Traun-Pucking, wo

Technische Daten KW Marchtrenk

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KW Traun-Pucking

Ausbauwassermenge: 244 m /s Fallhöhe: 19,5 m Turbinen: 2 x Kaplan Generatoren: 2 x Synchron Engpassleistung: 42,8 MW Jahresarbeit: ca. 173,3 GWh Fischaufstieg: Vertical Slot/Naturbach Dotierung: 750 l/s Länge: ca. 1,3 km 3

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Ausbauwassermenge: 200 m3/s Fallhöhe: 24,5 m Turbinen: 2 x Kaplan Generatoren: 2 x Synchron Engpassleistung: 45,8 MW Jahresarbeit: ca. 215 GWh Fischaufstieg: Vertical Slot/Naturbach Dotierung: 750 l/s Länge: ca. 3,1 km

gemessen an der Fallhöhe von 26 m der höchste Fischaufstieg Österreichs entsteht, erstreckt sich der Fischaufstieg über eine Gesamtlänge von ca. 3,1 km. Rund drei Viertel der Umgehung werden dabei als naturnahe Bachstrecke ausgeführt, beim Ein- und Ausstieg setzt man zur Überwindung des Höhenunterschieds auf Vertical-Slot-Pässe. Beim Kraftwerk Marchtrenk gilt es, eine Höhendifferenz zwischen Ober- und Unterwasserbereich von 20 m zu überwinden. Realisiert wurde dies, indem auf einer Strecke von 1,3 km ein insgesamt rund 700 m langes Umgehungsgerinne angelegt wurde. Um auf vergleichsweise geringer Fläche möglichst viel Höhe zu gewinnen, wurden beim Ein- und Ausstiegsbereich sowie im Mittelteil der Aufstiegsanlage Vertical-Slot-Abschnitte errichtet. Die Dimensionierung der insgesamt 143 Betonbecken beim Kraftwerk Marchtrenk und der 176 Becken in Traun-Pucking orientierte sich an der Leitfischart Huchen. „Befüllt sind die Becken jeweils mit natürlichem Sohlsubstrat, wodurch für die Tiere ein zusätzlicher Anreiz zum Aufstieg oder Verweilen innerhalb des Bauwerks geschaffen wird. Bei den naturnahen Bachstrecken sorgen zahlreich platzierte Wurzelstöcke abgestorbener Bäume sowie als Rückzugsorte konzipierte Seitenarme, welchen die Fische zum Laichen nutzen können, für ideale ökologische Bedingungen“, führte Rechberger aus. DOTATION DER FISCHAUFSTIEGSHILFEN VERMINDERT STROMPRODUKTION Insgesamt werden zur fachgerechten Versorgung des neuen Marchtrenker Fischaufstiegs 750 l/s abgegeben, in Traun-Pucking beträgt die benötigte Wassermenge ebenfalls zukünftig 750 l/s. Stallinger betonte, dass im Umkehrschluss das für die Dotierung der beiden Fischaufstiege benötigte Wasser nicht für die Stromgewinnung verwendet werden kann und somit unausweichlich zu einer Minder-

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Wurzelstöcke entlang der naturnah gestalteten Bachstrecke bieten den wanderwilligen Lebewesen der Traun ideale Rückzugsgelegenheiten.

erzeugung an beiden Kraftwerken führen wird. Der errechnete Produktionsverlust für beide Kraftwerke wird dem jährlichen Strombedarf von mehr als 600 durchschnittlichen Haushalten entsprechen. In diesem Zusammenhang wies Stallinger auf das Spannungsfeld zwischen Umweltschutz, Klima- und Erzeugungszielen der erneuerbaren Energien hin: „Wir bekennen uns zum schonenden Umgang mit den natürlichen Ressourcen – bei der Umsetzung der WRRL sind allerdings die ökologischen und ökonomischen Interessen nur mehr schwer auf einen Nenner zu bringen.“ Weiters forderte der Technikvorstand: „Wir wollen Lösungen mit Augenmaß und Hausverstand. Das heißt, dass Wasserkraft nicht ausschließlich als Belastung der Umwelt und Gewässerökologie gesehen werden darf, sondern auch die Vorzüge der erneuerbaren, CO2-freien und nachhaltigen Stromerzeugung aus Wasserkraft und ihre Bedeutung bei der Erreichung der rot-weißroten Energieziele berücksichtigt werden müssen. Es braucht daher ein sorgfältiges Abwägen der Interessen.“ Insgesamt droht der

heimischen Stromversorgung bei der Umsetzung der Richtlinie österreichweit ein Gesamtverlust im Ausmaß von 1.800 GWh, was dem Jahresstromverbrauch von mehr als einer halben Million Haushalten entspricht. Dabei würden auch Umbaukosten von bis zu von 400 Millionen Euro entstehen. Bei den Wasserkraftwerken der Energie AG belaufen sich die Investitionen auf ca. 16 Millionen Euro, die durch die Umsetzung der WRRL entstehen. Eine ganze Reihe von Bautätigkeiten wurde bereits umgesetzt, die derzeit in Bau befindlichen sind die bislang größten im Bereich der Energie AG. Maßnahmen, die sich nachweislich positiv auf die Natur auswirken, werden seitens der Energie AG aber seit jeher forciert. Um bei der Vielzahl der ökologischen Anforderungen aber auch die richtigen Maßnahmen zu setzen, sind in vielen Bereichen noch weitere Forschungen notwendig. Die Energie AG unterstützt daher aktiv auch Forschungsprojekte, die nach effizienten Lösungen suchen und dabei speziell auch die Auswirkungen auf die Stromerzeugung berücksichtigen.

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Zwei jeweils 19 m breite, stählerne Wehrklappen werden an den beiden Wasserfassungen des derzeit im Bau befindlichen Doppel-Kraftwerksprojekts Mestiachala 1 & 2 installiert. Sie stammen – wie der gesamte Stahlwasserbau – vom österreichischen Branchenspezialisten Braun Maschinenfabrik.

ÖSTERREICHISCHE STAHLWASSERBAUTECHNIK BESTEHT HERAUSFORDERUNGEN IM SÜDKAUKASUS Für eine Gesamtinvestitionssumme von rund 65 Millionen US-Dollar werden aktuell zwei leistungsstarke Ausleitungskraftwerke am Fluss Mestiachala in der bekannten Svaneti-Region in Georgien errichtet. Zusammen werden die beiden Anlagen, die eine Kaskade bilden, auf eine installierte Leistung von 50,7 MW kommen. Das Projekt, das von einem Joint Venture aus der Georgia Capital Gruppe und der österreichischen RP Global Investment betrieben wird, befindet sich mittlerweile in der letzten Phase seiner Realisierung. Als Partner für die gesamte Umsetzung wurden durchwegs erfahrene Branchenspezialisten ins Boot geholt. Im Bereich Stahlwasserbau setzte man etwa auf die Kompetenz und das Know-how von Braun Maschinenfabrik aus Vöcklabruck. Rund 250 Tonnen Stahlwasserbauteile lieferten die Oberösterreicher in den Südkaukasus. Die Montagearbeiten sollen noch in diesem Jahr abgeschlossen werden.

m ihre Abhängigkeit von ausländischen Energieimporten zu reduzieren, setzt die georgische Regierung auf eine der ganz großen Qualitäten des Landes: die Wasserkraft. Bereits heute deckt die georgische Wasserkraft rund 80 Prozent des Strombedarfs ab. Mit Stand Ende 2015 waren in dem Land am Kaukasus circa 70 Wasserkraftwerke mit einer gesamten installierten Leistung von 2.730 MW in Betrieb. Geprägt von einer gebirgigen Topographie und ausgeprägtem Wasserreichtum ist Georgien ein klassisches „Wasserkraftland“. Das ist natürlich auch mit Nachteilen verbunden: Zwar können die Stromüberschüsse im Sommer in die angrenzenden Nachbarländer exportiert werden, doch in den Niederwasserphasen im Winter ist man immer noch von vorrangig fossiler

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Energie aus dem Ausland abhängig. Um die eigene Autarkie zu stärken, ist man in Georgien daher schon seit einigen Jahren um den weiteren Ausbau seiner Wasserkraftressourcen bemüht. Nach 2004 wurden dafür bereits die politischen Weichen gestellt, sodass mittlerweile auch ausländische Investoren auf den Wasserkraftausbau im Kaukasus setzen. Ein Musterbeispiel dafür: das Doppelprojekt Mestiachala 1 & 2, an dem seit Sommer letzten Jahres gebaut wird. STRATEGISCHER WASSERKRAFTAUSBAU „Das ist ein weiterer Schritt in Richtung unserer Energieunabhängigkeit“, sagte der georgische Energieminister Kakha Kaladze anlässlich der Spatenstichfeier Anfang Juli letzten Jahres. Er verwies in seiner Rede zudem auf

den Ausbau der lokalen Infrastruktur und die Arbeitsplätze für die Menschen in der Region auf der Baustelle, die mit dem Kraftwerksprojekt einhergehen. Entwickelt wurde das Projekt von Svaneti Hydro, einem Joint Venture der Georgia Capital Gruppe, die 65 % der Anteile hält, und der RP Global Investment, auf die die restlichen 35 Prozent entfallen. Bei der Georgia Capital Gruppe handelt es sich um eine Investment-Plattform, die an der Londoner Börse notiert ist. Die RP Global Investment ist ein internationaler, strategischer Investor und Betreiber aus Österreich mit über 30-jähriger Erfahrung im Bereich der erneuerbaren Energien. Zusammen haben die beiden Partner eine strategische Ausrichtung entwickelt, um die regenerativen Energieressourcen in Georgien auszubauen. Rund

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Per Tieflader wurden die einzelnen Bauteile für die Wehrklappen von Vöcklabruck auf die über 3.000 km lange Reise geschickt.

500 MW Leistung sollen in Sonne, Wind und Wasserkraft installiert werden. Die Wasserrechte für das Doppelprojekt sicherten sich das Joint Venture im Rahmen einer internationalen Ausschreibung. In den Jahren 2014 und 2015 wurde jeweils eine Absichtserklärung mit der georgischen Regierung für die Umsetzung der Wasserkraftprojekte in der Svaneti-Region unterzeichnet. „Wir haben sehr viel Unterstützung vom georgischen Energieministerium erfahren, das entschlossen ist, Georgiens enormes Energiepotenzial auszubauen“, meinte dazu Gerhard Matzinger, CEO von RP Global. 50 MW AUS 5 TURBINEN Konkrekt handelt es sich bei den beiden Kraftwerken Mestiachala 1 & 2 um Ausleitungskraftwerke am gleichnamigen Fluss Mestiachala in der Gemeinde Mestia. Rund 207 m Fallhöhe stehen dabei den zwei baugleichen Peltonturbinen im KW Mestiachala 1 zur Verfügung. Diese sind auf ein Schluckvermögen von jeweils 6 m3/s ausge-

legt und kommen auf eine Engpassleistung von etwa 23,7 MW. Ganz ähnlich stellt sich die Gefällstufe von KW Mestiachala 2 mit 229 m dar. Allerdings kann die Anlage dank einer zusätzlichen Wasserfassung am Fluss Chalaati um weitere 6 m3/s Triebwasser einziehen. Damit erreichen die drei installierten Peltonturbinen, ebenfalls ausgelegt auf je 6 m3/s, eine Engpassleistung von rund 30 MW. Insgesamt weisen beide Anlagen somit drei Wasserfassungen, zwei Ausgleichsspeicher und zwei Krafthäuser auf. Imposant vor allen Dingen auch das Rohrleitungssystem. Für die Oberliegeranlage wurden Stahlrohre-Rohre über eine Länge von 1.900 m verlegt, beim Unterliegerwerk 3.800 m GFK-Rohre plus 3.460 m Stahl, in Summe sogar 7.260 m. 250 TONNEN STAHLWASSERBAUTEILE Bei einem derart umfangreichen Wasserkraftprojekt kommt natürlich auch einer soliden Stahlwasserbau-Ausrüstung höchste Bedeutung zu. Daher fiel die Wahl der Verantwortlichen auf ein Branchenunternehmen, das seit

Auch die gesamten Seitenschleifbleche wurden im BraunWerk gefertigt. Aktuell ist der Großteil bereits montiert.

Jahrzehnten Stahlwasserbaulösungen auf höchstem Niveau anbietet – und das weltweit: die Braun Maschinenfabrik. „Wir haben den Auftrag im Juli 2016 erhalten, wobei wir das Enddesign aller Bauteile von Herbst 2016 bis Mai letzten Jahres erarbeitet haben. Produziert wurden die gesamten Bauteile bei uns im Werk dann über ein knappes Jahr hinweg bis April dieses Jahres“, erzählt Michael Habring, Projektleiter von Braun Maschinenfabrik. Insgesamt liefert das Unternehmen aus Vöcklabruck die komplette stahlwasserbauliche Ausrüstung für die drei Wehranlagen, die beiden Speicherbecken und die Krafthäuser, inklusive der gesamte Hydraulik, Elektrik und Steuerung. Das macht in Summe 250 Tonnen an Stahlwasserbaukomponenten, die von Oberösterreich mittlerweile in den Südkaukasus geliefert wurden. „Es waren rund 20 Lkw, die den langen Weg – immerhin rund 3.300 km Wegstrecke – bewältigt haben“, so Habring. Die erste Lieferung erfolgte im Juni letzten Jahres, bei der die gesamten Ankerplatten mit ca. 15 Tonnen für die beiden Kraftwerke transportiert wurden. Seit Juli dieses Jahres befinden sich sämtliche Stahlwasserbaukomponenten in Mestia. INDIVIDUELLE LÖSUNGEN INKLUSIVE Der Lieferumfang der Braun Maschinenfabrik stellt sich durchaus beachtlich dar. Neben zwei 19 m breiten Wehrklappen für die beiden Wasserfassungen am Mestiachala Fluss beinhaltete dieser auch eine weitere stählerne Wehrklappe mit einer Breite von 10,5 m am Fluss Chalaati. Hinzu kommen mehrere Dammbalken Armierungen, GrundablassSchütze, drei Grobrechen für die drei Wasserfassungen, sowie jeweils einen Feinrechen für die beiden Speicherbecken. Die Ausgleichsbecken wurden darüber hinaus von Braun Maschinenfabrik mit jeweils einem Enteisungssystem ausgerüstet. Außerdem kommt hier jeweils eine Seilrechenreinigungsmaschine an den Speichern zum Einsatz. Diese Maschinen

Technische Daten

Foto: Braun

KW Mestichala I

KW Mestichala II

• Ausbauwassermenge: 12 m3/s

• Ausbauwassermenge: 18 m3/s

• Fallhöhe: B: 207 m N: 197 m

• Fallhöhe: B: 229 m N: 198

• Leistung: 23,7 MW

• Leistung: 30 MW

• Druckrohrleitung: L = 1.800 m

• Druckrohrleitung: L = 7.260 m

• Stahlwasserbau: Braun

• Wehrklappe: 19 x 3 x 2,8 m

• Wehrklappe1: 19 x 3 x 2,8 m

• Inbetriebnahme: vorauss. Ende 2018

• Wehrklappe2: 10,5 x 3 x 2,8 m • Inbetriebnahme: vorauss. Ende 2018

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Visualisierung des Maschinenhauses

Foto: Braun

Foto: convex

Die Stauklappen wurden als geteilte Komponenten geliefert und vor Ort unter der Leitung des Braun-Montageteams verschweißt.

setzen seit Jahrzehnten aufgrund ihrer Effizienz bei der Reinigung von tiefen Feinrechen die Standards und genießen daher einen ausgezeichneten Ruf. Abgerundet wird das gesamte Stahlwasserbau-Paket durch die Hydraulik, die dazugehörige elektrotechnische Ausrüstung und die Steuerungseinheiten. Was die Stahlwasserbaulösungen von Braun auszeichnet, ist der Umstand, dass in ihnen nicht nur jede Menge Know-how steckt, sondern dass diese oft auch individuelle Antworten auf spezifische Anforderungen darstellen. Für die beiden Kraftwerke am Mestiachala Fluss wurden anstelle von herkömmlichen Einlaufregulierschützen, welche den Zulauf zu den Zwischenspeicherbecken regulieren sollten, Klappen eingebaut. „Dies hat den Vorteil, dass diese über ein Gegengewicht verschließbar sind und somit den Speicher im Fall der Fälle vor Überflutung schützen. Bei Energieausfall schließen sich also die Klappen selbsttä-

tig, ohne Energiezufuhr von außen“, erklärt der Projektleiter von Braun. STAUKLAPPE FÜR TRANSPORT HALBIERT Mit Stand Mitte September befindet sich das Montageteam unter der Führung von Braun Maschinenfabrik mitten in der Montage der Hauptkomponenten, wie etwa dem Einbau der 19 x 3 m großen Stauklappen. Diese wurden für den Transport und aufgrund der Situation vor Ort in der Mitte auseinander getrennt und werden im eingebauten Zustand nun wieder verschweißt. „Wir haben mit den gesamten Montagearbeiten im Juli dieses Jahres begonnen. Aufgrund einiger Terminanpassungen ist der Zeitpunkt ein wenig nach hinten gerutscht. Dennoch befinden wir uns noch im Zeitplan.“ Mittlerweile sind mehr als 80 Prozent der Armierungen und Seitenschleifbleche bereits montiert. Im Oktober steht der Start der Installation von Hydraulik und Steuerung auf

Innovations for waterpower all over the world.

dem Programm. Dafür wird sich ab Mitte Oktober ein zweiter Spezialmonteur für Elektrik und Inbetriebnahme von Vöcklabruck aus auf den Weg nach Mestia machen. Derzeit arbeiten zwei getrennte Montagemannschaften an den beiden Kraftwerksanlagen. Es deutet alles darauf hin, dass mit Ende November die Vorab-Inbetriebnahme erfolgen kann – immer vorausgesetzt, dass auch das Wetter mitspielt. ERSTER QUALITÄTSBEWEIS IN GEORGIEN Für die Braun Maschinenfabrik stellt der Auftrag im Nordwesten Georgiens nicht nur einen weiteren Kompetenzbeweis im internationalen Umfeld dar, sondern ist zugleich der erste Einsatz in dem Land am Kaukasus. Die Verantwortlichen des oberösterreichischen Branchenspezialisten freuen sich daher zu Recht, dass man im Rahmen dieses Kraftwerksprojektes die große Kompetenz und Qualität auf breiter Front unter Beweis stellen konnte. Schließlich gilt Georgien durchaus noch als auf strebender Hoffnungsmarkt für die Wasserkraft. Die beiden Kraftwerke, die vermutlich noch vor dem Jahreswechsel ihren Betrieb aufnehmen werden, stellen einen nicht unwesentlichen Baustein in der Energiestrategie Georgiens dar. Deren Ausführung könnten zudem Mustercharakter für noch folgende Projekte haben.

Trash Rack Cleaning Systems Hydro Mechanical Equipment BRAUN Maschinenfabrik Ges.m.b.H. Gmundner Str. 76 4840 Vöcklabruck / AUSTRIA E-Mail:office@braun.at

MASCHINENFABRIK

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Fotos/Screenshots: Jank

Jank-Eigenkraftwerk Aching an der Mattig im oberösterreichischen Innviertel bei Sonnenuntergang. Der in vierter Generation geführte Familienbetrieb setzt für die Automatisierung seiner Komplettlösungen auf die selbst entwickelte Leittechnik „JaPPOS“ (Jank Power Plant Operating System).

20 JAHRE DIGITALE KRAFTWERKSSTEUERUNG MIT JaPPOS Mit dem Einsatz von elektronischen Turbinenreglern als Standardausführung hat der oberösterreichische Wasserkraft-Allrounder Jank GmbH bereits1977 als einer der ersten Hersteller die kommende Marschrichtung für die Kleinwasserkraftbranche vorgegeben. Gut 40 Jahre später ist man diesem Innovationstrieb nach wie vor treu. Heute und morgen werden die Kraftwerke von Jank mit dem innovativen digitalen Leitsystem JaPPOS, das heuer bereits seinen 20. Geburtstag feiert, effizient und leistungsstark betrieben. *Ein Gastbeitrag der Jank GmbH

n den späten 90er Jahren entstand der Wunsch, Kraftwerke aus der Ferne überwachen zu können. Schon damals existierten industrielle Lösungen, um Daten zur übertragen. Die Lösungen waren aber meist wenig praktikabel, zu unhandlich und meist auch viel zu teuer, um ein paar wichtige Kraftwerksdaten zu übermitteln. Johann Jank, zuständig für die Elektrotechnik bei dem mittlerweile in der vierten Generation geführten Familienbetrieb, erinnert sich an die erste derartige Entwicklung, die im Rahmen eines Projektes 1996 entstand: „Man konnte mit einem handlichen elektronischen Gitarrenstimmgerät die aktuelle Turbinenleistung der Kraftwerke per Telefon abfragen. Eine Mikroprozessoreinheit erzeugte bei einem Anruf aufgrund der aktuellen Kraftwerksleistung einen entsprechend hohen Ton, der einem Wert auf einem handelsüblichen Gitarrenstimmgerät entsprach. Mit den aufkommenden Mobiltelefonlösungen ging das sogar mobil, sehr unkompliziert, schnell und günstig – sehr smarte Lösung.“ DIE ANFÄNGE VON JaPPOS Doch man ruhte sich nicht auf solchen pfiffigen Ideen aus, sondern wollte mehr. Die nächsten Meilensteine waren Terminallösungen, mit denen die Kraftwerksbetreiber durch

die damals immer günstiger werdenden Analogmodems direkt Zugriff auf die digitale Kraftwerkssteuerung hatten und auch steuernd eingreifen konnten. Durch die enge Verknüpfung der Kraftwerksteuerungstechnik mit einer grafischen Visualisierung sowie der Fernabfrage entstand schlussendlich 1998 die Basis für das „Jank Power Plant Operating System“, kurz JaPPOS. Damit konnte man sich per Mobiltelefon und Laptop zum jeweiligen Kraftwerk verbinden und das komplette Kraftwerk steuern. Auch die ersten Webcams zur Überwachung der kritischen Stellen, wie

Rechenreinigung und Wehranlage, wurden installiert. JaPPOS HEUTE Das Kraftwerksbetriebssystem JaPPOS bildet bei Jank heute die zentrale und solide Basis für die Kraftwerksautomatisierung. Die Kraftwerke sind weltweit rund um die Uhr über eine intuitive Benutzeroberfläche erreichbar. Die Anlagensteuerung ist dabei komplett ineinander übergreifend: Das Kraftwerk wird als eine Einheit gesehen und nicht als eine Ansammlung von einzelnen Steue-

Visualisierung mit JaPPOS am Beispiel des Kraftwerks Aching.

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JaPPOS soll bei seiner kommenden Version zum 20. Geburtstag zur Anwendung auf Geräten mit Touch-Bedienung noch weiter optimiert werden.

rungsmodulen etwa für Rechenreinigung, Wehrklappe und Turbine. Auch bei den Steuerungsfunktionen geht man nicht immer ausgetretene Pfade. Mit einem patentierten Spülverfahren werden zum Beispiel durch eine umfangreiche Auswertung der kompletten Kraftwerksdaten Turbinensätze proaktiv gespült – und zwar bereits bevor ein Leistungsabfall erkennbar ist. So wird das Maximum aus den vorhandenen Ressourcen herausgeholt. Praktisch alle Neuentwicklungen werden zuerst bei Jank-eigenen Kraftwerken auf Herz und Nieren getestet, bevor sie bei Kundenprojekten eingesetzt werden. „Uns ist es enorm wichtig, dass die Anlagen unserer Kunden extrem stabil laufen. Bei uns gibt es keine Software nach dem Bananenprinzip, die erst beim Kunden reift“, so Siegfried Jank, Entwicklungsleiter bei Jank über die im Lauf der Jahre stetig weiter optimierte Leittechnik.

HOCHKOMPATIBLE LEITTECHNIK Aufgrund der langjährigen Erfahrung ist JaPPOS nach wie vor so aufgebaut, dass ein Anlagenbetrieb auch ohne anfällige PC-Technik möglich ist. Siegfried Jank ergänzt: „Selbst Industrie-PC-Technik ist nach längstens 10 Jahren überholt. Spätestens wenn es keine Updates für die Betriebssysteme mehr gibt und neuere System auf der alten Hardware nicht mehr laufen, würde ein meist teurer Steuerungstausch bevorstehen.“ Hier geht man bei Jank nicht die heute üblichen Wege. Der Kern der Steuerungstechnik basiert daher auf robuster und langlebiger SPS-Hardware. Visualisierung und Datenbanksystem laufen davon unabhängig auf gängiger PC-Hardware und werden ständig weiterentwickelt, um mit den neuesten Entwicklungen kompatibel zu bleiben. Die Datenbanksysteme und die Benutzeroberfläche mit der Visualisierung laufen auf weit verbreiteten Desktop- und

JaPPOS steht bei einem der bundesweit größten Hochwasser-Rückhaltebecken im oberösterreichischen Teichstätt seit über zehn Jahren höchst erfolgreich im Einsatz.

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Serverbetriebssystemen, wie Microsoft Win dows, Linux oder MacOS von Apple. Prinzipiell wollen die Innviertler möglichst unabhängig von Hardware bleiben. Es werden alle gängigen SPS- Hersteller unterstützt, - auch wenn man natürlich intern mit den Produkten der Bernecker + Rainer Industrie-Elektronik GmbH, die 2017 vom Automatisierungskonzern ABB übernommen wurde, einen Favoriten hat. Somit ist eine rasche Ersatzteilverfügbarkeit garantiert. EIN KOMMUNIKATIONSFREUDIGES SYSTEM Heute sind praktisch alle JaPPOS-Systeme direkt über das Internet erreichbar. Dazu werden in der Regel DSL-Zugänge oder neu erdings vor allem auch günstigere und schnellere LTE-Verbindungen genutzt. Einige Sonderfälle mit Satellitenanbindung, die aufgrund ihrer Lage funktechnisch von der Außenwelt abgeschnitten sind, konnten ebenfalls realisiert werden. Verbindungen zur Kraftwerksteuerung werden per PC/Laptop oder einfach über Smartphone und Tablet hergestellt. Gängige mobile Betriebssysteme wie iOS, Android oder Windows Mobile werden allesamt unterstützt. Auch innerhalb des Kraftwerkes gibt man sich kommunikationsfreudig: JaPPOS ist ein wahres Sprachentalent und spricht standardmäßig mit vielen Steuerungsprotokollen, aber auch mit zahlreichen digitalen Sensoren, Leistungsmessgeräten und Netzschutzgeräten. „Man kann sagen, wir haben JaPPOS von Haus aus mehrsprachig erzogen“ ergänzt Siegfried Jank schmunzelnd. Schnittstellen zu weiteren Fremdsystemen können aufgrund der offenen Architektur zügig nachgerüstet werden. Eine vollständige Fernwartungsmöglichkeit ist selbstverständlich. JaPPOS DECKT BREITES ANWENDUNGSSPEKTRUM Praktisch fast alle von Jank gelieferten Kraftwerke laufen mit JaPPOS. Nur bei sehr wenigen Projekten werden externe Automatisierungstechniker durch den Kunden beauftragt oder es wird eine spezielle Lösung gewünscht, der Jank auch sehr gerne nachkommt. Manche Kunden kommen erst mit der ersten Anlage auf den richtigen Geschmack: „Ein Kunde hat nach der ersten JaPPOS-Installation die Nachrüstung seines kompletten Kraftwerkparks in Auftrag gegeben. Innerhalb weniger Jahre wurden 16 Kraftwerke verschiedenster Typen auf einen einheitlichen leittechnischen Standard gebracht. Das war durchaus eine Herausforderung, bei der wir in Sachen Steuerungstechnik viel Wissen und wertvolle Erkenntnisse gewonnen haben!“, so Siegfried Jank. Doch mit JaPPOS können nicht nur Kraftwerke gesteuert und über-

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Technik wacht werden. Das robuste und vielfältige System kommt zum Beispiel auch beim Hochwasserschutz zum Einsatz. In Kombination mit den bewährten Stahlwasserbau- und Pumpenlösungen aus eigenem Hause kann Jank hier ebenfalls als Komplettanbieter auftreten. ZUKUNFT, TRENDS, „INTERNET OF THINGS“ Die neueste Version von JaPPOS, die jetzt zum 20. Geburtstag erscheint, wird noch umfassender für die Bedienung per Smartphone und Tablet optimiert. Mit der JaPPOS Powercloud steht bereits die nächste Innovation für die breite Anwendung in den Startlöchern. Durch eine konsequente Weiterentwicklung von JaPPOS werden demnächst alle Kunden zusätzlich eine moderne Cloud-Lösung nutzen können. Datenaufbereitung und Datenbanksysteme wandern von den Kraftwerken weg, hin zu einem hochverfügbaren und sicheren Rechenzentrum. Die Kommunikation erfolgt zukünftig verschlüsselt und gesichert über ein Webportal ähnlich wie beim Online-Banking. Damit bietet man eine hochfunktionale und benutzerfreundliche Lösung, mit der sich jederzeit schnell und komfortabel alle relevanten Kraftwerksdaten online abrufen lassen. Dazu gehören unter anderem Leistungsdaten, Statistiken zur Erzeugung sowie

Johann Jank, Leiter Elektrotechnik (l.) und Entwicklungschef Siegfried Jank vertrauen auf ihre selbst entwickelte und bei den Eigenanlagen ausgiebig getestete Leittechnik. Mit der „JaPPOS Powercloud“ steht eine kommende Innovation für breite Anwendungen schon in den Startlöchern.

Pegel und Durchflüsse. In letzter Zeit wird die Übermittlung einzelner Daten an Behörden etc. immer wichtiger. Auch dafür stellt das Portal eine hervorragende Schnittstelle mit exakter Trennung der Daten zur Verfügung. Um beim Einstieg in das Portal die wichtigsten Daten sofort auf einen Blick verfügbar zu haben, wurde ein frei konfigurierbares Dashboard entwickelt. Mit diesen Lösungen ist

man bei Jank für das „Internet of Things“ und Industrie 4.0 bestens gerüstet. Bei einem Punkt wird man laut Siegfried Jank trotz den großartigen Möglichkeiten, die die digitale Welt von heute und morgen bietet, immer standhaft bleiben: „Ein stabiler Anlagenbetrieb ist oberstes Ziel und muss auch immer unabhängig von Cloud und Internet möglich sein!“

JaPPOS Powercloud führt alle relevanten Kraftwerksdaten zusammen.

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SORGLOS-LÖSUNGEN FÜR HYDROAPPLIKATIONEN Die Butterfly-Ventile in den Zulaufleitungen von Wasserturbinen (Inlet-Valves) sind eine typische Anwendung für das OILES-Gleitlager der Baureihe 500SP1-SL464.

iele namhafte Anlagenbauer und Zulieferer zeigen wieder Flagge auf der HYDRO-Konferenz, europäischen die dieses Jahr von 15. bis 17. Oktober in Danzig stattfindet. Auch Gleitlager-Spezialist OILES ist wieder mit von der Partie. Er wird am Stand 78 der begleitenden Ausstellung speziell jene Produkte aus seinem großen Portfolio zeigen, die maßgeschneidert sind für den Einsatz in der Hydrotechnik. Den Fokus legt der weltweit agierende Hersteller diesmal insbesondere auf die Verbundwerkstoff-Lösungen Fiberflon GH und OS sowie die Bronzelager der Baureihe OILES #500. In allen Varianten handelt es sich um selbstschmierende Gleitlager, die seit vielen Jahren in LowSpeed- und Long-Run-Konstruktionen im Stahlwasserbau, im Wasserturbinenbau und in der Kraftwerkstechnik im Einsatz sind. Da sie allesamt auf den Einsatz zusätzlicher, externer SchmierstoffVersorgungen verzichten können, erweisen sie sich gerade unter ökologischen Gesichtspunkten als Ideallösung für den hydrotechnischen Anlagenbau. Der Entwicklung wartungsfreier Gleitlager aus modernen Werkstoffverbunden widmet sich OILES schon seit über 60 Jahren. Besonders innovative Hydrotechnik-Lösungen sind dem japanischen UnternehAnwendungsfall Schleusentor: Im Schleusenbau, bei der Konstruktion von Turbinen oder in der Offshore-Technik ermöglichen die selbstschmierenden Gleitlager von OILES die Konstruktion wartungsfreier und umweltfreundlicher Langzeit-Lösungen.

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Fotos: OILES Cooperation

Die Hydrotechnik ist eines der großen Einsatzgebiete für die Gleitlager von OILES. Innerhalb seines breit gefächerten Portfolios bietet OILES den Hydrotechnik-Ingenieuren gleich mehrere innovative Gleitlager-Lösungen für die Realisierung wassertechnischer Low-Speed-Applikationen Herausragend sind dabei vor allem die Composite-Lager Fiberflon in den Varianten GH und OS sowie die Bronzelager mit Festschmierstoff SL464 und SL464LT der renommierten Baureihe #500. Ob im Schleusenbau, bei der Konstruktion von Turbinen oder in der OffshoreTechnik – überall ermöglichen diese selbstschmierenden Gleitlager die Konstruktion wartungsfreier und umweltfreundlicher Langzeit-Anwendungen.

men auf diesem Gebiet mit dem Fiberflon OS sowie dem neuen Fiberflon GH gelungen. Diese nichtleitenden und korrosionsfreien Kompositionen aus Spezialgewebe, Phenolharz bzw. Polyester und PTFE-basierten Additiven sind sehr leicht und überzeugen mit niedrigen Reibungskoeffizienten bei zugleich minimaler Quellneigung und hoher Beständigkeit gegenüber vielen Chemikalien. In tribologischer Hinsicht zeigen sie sich konventionellen Kunststoff-Gleitlagern deutlich überlegen. COMPOSITE-LÖSUNG FÜR TURBINENWELLEN Das Fiberflon OS ist für die Wasserschmierung geeignet und punktet bei Einsatztemperaturen von -40 °C bis +90 °C mit einer außergewöhnlich guten Dimensionsstabilität. OILES empfiehlt es insbesondere für die Gleitlagerung der Hauptwellen von Wasserturbinen. Es ist ausgelegt für stattliche Umdrehungsgeschwindigkeiten von bis zu 20 m/s und erträgt dabei mechanische Druckbelastungen von bis zu 10 N/mm². Im Ruhezustand kann es hingegen statische Lasten von bis zu 252 N/mm² aufnehmen. Seine Zugfestigkeit liegt bei 76 N/mm² und seine Biegesteifigkeit gibt OILES mit 101 N/mm² an. Das Verbundwerkstoff-Gleitlager Fiberflon GH gehört zu den neusten Entwicklungen von OILES und wurde speziell als Konstruktionselement für die Winkelverstellung der Leitschaufeln (Wicket-Gates) der Hydroturbinen konzipiert. Es ist ebenfalls für die Wasserschmierung geeignet, verfügt als dritte Materialkomponente über einen Anteil an ungesättigtem Polyester und eignet sich auch für die Anwendung in verschmutztem Wasser. Sein Haupteinsatzgebiet sind kleinste Oszillationen und Low-Speed-Rotationen mit Geschwindigkeiten von bis zu 8.38 mm/s unter Druckbelastungen von bis zu 24.5 N/mm². Die Zugfestigkeit des Fiberflon GH liegt mit bis zu 100 N/mm² etwas höher, die Biegesteifigkeit mit 95 N/mm² hingegen etwas niedriger als bei der Fiberflon-Variante OS.

HYDRO

Technik

Das Compositelager Fiberflon OS von OILES eignet sich für die Lagerung der Hauptwellen von Wasserturbinen. Es ist ausgelegt für Umdrehungsgeschwindigkeiten von bis zu 20 m/s und erträgt dabei mechanische Druckbelastungen von bis zu 10 N/mm².

BEWÄHRTE KLASSIKER Wegen ihrer hohen Zuverlässigkeit und Umweltfreundlichkeit in hydrotechnischen Anwendungen seit vielen Jahrzehnten bewährt sind auch die vielseitigen Bronzelager der Produktlinie #500 von OILES. Sie bestehen aus hochwertigen Speziallegierungen und sind auf den ersten Blick identifizierbar an ihren blauen oder grünen Festschmierstoff-Reservoirs aus PTFE. Zum Einsatz kommen sie zum Beispiel für die Realisierung von radialen, axialen und oszillierenden Gleitlagerstellen im Schleusen-, Turbinen- und Brückenbau sowie auch für die Befestigung von Wellen- und Gezeitenkraftwerken, Offshore-Anlagen und Windkraftanlagen am Meeresboden. Zudem sind sie ein wichtiges Konstruktionselement für die ButterflyVentile in den Zulaufleitungen von Wasserturbinen (Inlet-Valves). Vielfach als Optimallösungen erwiesen haben sich in diesen Hydrotechnik-Anwendungen vor allem die OILES-Gleitlager mit Festschmierstoff SL464 und SL464LT der Baureihe #500. Sie sind ausgelegt für statische Belastungen von bis zu 150 N/mm² und können dynamische Lasten von bis zu 49 N/mm² aufnehmen. Bei Umgebungstemperaturen von -40°C bis +60°C bzw. +80°C überzeugen

Das Verbundwerkstoff-Gleitlager Fiberflon GH (im Bild grün) gehört zu den neuesten Entwicklungen von OILES und wurde hier als Innenring eines sphärischen Lagers eingesetzt.

sie mit hervorragenden Gleiteigenschaften. Im Unterwasser- und Salzwassereinsatz punkten sie mit echten Sorglos-Qualitäten, da sie über sehr viele Jahre störungs-, verschleißund wartungsfrei sowie ohne externe Schmierstoffzufuhr arbeiten. Erst jüngst hat das SL464LT in den Benchmarkings namhafter Hydrotechnik- Kunden von OILES in vielen Parametern wesentlich besser abgeschnitten als die Vergleichsprodukte des Wettbewerbs. Dieses Bronzelager ist speziell für Minimalbewegungen bei niedrigen Wassertemperaturen bestens geeignet. Es ist vor allem der technologische Dreifacheffekt aus Eigenschmierung, hoher Betriebssicherheit und langer Lebensdauer, der die OILES-Bronzelager sowohl für die Hersteller der hydrotechnischen Anlagen als auch deren Betreiber so attraktiv macht. Denn der Aufwand für die Wartung und Instandhaltung dieser Lagertypen ist verschwindend gering. Das ist vor allem deshalb so bedeutend, weil die Lager meist im (Unter-)WasserBereich verbaut und nur schwer zugänglich sind. Hinzu kommt ein weiterer Pluspunkt, der heute nicht hoch genug eingeschätzt werden kann: Da die selbstschmierenden OILES-Gleitlager prinzipiell ohne die Versorgung mit zusätzlichen Schmiermitteln aus-

Die Bronzelager der OILES-Produktlinie 500SP1-SL464 bestehen aus hochwertigen Speziallegierungen und sind identifizierbar an ihren blauen PTFE-Reservoirs. Zum Einsatz kommen sie zum Beispiel für die Realisierung von radialen, axialen und oszillierenden Gleitlagerstellen im Schleusen-, Turbinen- und Brückenbau.

kommen, sind sie in der Praxis ein überaus umwelt- und gewässerschonendes Konstruktionselement. VIELE FORMEN UND GROSSE DURCHMESSER OILES liefert seine Hydrotechnik-Gleitlager grundsätzlich in vielen verschiedenen Ausführungen und Varianten. Charakteristische Bauformen sind runde Buchsen sowie Flanschbuchsen, Gleitplatten und Anlaufscheiben. Dabei können die Lager beeindruckende Abmessungen erreichen – Gleitlager- Buchsen mit Durchmessern von >2.000 mm sind für OILES keineswegs die Ausnahme. Weit verbreitet in der Hydrotechnik, etwa bei der Realisierung von Kugelgelenk-Kinematiken, sind auch Gleitlager in Kalottenform oder sphärischer Ausführung. Von großer Bedeutung sind gerade in der Hydrotechnik außerdem die hohen Kompetenzen des OILES-Engineering bei der Entwicklung kundenspezifischer Sonderlager und individueller Speziallösungen. Auf der HYDRO 2018 in Danzig werden insbesondere die Experten der deutschen Vertriebsund Entwicklungsgesellschaft von OILES, die ihren Sitz in Ober-Mörlen bei Frankfurt/ Main hat, ausführlich über dieses Thema informieren.

Das Bronzelager 500SP1-SL464LT von OILES hat in den Benchmarkings namhafter Hydrotechnik-Kunden wesentlich besser abgeschnitten als die Vergleichsprodukte des Wettbewerbs. Es eignet sich speziell für Minimalbewegungen bei niedrigen Wassertemperaturen.

Oktober 2018

HYDRO

Fotos: Gersag

Technik

Der innovative Deckenkran von Gersag Krantechnik AG kann optimal in die Kaverne eingepasst werden. Bei der Montage des rund 20 t schweren Krans wurden die Kranaufhänge-Kassetten jeweils mit 8 m langen Ankern mit dem Berggestein verbunden.

INNOVATIVE KRANTECHNIK IM KRAFTWERK INNERTKIRCHEN VERHILFT ZU KÜRZERER BAUZEIT Die Kraftwerke Oberhasli AG in Innertkirchen gehen in die Offensive und investieren in das über 70-jährige Wasserkraftwerk, um noch bessere Nutzungsziffern zu generieren. Die unter dem Vorsitz der STRABAG AG, die innerhalb der ARGE AKI die Federführung und den Vorsitz der Technischen Leitung bekommen hat, konnte die Firma Gersag Krantechnik AG in der Nebenkaverne (INN1E) einen 20 t Deckenkran liefern und montieren. Dadurch können viele Logistikprobleme gelöst und die Bauzeit reduziert werden.

as Großprojekt der Kraftwerke Oberhasli AG zur Verbesserung und Aufwertung des Wasserkraftwerkes Innertkirchen steht unter der technischen Leitung der STRABAG AG und beinhaltet nebst den diversen Neben- und Hauptstollen den Neubau der zentralen Nebenkaverne. Für den gesamten Ausbruch der Nebenkaverne (B 18 x L 44 x H 16 m) und den Nebenund Hauptstollen werden mehr als 20.000 m³ Gestein herausgesprengt. Die Sprengungen erfolgen von oben nach unten (Scheitel – Sohle – Schacht). Nach dem Scheitelausbruch wurde die Gewölbesicherung mit den Kranaufhänge-Kassetten für die Kranbahn, wegen der geringen Arbeitshöhe, fertiggestellt. Hier beginnt die innovative Kranbaulösung der Gersag Krantechnik AG.

Oktober 2018

BEGEHBARER ZWEITRÄGER-DECKENKRAN MIT FUNKFERNSTEUERUNG In enger Zusammenarbeit mit den Ingenieuren der STRABAG AG sowie der Gersag, konnte der 20 t Zweiträger-Deckenkran samt Kranbahnen konstruiert, geliefert und montiert werden. Beachtenswert ist die optimale Einpassung in das Gewölbe der Kaverne. So definierte man eine Spurweite von nur 12 m und kam dank großem Überhang (je Seite 2.75 m) auf einen Hakenweg von enormen 14,5 m. Der rund 16.000 kg schwere Deckenkran und die Seilwinde sind rundum begehbar und mit einem Geländer gesichert. Für das „saubere“ Laufverhalten der Kranbrücke auf den Kranbahnen, konstruierte man Schienenräumer, um den größten Flugschmutz vorweg zu reinigen.

Gesteuert wird der Deckenkran über die ergonomische Funkfernsteuerung. Standardmäßig werden die Fahrmotoren stufenlos angetrieben (Frequenzsteuerung). DER BERG LEBT - DIE KRANBAHN AUCH Es ist ein Spiel mit den geologischen Verhältnissen unter Tag. So entstehen im Verlaufe des weiteren Ausbaus in die tiefe immer wieder minimale Verschiebungen, die Auswirkungen auf die Gewölbestruktur haben. Diese Bewegungen übertragen sich wiederum auf die Aufhängungen und direkt auf die 44 m langen Kranbahnen. Diese Veränderungen passieren, obwohl jede einzelne Kranaufhänge-Kassette mit einem rund 8 m langen Anker mit dem Berggestein verbunden ist.

HYDRO

Technik

Entsprechend der Situation und Aufgabenstellung überzeugen die Ingeneure bei Gersag mit ausgeklügelten Individuallösungen. Eine davon ist die stufenlos geregelte Hubgeschwindigkeit die sich an der Hublast orientiert, und das spart Zeit und bares Geld.

Um diesen Begebenheiten gerecht zu werden, musste man auf spezielle, sogenannte „schwimmende Kranfahrwerke“ zurückgreifen. Diese Kranfahrwerke ermöglichen einen Ausgleich der Gewölbestruktur von 0 - 3 cm horizontaler und 0 – 6 cm vertikaler Richtung. Diese Ingenieurs Lösung hat sich sehr bewährt und überzeugt in Sachen Sicherheit. BRISANTE HUBMOTORENTECHNOLOGIE - ZEIT IST GELD Obwohl die Kavernenhöhe mit 16 m ausgelegt wurde, hat man trotzdem örtlich einen Zugang zu den Schächten, die bis zu 30 m tief sind. Dies waren die Voraussetzungen für die Hubhöhe des zu definierenden Seilzuges. Man entschied sich aus ökonomischen und technischen Vorteilen auf die stufenlose S-Motorentechnologie vom Seilzughersteller SWF. Das Hubwerk mit der S-Technologie erfüllt die Einzig-

GRENZENLOSE MÖGLICHKEITEN SEIT 25 JAHREN

artigkeit, dass bei 100 Prozent Last eine maximale Hubgeschwindigkeit von 16 m/min und bei fortlaufend abnehmender Last eine steigende, bis zu einer 150-prozentig schnelleren Hubgeschwindigkeit von maximal 24 m/min abgerufen werden kann. Zeit ist Geld - daher auch der Einbau des Deckenkrans, denn die Einsparungen an Logistik- und Arbeitsaufwänden haben sich jetzt schon mehr als ausbezahlt. Die Möglichkeit, ein so zuverlässiger Zweiträger-Deckenkran allzeit abrufbar zu haben, optimiert viele Arbeits- und Installationsschritte. Nach Beendigung des Gesamtprojektes wird der Deckenkran rückgebaut. Solche Sonder- und Speziallösungen sind die Stärken des Schweizer Kranbauherstellers Gersag in Reiden. Es könnte auch Ihr Partner für schwere Lasten sein.

Im Bereich individuell entwickelter Industriekrane ist GERSAG Schweizer Marktführer. Wir verstehen Ihr Schwerlast-Problem und entwickeln als Innovationstreiber eine spezifisch auf Ihre Bedürfnisse angepasste Lösung. Unser Servicepaket umfasst Angebote wie Prozessoptimierung, Wartung, Reparatur, Umbauten, Modernisierungen sowie Miet- und Schulungsangebote. Mit GERSAG sind wir ein Kran-Leben lang an Ihrer Seite.

GERSAG Krantechnik AG Industriestrasse 22 CH-6260 Reiden

Tel +41 (0)62 749 11 11 Fax +41 (0)62 749 11 12 info@gersag-kran.ch www.gersag-kran.ch

Oktober 2018

HYDRO

Bei seiner 21. Ausgabe fand das „Internationale Anwenderforum Kleinwasserkraftwerke“ am 27. und 28. September zum ersten Mal in Freiburg im Breisgau statt.

Foto: zek

Veranstaltung

EXPERTENTAGUNG UND BRANCHENTREFF BEIM 21. INTERNATIONALEN ANWENDERFORUM IN FREIBURG Das in der Branche allseits geschätzte „Internationale Anwenderforum Kleinwasserkraftwerke“ war auch bei seiner 21. Ausgabe Ende September im südwestdeutschen Freiburg ein voller Erfolg. Für die Fachtagung am 27. und 28. des Monats im gediegenen Ambiente des Konzerthauses im Stadtkern hatten die Veranstalter erneut ein hochinteressantes Programm zusammengestellt. Die durchwegs lebendig und informativ gestalteten Expertenbeiträge zirkulierten in einem thematisch breiten Bogen um die Bereiche Recht, Wirtschaft, Politik und natürlich Technik. Ergänzend zu den im Konzertsaal abgehaltenen Vorträgen nutzten eine Vielzahl an Unternehmen und Veranstaltungssponsoren das Tagungsumfeld zur Präsentation ihrer Produkte und Dienstleistungen. Insgesamt drei Exkursionen zu historischen und modernen Kleinkraftwerken oder eine Besichtigung der Zentrale eines bekannten Turbinenbauers standen abschließend auf dem Programm. Kommendes Jahr zieht es die Veranstaltung weiter Richtung Süden in die Schweiz.

ach seinem Gastspiel im südtirolerischen Brixen im Vorjahr sollte das alljährliche Branchentreffen 2018 zum ersten Mal in Freiburg im Breisgau stattfinden. In seinem Grußwort wies der fachliche Gesamtleiter Stephan Heimerl darauf hin, dass das aus dem Schwarzwald nach Freiburg fließende Wasser seit vielen Jahrhunderten energetisch genutzt wird. Mehrere Wasserkraftstandorte in und um Freiburg, darunter einige Anlagen an der Dreisam, wurden in den vergangenen Jahren modernisiert, noch weitere sollen bald folgen. Darüber hinaus hat die Wasserkraftnutzung in der grenzüberschreitenden Metropolregion Oberrhein eine ebenso lange Tradition, womit die viertgrößte Stadt Baden-Württembergs einen idealen Ort für die international orientierte Veranstaltung

Oktober 2018

darstellte. Mit dem Konzerthaus im belebten Stadtkern hatten die Organisatoren definitiv eine hervorragende Wahl getroffen, das auf zwei Tage angelegte Forum konnte sich angenehm mit seiner gepflegten Atmosphäre auszeichnen. BREITE THEMENFELDER ANGESPROCHEN Zum offiziellen Veranstaltungsbeginn am Donnerstag begrüßte Organisator Werner Warmuth von der PSE Conferences & Consulting GmbH das Publikum und übergab danach das Wort an Stephan Heimerl. Dieser umriss mit seinen einleitenden Worten das Grundkonzept des bereits zum 21. Mal stattfindenden Internationalen Anwenderforums Kleinwasserkraftwerke. Direkt im Anschluss eröffnete Rita Keuneke vom

Ingenieurbüro Floecksmühle mit dem Beitrag „Wasserkraft im EEG – Erwartungen und Forderungen für die Zukunft“ die Vortragsreihe des ersten Veranstaltungstages. Darauf folgte Martin Bölli, Vorstand des Schweizer Verbandes „Swiss Small Hydro“ und Tagungsbeirat mit dem Vortrag: „Sanierung Wasserkraft in der Schweiz bis 2030: Darstellung des Prinzips und erste Erfahrungen, Ideen, strategische Planung, Konzept“. Um eine Vielzahl an Themen abdecken zu können, beschränkte sich die Präsentationsund Redezeit der Vortragenden auf jeweils 15 Minuten. Zum Abschluss der stets aus mehreren Beiträgen bestehenden Themenblöcke wurde das Publikum in einer Frageund Diskussionsrunde miteinbezogen.

HYDRO

TURBINENTECHNIK, PLANUNG & BAU Die nächsten Beiträge fokussierten das Thema „Turbinentechnik“. Zu Beginn referierte Michael Schober von der österreichischen GUGLER Water Turbines GmbH über „Turbinenlösungen für bestehende Staustufen“. Helmut Benigni von der TU Graz vom Institut für hydraulische Strömungsmaschinen hielt darauf einen Vortrag über „Aktuelle Beispiele optimierter Turbinentechnologien – Möglichkeiten zu Maximierung des Kosten-/Nutzen-Verhältnisses und ‚State-of-the-art‘-Troubleshooting bei Kleinwasserkraftanlagen.“ Der nächste Vortrag wurde von mehreren Verfassern erstellt und befasste sich mit der „Entwicklung und Einsatz einer drehzahlvariablen Diagonalturbine“. Beschlossen wurde dieser Themenblock von Lutz Jurig von der Stellba Hydro GmbH & Co KG mit einem Referat über „Lagerungen und Wellendichtungen von vertikalen Kaplan-Turbinen“. Im Anschluss an die Präsentation der Sponsoren und Aussteller und der Mittagspause drehten sich die folgenden Beiträge um die Themenfelder „Planung & Bau“. Hans-Georg von Wedemayer referierte dabei am Beispiel der

Zwischen den Vorträgen fanden die Teilnehmer ausreichend Zeit für Fachgespräche unter Gleichgesinnten.

Anlage Kraftwerk Fellitobel im Naturschutzgebiet Maderanertal-Fellital über ein herausforderndes Projekt in der Schweiz. Daran anschließend berichtete Fritz Eberlein von der AUF Eberlein & Co. GmbH über seine Erfahrungen beim „Umbau eines 50-mm-Vertikal- auf einen 15-mm-Horizontalrechen“ anhand des adaptierten Wasserkraftwerks Lengers. Der darauf folgende Beitrag behandelte die Anforderungen mittelständischer Unternehmen im internationalen Kleinwasserkraftmarkt. Eine Präsentation über die Vorzüge duktiler Gussrohrsysteme im Wasserkraftbereich beschloss das Themenfeld. Die letzten drei Vorträge des Tages über das brisante Thema Versicherungen stießen trotz streikender Saaltechnik auf breites Interesse im Publikum, wie die anschließende Diskussion zeigen sollte. Ein gemeinsames Abendessen in „Martins Bräu“ in entspannter Atmosphäre beendete den ersten gelungenen Tag des Anwenderforums. UMWELT, TECHNIK & INNOVATION Die ersten beiden Eröffnungsvorträge am Freitag beschäftigten sich mit dem Thema

„Betrieb“. Bernhard Wille-Haussmann von Fraunhofer ISE referierte über „Netzdienstleistungen von Wasserkraftwerken“, Klaus Schneider vom Bundesverband Energiespeicher berichtete über „Batteriespeicher im Kontext von Kleinwasserkraftanlagen“. Dem Thema „Umwelt“ hatten sich die nächsten Fachbeiträge verschrieben. Dabei stellte zuerst Bernhard Mayrhofer von FISHCON sein Konzept der „2-Kammer-Organismuswanderhilfe – von der Idee zur Pilotanlage“ vor. „Untersuchungen zur Geräuschminderung an einem Wasserrad“ behandelte im Anschluss der Vortrag von Reinhard Hassinger von der Universität Kassel. Christian Haas von der I AM HYDRO GMBH beendete das Themenfeld mit seinem Beitrag über den Stand der Technik und Anwendungsbeispiele beim Einsatz von Drohnen zur Datenaufnahme an Gewässern. „Technik & Innovationen“ sollten als Überthemen der finalen drei Forumsbeiträge behandeln. Dazu präsentierte zunächst Manuel Kast von der Schweizer ADEV Energiegenossenschaft Wissenswertes über „Geschiebedetektion für Kleinwasserkraftwerke“. Mit dem folgenden Vortrag „Coanda-Rechen

Zahlreiche Branchenvertreter hatten sich zur Präsentation ihrer Produkte und Dienstleistungen eingefunden.

Fotos: zek

Fotos: PSE GmbH

Veranstaltung

Oktober 2018

HYDRO

Veranstaltung

Foto: PSE GmbH

Frage- und Diskussionsrunde mit dem Publikum jeweils zum Abschluss der Themenblöcke.

– eine innovative Wasserfassung“ behandelte Franco Schlegel vom eidgenössischen Institut für Bauen im alpinen Raum den Stahlwasserbausektor. Als abschließenden Beitrag der Vortragsreihe stellte Werner Jauch vom Elektrizitätswerk Altdorf das „Wasserkraftwerk Bristen – ein Leuchtturmprojekt der Kleinwasserkraft“ vor.

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EXKURSIONEN RUNDEN VERANSTALTUNG AB Für eine ganze Reihe von Tagungsteilnehmern ging es im Anschluss weiter zum anschaulichen Finale des Anwenderforums. Wie es sich bereits in den vergangenen Jahren etabliert hatte, bildeten Exkursionen zu unterschiedlichen interessanten Wasserkraft-Destinationen den praxisbezogenen Abschluss der Veranstaltung. Insgesamt drei Ziele standen den Teilnehmern zur freien Auswahl. Unter anderem wurde eine Führung im historischen Wasserkraftwerk Oberried angeboten, welches ursprünglich 1911 errichtet und 2016 umfassend erneuert wurde. Alternativ konnte zeitgleich das moderne, vor rund fünf Jahren fertig gestellte Kraftwerk Willstätt an der Kinzig begutachtet werden. Als zusätzliche Option stand die Besichtigung der Zentrale des Turbinenbauers Wasserkraft Volk AG in Gutach auf dem Programm. Auf ihrer Onlinepräsenz ziehen die Veranstalter positive Bilanz über das 21. Internationale Anwenderforum Kleinwasserkraftwerke im Breisgau: „Wir blicken zurück auf eine gelungene Veranstaltung mit interessanten Vorträgen und regen Diskussionen in einer einladenden Atmosphäre. Das Anwenderforum in Freiburg bot wieder die Möglichkeiten zu intensivem Dialog und Erfahrungsaustausch zwischen Betreibern, Anwendern, Planern, Experten, Herstellern und genehmigenden Behörden. Wir freuen uns, Sie im nächsten Jahr in der Schweiz begrüßen zu dürfen!“ Mit der Auswahl des Konzerthauses als Tagungsstätte inmitten der belebten Freiburger Innenstadt bewiesen die Veranstalter guten Geschmack.

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Gemeinde Grabs setzt auf neue Leittechnik Bundesforste-Kraftwerk Luggauerbach ist am Netz

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Österreichische Wasserkrafttechnik bewährt sich am Himalaya Schnalstaler Gletscherbahnen erneuern Basis ihrer Stromerzeugung

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