Neues Kraftwerk in Bergheim geht an das Stromnetz
Bergsteigerdorf bringt Maschinensatz auf Stand der Technik
Junge Salzburger machen Traum vom eigenen Kraftwerk wahr
Bahnstromerzeugung von Kraftwerks-Oldie auf neue Beine gestellt
Die Energiebranche braucht smarte Lösungen. Unsere Messtechnik für Füllstand und Druck optimiert Prozesse, steigert die Rentabilität und sichert eine ressourcenschonende Energieversorgung. Für eine Zukunft mit weniger Emissionen und mehr Effizienz. Mit präziser Messtechnik ist erneuerbare Energie nachhaltig und wirtschaftlich rentabel. Alles wird möglich. Mit VEGA.
Mag. Roland Gruber Herausgeber | rg@zek.at
Im Diskurs über die Energieversorgung der Zukunft werden immer wieder einmal Technologien in Konkurrenz zueinander gestellt. Zielführend ist das nicht. Einzelne Erzeugungsformen gegeneinander aufzurechnen oder ideologische Grabenkämpfe zu führen, bringt uns keinen Schritt weiter. Entscheidend ist vielmehr die Frage: Wie gestalten wir ein Energiesystem, das Versorgungssicherheit, Wirtschaftlichkeit und Klimaschutz bestmöglich vereint. Diese Gedanken einmal vorangestellt im Hinblick auf den Umstand, dass in der Schweiz aktuell sehr laut über die Verlängerung der Laufzeiten bestehender AKW und sogar über eine generelle Renaissance der Kernkraft nachgedacht wird. Im Hinblick auf die Stromversorgung im Winter eine sinnvolle Alternative? Was sagen Experten dazu? Beachtenswert ist in diesem Zusammenhang eine brandneue Studie von Stéphane Genoud und Carlo Maino, Experten der Hochschule für angewandte Wissenschaften und Kunst in Sitten VS, die sich auf zwei grundlegende Fragen konzentrierten: Zum ersten, ob AKW in liberalisierten Strommärkten mit hohem Anteil erneuerbarer Energien rentabel betrieben werden können. Und zum zweiten, welche Auswirkungen ein AKW-Ausbau auf die bestehende Wasserkraft-Infrastruktur hätte. Die erste Frage wird von den Energieexperten verneint: In maximal 26 Prozent der Betriebsstunden würde das AKW das Niveau für einen rentablen Betrieb erreichen. Über fast Dreiviertel der Zeit würde es demnach unwirtschaftlich laufen. Die logische Folge wäre, dass man die neuen AKW absichern müsste – und zwar über staatliche Fördergarantien. Und das zöge eine Konsequenz nach sich, die Antworten auf die zweite Frage der Studie liefert: Denn auf Basis einer staatlichen Förderung würde das Angebot an günstigerem Bandstrom nun zunehmen, was natürlich nach den Gesetzen des freien Marktes bedeuten würde, dass andere Energieformen in diesem Bereich unter Druck geraten würden – vor allem die Wasserkraft. Will man den Berechnungen von Genoud und Maino Glauben schenken, würden damit die Einnahmen aus Flusskraftwerken um 29 bis 42 Prozent und für Speicherkraftwerke um 15 bis 19 Prozent sinken. Ein drastisches Szenario, auch wenn die Studienautoren einräumen, dass die Auswirkungen auf die Pumpspeicherkraftwerke nicht zu 100 Prozent verifizierbar seien, da diese ja zugleich von günstigeren Preisen für den Pumpbetrieb profitieren würden. Klar ist, dass eine derartige Gefährdung der Wirtschaftlichkeit der Wasserkraft natürlich auch den Anreiz für Investitionen in Modernisierung, Ökologisierung und Effizienzsteigerung empfindlich dämpfen würde. Für eine Technologie, die seit Jahrzehnten das Rückgrat einer erneuerbaren und flexiblen Stromversorgung bildet, wäre das ein höchst problematisches Signal. Es gilt: Weiterhin die Investitionswirkungen energiepolitischer Entscheidungen bis ins Detail durchzudenken. Denn die Energiewende wird nur durch ein intelligentes Zusammenspiel unterschiedlicher Technologien gelingen. Abschließend möchte ich mich wieder bei allen bedanken, die am Entstehen der vorliegenden Ausgabe mitgeholfen haben. Ich darf Ihnen, liebe(r) Leser(in) eine gute Zeit mit der neuen zek HYDRO wünschen.
Ihr
15. – 16. Oktober 2026 Montforthaus Feldkirch / Vorarlberg
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Zertifizierung und Ausführung nach den anerkannten Regeln der Technik
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Ing. Christian Schwarzenbohler Divisionsleiter Energieerzeugung
+43 676 832 53 164
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PROJEKTE
17 Bergsteigerdorf in Kärnten sorgt für Modernisierungsschub im Kraftwerk Kraftwerk Möll
VERANSTALTUNG
24 Junge Generation macht sich mit Nachhaltigkeitsstandard vertraut Sustainable Hydropower Standard
INTERVIEW
25 „Standards tragen dazu bei, Vertrauen zu generieren Interview Prof. Jian-hua Meng
VERANSTALTUNG
28 Fachtagung Swiss Small Hydro –Rekordkulisse in Thun Fachtagung Kleinwasserkraft
PROJEKTE
29 Emmentaler Kraftwerk mit erneuerter Fassung fit für die Zukunft Kraftwerk Bärau
32 Japanisches Kraftwerk mit Tiroler Technik ans Netz gegangen Kraftwerk Uchiyama
35 Bahnstromerzeugung von Kraftwerksoldtimer auf neuen Beinen Kraftwerk Erlaufboden
ÖKOLOGIE
40 Spatenstich für die längste Fischwanderhilfe am Inn FAH Egglfing-Obernberg
HISTORIE
42 Der Jet d‘eau: Ein Wahrzeichen aus der Wasserkraft geboren Wasserkraftgeschichte
PROJEKTE
43 Junge Salzburger realisieren Traum vom eigenen Wasserkraftwerk KW Ployergrabenbach
PROJEKTE
50 Neues Kraftwerk in der Gemeinde Bergheim geht ans Stromnetz Kraftwerk Muntigl
SCHWERPUNKT
54 Vom Schwingungsschutz zur KI-fähigen Datenbasis Digitalisierung und KI
58 Drohnen und KI machen Talsperren-Inspektionen einfacher Digitalisierung und KI I
60
Klimastadtrat Jürgen Czernohorszky, Bezirksvorsteher-Stv. Mahboobeh Bayat, Bezirksvorsteher Daniel Resch und Wiener Wasser Chef Paul Hellmeier bei der symbolischen Inbetriebnahme des Trinkwasserkraftwerks.
TUNNELBOHRMASCHINE ERREICHT DAS STUBAITAL
Vier Jahre nach dem Start der Vortriebsarbeiten für den Beileitungsstollen konnte kürzlich ein wichtiger Meilenstein für die Erweiterung der TIWAG-Kraftwerksgruppe Sellrain-Silz gefeiert werden. Anfang April 2022 startete die TBM ihre unterirdische Mission im Kühtai. Mit dem Durchschlag im Stubaital konnte jetzt die letzte Etappe erfolgreich beendet werden. Insgesamt musste dazu eine Strecke von 25,6 km Länge für die Beileitung zum neuen Speicher im Kühtai ausgebrochen werden. „Damit ist dieser Stollen einer der längsten einseitig aufgefahrenen weltweit“, freut sich TIWAG-Vorstandsdirektor Alexander Speckle. Unterdessen laufen die Arbeiten im Kühtai planmäßig weiter: Der 113 Meter hohe Damm steht kurz vor der Fertigstellung. Dafür wurden 6,9 Mio. m³ Material im Stauraum, Voraushub und Untertage abgebaut und im Damm wieder eingebaut. Mit einer ca. 500 m breiten Aufstandsfläche und einem Volumen von 6,9 Mio. m³ bildet er eine massive und sichere Talsperre des neuen Speichers Kühtai. Die offizielle Eröffnung des neuen Großkraftwerks ist für 2027 geplant.
KLIMAFREUNDLICHER STROM AUS HOCHQUELLWASSER
Im Juni 2026 nahm Wiener Wasser beim Wasserbehälter Hungerberg in Döbling das 17. Trinkwasserkraftwerk in Betrieb. „Wien treibt die Energiewende voran, um bis 2040 klimaneutral zu werden. Dazu nutzen wir jede erneuerbare Energiequelle, auch das Wiener Hochquellwasser“, betont Klimastadtrat Jürgen Czernohorszky. „Das Quellwasser fließt im freien Gefälle aus den Alpen in unsere Stadt. Auf diesem Weg bestehen Höhenunterschiede, die genutzt werden, um klimafreundlichen Strom zu erzeugen.“ Die Anlage besteht aus 4 Pumpen, die als Turbinen genutzt werden. Diese erzeugen für etwa 700 Haushalte klimafreundlichen Strom, der in das Netz eingespeist wird. Bei Bedarf kann die Anlage als Pumpwerk genutzt werden, um zu jeder Zeit die Wasserversorgung zu gewährleisten. Das ist zum Beispiel der Fall, wenn Arbeiten an den Hochquellenleitungen stattfinden. In diesem Fall wird das Trinkwasser in höher gelegene Wasserbehälter gepumpt. Mittlerweile wird mit den Trinkwasserkraftwerken so viel Öko-Strom erzeugt, dass der Strombedarf einer Stadt wie Wiener Neustadt gedeckt werden könnte.
Mehr als 50 Prozent der rund 7.300 Wasserkraftanlagen wären von der drastischen Regelung bundesweit betroffen.
BEDROHT
Der aktuelle Referentenentwurf zur Novelle des ErneuerbareEnergien-Gesetzes (EEG 2027) aus dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie führt in der deutschen Kleinwasserkraftbranche zu erheblicher Verunsicherung. Die vorgesehene Abschaffung der Einspeisevergütung für Anlagen unter 25 kW würde insbesondere kleine Wasserkraftanlagen sowie weitere dezentrale Erzeugungsformen spürbar treffen. Dabei basiert die 25-kW-Schwelle auf einer pauschalen Größenabgrenzung, die technologieunabhängig angewendet wird. Eine alleinige Betrachtung der installierten Leistung (kW) greift jedoch zu kurz, da sie die tatsächliche Stromerzeugung und Systemwirkung nur unzureichend abbildet. Für die Bewertung der energiewirtschaftlichen Relevanz ist vielmehr die erzeugte Jahresarbeit (kWh) entscheidend. Gerade kontinuierlich einspeisende Technologien wie die Wasserkraft leisten durch ihre 24/7-Verfügbarkeit eine dauerhaft systemstabilisierende Stromerzeugung mit hohen Volllaststunden.
Der systemdienliche Mehrwert der kleinen Wasserkraftwerke wird im aktuellen Förderdesign nicht angemessen berücksichtigt.
Das Kraftwerk Ōhakuri ist eine von drei Kraftwerksanlagen am Waikito Fluss in Neuseeland, die von Andritz umfassend modernisiert werden.
ANDRITZ MODERNISIERT KRAFTWERKE IN NEUSEELAND Mercury NZ Limited hat den Technologiekonzern ANDRITZ mit der Lieferung von 9 neuen Turbinen und 13 neuen Generatoren für die umfassende Modernisierung der Wasserkraftwerke Maraetai I, Ātiamuri und Ōhakuri in Neuseeland, die insgesamt etwa 10 % des neuseeländischen Stroms liefern, beauftragt. Das Projekt wird eine zuverlässige Stromversorgung unterstützen, die Leistung der Kraftwerke deutlich erhöhen und damit die Nutzung erneuerbarer Energien in Neuseeland weiter stärken. Durch die Modernisierung der in den 1950er- und 1960er-Jahren errichteten Anlagen wird deren installierte Gesamtleistung von derzeit 376 MW um rund 76 MW erhöht, die jährliche Stromerzeugung um 87 GWh gesteigert und langfristig ein zuverlässiger Betrieb sichergestellt. ANDRITZ ist für Konstruktion, Fertigung, Installation, Tests und Inbetriebnahme der Komponenten sowie der Zusatzausrüstung verantwortlich. Die Fertigung erfolgt in den ANDRITZ-Produktionsstätten in Österreich.
Vertragsunterzeichnung in Neuseeland: links Anton Schindele (ANDRITZ Hydropower) und Stewart Hamilton (Mercury NZ Ltd.)
IMPRESSUM: Herausgeber: Mag. Roland Gruber | Verlag: Mag. Roland Gruber e.U. zek-Verlag · Brunnenstraße 1 · 5450 Werfen · office@zek.at · M. +43 664 115 05 70 · www.zek.at | Chefredaktion: Mag. Roland Gruber · rg@zek.at · M. +43 664 115 05 70 | Redaktion: Mag. Andreas Pointinger · ap@zek.at | M. +43 664 22 82 323 | Anzeigenleitung & PR-Beratung: Mario Kogler, BA · mk@zek.at · M. +43 664 240 67 74 | Druck: Druckerei Roser · 5300 Hallwang | Verlagspostamt 5450 Werfen · P.b.b. „03Z035382 M“ · Grundlegende Richtlinien: zek HYDRO ist eine parteiunabhängige Fachzeitschrift für Wasserkraft | Abopreis Österreich: € 83,00 · Ausland: € 94,00 · inklusive Mehrwertsteuer | zek HYDRO erscheint 6x im Jahr | Auflage: 8.000 Stück · ISSN: 2791-4089 · 24. Jahrgang.
EWZ NIMMT NEUES DOTIERKRAFTWERK IN BETRIEB
Am Wehr Burvagn des ewz-Kraftwerks Tiefencastel West im Kanton Graubünden wurden bauliche Maßnahmen umgesetzt, damit die gesetzlich erforderliche Restwassermenge abgegeben werden kann. Zudem ist ein kleines, neues Kraftwerk entstanden: Mit diesem Dotierkraftwerk nutzt ewz das Restwasser auch zur Stromproduktion. Nach einer Bauphase von fast zwei Jahren hat ewz im Mai das neue Dotierkraftwerk Burvagn in Betrieb genommen. Die Anlage ist Teil der Konzessionsverlängerung des Kraftwerks Tiefencastel West. Der Zürcher Stadtrat hatte rund 4 Mio. Franken für den Bau des Kraftwerks bewilligt. Das Dotierkraftwerk stellt sicher, dass in der Restwasserstrecke der Julia jederzeit genügend Wasser verbleibt. Gleichzeitig wird die bestehende Höhendifferenz am Wehr Burvagn für die Stromproduktion genutzt. Möglich wird dies durch eine vertikalachsige Kaplanturbine, die flexibel auf die stark schwankenden Restwassermengen reagieren kann. Mit der neuen Anlage produziert ewz jährlich zusätzlich bis zu 1 Gigawattstunde erneuerbaren Strom
Christian Weichselbraun übernahm mit 1. Juni 2026 die Verantwortung für den Betrieb der VERBUND-Donaukraftwerke Ybbs-Persenbeug, Melk, Altenwörth, Greifenstein, Freudenau und Nußdorf am Donaukanal. Sein Vorgänger, Heinz Allmer, trat nach 20 Jahren in der Position der Werksgruppenleitung den Ruhestand an. Der gebürtige Kärntner durchlief unterschiedliche Bereiche mit Fokus auf Instandhaltung, Neubau und den Betrieb von Wasserkraftwerken. In den letzten Jahren war er als Projektleiter für die Revitalisierung und Effizienzsteigerung von bestehenden VERBUND Fluss- und Speicherkraftwerken in Österreich und Bayern verantwortlich. Seit 2016 verantwortete er zusätzlich als Leiter des Sachgebiets „Hydraulische Maschinen Niederdruck“ ein Team von Expert:innen, welche für die Erstellung von Machbarkeitsstudien, für technische Bewertungen und für die Projektkoordination von Maschinenbauprojekten in der Wasserkraft zuständig sind. Die 6 Donaukraftwerken liefern mehr als 10 Prozent der Jahresstromerzeugung Österreichs.
Anlieferung der Einlaufturbine der Hauptmaschine in den 1970ern. Die zwei Francis-Pumpturbinen weisen eine Leistung von 164 MW auf.
Seit 1976 liefert das Pumpspeicherkraftwerk Langenprozelten als einziges Pumpspeicherkraftwerk im Stromnetz der Deutschen Bahn abrufbaren Spitzenlast-Bahnstrom und stabilisiert damit den Zugverkehr – zuverlässig, schnell verfügbar und CO2-frei in der Erzeugung. Mit einer installierten Leistung von 164 MW und einer Speicherkapazität von rund 950 MWh steht die Anlage beispielhaft für die Rolle von Pumpspeichern als entscheidendes „Werkzeug der Energiewende“ auch für die Mobilität mit der Bahn. „Wir freuen uns, dass wir den 50. Geburtstag einer Anlage feiern können, die mit einer Verfügbarkeit von über 95 Prozent Spitzenwerte markiert“, so Jürgen Damm, Leiter der Kraftwerksgruppe Pumpspeicher der Uniper Kraftwerke.
Rund 500.000 Kilowattstunden regenerativen Strom erzeugt das neue Kraftwerk an der traditionsreichen Hainmühle im Regeljahr.
Wie mehrere deutsche Regionalmedien berichteten, wurde unlängst an der Hainmühle bei Betziesdorf in Mittelhessen ein neues modernes Wasserkraftwerk offiziell eingeweiht. Es handelt sich um eine Anlage an einem höchst traditionsreichen Wasserkraftstandort, an dem nachweislich seit dem Mittelalter die Kraft der Ohm genutzt worden ist. Nun wurde die Anlage neu konzipiert und mit Wasserkraftequipment der neuesten Generation ausgerüstet. Konkret wurde eine vertikale KaplanTurbine mit einer installierten Leistung von etwa 75 kW installiert. Wie es in den Regionalmedien hieß, soll die Anlage im Durchschnittsjahr grünen Strom im Ausmaß von etwa 500.000 kWh liefern. Ausreichend, um damit etwa 115 hessische Haushalte mit Grünstrom zu versorgen.
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Beim Wasserkraftwerk Traun-Pucking der Energie AG trainierten die Einsatzkräfte für den Ernstfall.
KOORDINIERTE EINSATZÜBUNG BEI TRAUNKRAFTWERK
Am 9. Mai fand beim oberösterreichischen Wasserkraftwerk Traun-Pucking eine umfassende Einsatzübung der Freiwilligen Feuerwehr Traun, des Roten Kreuzes Traun sowie der Wasserrettung Traun statt. 78 Einsatzkräfte nahmen an der Übung teil. Ziel der Einsatzübung war es, verschiedene Notfallszenarien zu simulieren und die Zusammenarbeit zwischen den Einsatzorganisationen zu trainieren. Die Teilnehmer:innen trainierten verschiedene Szenarien, darunter die Rettung einer vermissten Person während einer Schleusenwartung. „Als Energie AG legen wir besonderen Wert auf die gute Zusammenarbeit mit den Einsatzkräften und unterstützen sie gerne bei der Übung. Mit dem Kraftwerk Traun-Pucking haben wir für die einsatztaktische und die rettungstechnische Durchführung eine herausfordernde Umgebung zur Verfügung gestellt“, betont Peter Stöckler, Geschäftsführer der Energie AG Erzeugung.
Die Koordination der Einsatzkräfte stand im Fokus der Übung.
Die neue Francis-Turbine des Traditionskraftwerks Hüttenberg stammt vom Kärntner Wasserkraftspezialisten EFG Turbinenbau.
In Hüttenberg im Görtschitztal wurde Mitte April von Kelag und Kärnten Netz das erneuerte Kraftwerk sowie das erneuerte Schaltwerk Hüttenberg in Betrieb genommen. Im vergangenen Jahr wurden die beiden Anlagen saniert und modernisiert, insgesamt wurden 2,7 Mio. Euro investiert. „Durch den Einbau des neuen Maschinensatzes im Kellergeschoß und den Neubau des Unterwasserkanals konnten wir die Stromerzeugung dieses Kraftwerkes um 27 Prozent auf nunmehr 2,8 Millionen Kilowattstunden steigern, das ist eine deutliche Verbesserung der Effizienz“, erläuterte Kelag-Vorstand Reinhard Draxler. Der Maschinensatz verfügt über eine Leistung von 521 kW. „Wir konnten alle Aufträge zur Sanierung und Modernisierung des Kraftwerkes Hüttenberg an heimische Unternehmen vergeben und so zur Wertschöpfung in unserem Land beitragen“, betonte Reinhard Draxler.
Das Regelarbeitsvermögen der Anlage im Kärntner Görtschitztal konnte auf 2,8 Mio. kWh erheblich gesteigert werden.
Die Profis der Jank GmbH erledigten im Juni die fachgerechte Montage der Turbinensaugrohre für das neue Wasserkraftwerk an der Ager in Oberösterreich.
ZWEI TURBINENSAUGROHRE BEIM WANKHAMER WEHR MONTIERT
Mit dem erfolgreichen Einbau der beiden Turbinensaugrohre erreicht das neue KWG-Wasserkraftwerk an der Wankhamer Wehr im oberösterreichischen Vöcklabruck die nächste wichtige Bauphase. Die tonnenschweren Bauteile – zur Gänze von JANK Hydropower im oberösterreichischen Jeging vorgefertigt – wurden im Juni präzise positioniert. Mit dem Erreichen dieses Meilensteins schreitet das Projekt plangemäß und zügig voran. Im nächsten Schritt werden die bei der Jank GmbH bereits in der Fertigung befindlichen zwei Kaplan-Turbinensätze eingebaut. Das zukunftsweisende Projekt an der Ager wird künftig rund 10,8 Millionen Kilowattstunden umweltfreundlichen Strom pro Jahr erzeugen und damit etwa 3.000 regionale Haushalte mit 100 Prozent Ökostrom versorgen. Neben diesem wichtigen Beitrag zur nachhaltigen Energiewende verbessert das Kraftwerk durch moderne Schutzmaßnahmen zudem die Hochwasserabflusssituation und sorgt für mehr Sicherheit für die lokale Bevölkerung.
Roderich Braun, Wirtschafts-Landesrat Markus Achleitner, Lennart Braun und Martin Braun (v.li.)
Der oberösterreichische Wirtschafts-Landesrat Markus Achleitner setzt bei seiner Arbeit einen Schwerpunkt auf das vielschichtige Thema der Energiewende. Vor diesem Hintergrund besuchte der Landespolitiker am 21. April auch das Vöcklabrucker Technologieunternehmen Braun Maschinenfabrik. Im Anschluss an ein Pressegespräch, bei dem es um aktuelle wirtschaftliche Rahmenbedingungen sowie die Herausforderungen und Chancen der Energiewende für den Industriestandort ging, folgte eine Führung durch die Produktionsbereiche und Abteilungen. Dabei stellten die Verantwortlichen von Braun Maschinen, Technologien und Arbeitsprozesse vor und erläuterten deren Bedeutung für Effizienz, Innovation und nachhaltige industrielle Wertschöpfung. Aktuell werden bei Braun gerade die Stahlwasserbauteile für das in Bau befindliche Kraftwerk Traunfall der Energie AG fertiggestellt. Braun Maschinenfabrik ist heute weltweit tätig und nicht zuletzt für seine hochqualitativen Stahlwasserbauteile und Rechenreinigungsmaschinen bekannt.
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Der Energiespeicher Riedl gilt als Schlüsselprojekt für die Energietransformation in Bayern und Österreich.
Die VERBUND Tochter Donaukraftwerk Jochenstein AG hat am 2. Juni 2026 beim Landratsamt Passau die Anordnung der sofortigen Vollziehung des Planfeststellungsbeschlusses für den Energiespeicher Riedl an der Grenze zwischen Oberösterreich und Bayern beantragt. Dieser Schritt ermöglicht die Projektumsetzung parallel zu den laufenden Klageverfahren und verhindert Verzögerungen von mehreren Jahren bei diesem wichtigen Infrastrukturprojekt. Der Energiespeicher Riedl ist als europäisches Projekt von gemeinschaftlichem Interesse („Project of Common Interest“) ein wichtiger Baustein für die Energiezukunft in Bayern und Österreich. Mit einer Speicherkapazität von 3,5 GWh und einer Leistung von mehr als 300 MW soll das Pumpspeicherkraftwerk einen wichtigen Beitrag zur Integration der volatilen erneuerbaren Energien leisten. „Das Projekt wurde 15 Jahre auf Herz und Nieren geprüft und erfüllt alle umweltrechtlichen, technischen und wirtschaftlichen Anforderungen. Der Planfeststellungsbeschluss berücksichtigt die Stellungnahmen der verschiedenen Fachbehörden und enthält umfangreiche Schutzmaßnahmen für Mensch und Natur. Nach unserer festen Überzeugung wird dieser der gerichtlichen Überprüfung standhalten. Mit dem Antrag auf Sofortvollzug setzen wir ein klares Bekenntnis zu diesem für die Energie-Resilienz wichtigen Infrastrukturprojekt“, betont VERBUND-CEO Michael Strugl.
Visualisierung vom Oberbecken des Energiespeichers Riedl
Geschäftsführer Hannes Taubinger, Bürgermeisterin Berta Staller, Pfarrer Wieslaw Wesolowski, Anna und Hannes Taubinger sen. und Lhstv. Josef Geisler (v.li.) bei der Eröffnung.
ERÖFFNUNG VON KRAFTWERK TABERBACH MITTELSTUFE Ende Mai wurde die neu errichtete Mittelstufe der Kraftwerkskette Taberbach im Bezirk Lienz, Osttirol, im Beisein von Landeshauptmann-Stellvertreter Josef Geisler offiziell in Betrieb genommen. Das Kraftwerk hat eine Leistung von 1,5 MW. Gemeinsam mit der Ober- und Unterstufe ergibt sich eine Leistung von insgesamt knapp über 2 MW, wodurch rund 450 Stromkunden künftig mit umweltfreundlichem Wasserkraftstrom versorgt werden können. Hannes Taubinger, Geschäftsführer der Anton Kittel Mühle Plaika GmbH und Präsident von Kleinwasserkraft Österreich, zeigte sich erfreut: „Mit der Fertigstellung des Projekts am Taberbach ist es gelungen, die Energieversorgung für die Gemeinden Ainet und Schlaiten zukunftsfit zu machen.“ Energiereferent Landeshauptmann-Stellvertreter Josef Geisler unterstrich die Bedeutung der Wasserkraft für Tirols Energiezukunft: „Die heimische Wasserkraft ist ein zentraler Baustein auf unserem Weg zur Energieunabhängigkeit. Auch die Kleinwasserkraft spielt dabei eine zentrale Rolle. Mit der Modernisierung der Mittelstufe der Kraftwerkskette am Taberbach wird die nachhaltige und regionale Stromversorgung in Osttirol weiter gestärkt. Solche Projekte schaffen Versorgungssicherheit, halten die Wertschöpfung im Land und machen uns unabhängiger von fossilen Energieimporten.“
National supporting organizations:
Host and organiser:
International supporting organizations:
Aqua-Media International is pleased to welcome the global hydropower and dams community to HYDRO 2026 for three days of sessions and an exhibition, preceded by training workshops, and followed by study tours. The elegant city of Bologna will provide a perfect backdrop for discussions on global issues: challenges and opportunities of the energy transition; new technology; AI; safety and risk; project finance; environmental protection; helping developing countries to unlock their hydro potential... and more.
Visit: www.hydropower-dams.com/hydro-2026
Die Europäische Kommission hat seit langem an einer Novelle der Wasserrahmenrichtlinie gearbeitet. Die Praxis zeigt, dass die aus dem Jahr 2000 stammende Richtlinie in vielen Punkten einer Anpassung bedarf. Schon seit längerem steht etwa fest, dass es keinem Mitgliedstaat gelingen wird, die Vorgaben der Richtlinie bis zum 22.12.2027 zu erfüllen. Das Ziel der Herstellung eines guten ökologischen und eines guten chemischen Zustands in allen Oberflächenwasserkörpern wird schlicht verfehlt. Bemerkenswert ist zudem der Umstand, dass 50 % aller Wasserkörper als erheblich verändert gelten. Es gibt also genug Anpassungsbedarf. Ende April wurde nun die Änderungsrichtlinie (EU) 2026/805 im Amtsblatt veröffentlicht.
Die Novelle legt den Schwerpunkt auf strengere Schutzvorschriften für Oberflächengewässer und Grundwasser. So wurde die Liste der Stoffe, die für Oberflächengewässer und Grundwasser schädlich sind, aktualisiert und es wurden Normen eingeführt, die das kumulative Risiko kombinierter Stoffe berücksichtigen.
Es gibt allerdings auch positive Nachrichten für Kraftwerksbetreiber:innen: Kurzfristige negative Auswirkungen auf eine oder mehrere Qualitätskomponenten eines Wasserkörpers, die durch ein Projekt verursacht werden, sind künftig grundsätzlich zulässig und führen nicht zu einer Verschlechterung (Art 4 Abs 7a neu)
Dabei dürfen die negative Auswirkung nach einem Jahr, bei biologischen Qualitätskomponenten nach höchstens drei Jahren nicht mehr feststellbar sein.
Folgende Bedingungen müssen dabei erfüllt werden:
a) Die negative Auswirkung ergibt sich nicht aus direkten Einleitungen, Emissionen oder Verlusten eines Schadstoffs.
b) Das Eintreten der negativen Auswirkung wird vorab zuverlässig bewertet und es wird der Schluss gezogen, dass nach einem Jahr oder bei biologischen Qualitätskomponenten nach höchstens drei Jahren keine negativen Auswirkungen auf die betroffenen Wasserkörper geben wird.
c) Es erfolgt eine ex-post Überprüfung
d) Alle praktikablen Minderungsmaßnahmen werden ergriffen.
e) Eine Zusammenfassung der wichtigsten durchgeführten Tätigkeiten, die einschlägigen Ergebnisse der ex-post-Überprüfungen und den Maßnahmen zur Minderung negativer Auswirkungen sind im Bewirtschaftungsplan enthalten.
Auch die Verlagerung von Wassern oder Sedimenten wird ermöglicht, sofern es nicht zu einer Nettozunahme der Schadstoffbelastung kommt (Art 4 Abs 7b neu). Hiefür sind umfangreiche Voraussetzungen zu erfüllen, die an dieser Stelle nicht wiedergegeben werden können.
Dr. Berthold Lindner
Berthold Lindner berät und begleitet Wasserkraftbetreiber:innen bei der Umsetzung von Projekten und im laufenden Betrieb. Als Mitautor des WRG-Kommentars von Oberleitner/Berger ist er als kompetenter Ansprechpartner im Wasserrecht bundesweit tätig.
Auf den ersten Blick sehr interessant ist auch die Neufassung von Art 4 Abs 1. Die Bestimmung sieht die Zielerreichung spätestens 15 Jahre nach Inkrafttreten der vorliegenden Richtlinie vor. Dabei könnte der Eindruck erweckt werden, dass sich die Europäische Union angesichts der oben dargelegten Problematik mit der Zielerreichung auf eine Neufestsetzung der Zielerreichung geeinigt hat. Eine solche Auslegung lässt sich jedoch aus den Erwägungsgründen nicht ableiten. Die geänderte Fassung des Art 4 Abs 1 zielt wohl eher darauf ab, die neu geschaffenen Ausnahmen nach Art 4 Abs 7a und 7b aufzunehmen. Für diese Auslegung spricht insbesondere auch der Umstand, dass die Bestimmung im Übrigen unverändert ist und sich auch im gesamten Prozess zur Konsensfindung für die Richtlinie die Problematik mit der Nichterreichung des Zielzustandes nicht erörtert wurde.
Die oben angesprochenen Probleme der maßgeblichen Verschärfung des Verschlechterungsverbots und der Unmöglichkeit der Zielerreichung durch die Mitgliedstaaten bleiben daher vorerst ungelöst. Als kleiner Lichtstreifen am Horizont ist aber darauf hinzuweisen, dass die Europäische Kommission unmittelbar nach Erlassung der Novelle den Diskussionsprozess für eine weitere Novelle der Wasserrahmenrichtlinie gestartet hat. Teil der weiteren Änderung wird hoffentlich auch eine Verlängerung der Frist für die Zielerreichung. Ob dies tatsächlich gelingen wird und inwiefern sich die Mitgliedstaaten für eine Verlängerung einsetzen werden, bleibt offen. Nachdem die Zielerreichung am 22.12.2027 jedenfalls nicht gelingen wird, befinden sich die Mitgliedstaaten ab diesem Zeitpunkt im Zustand der Vertragsverletzung und es drohen Klagen der Europäischen Kommission sowie damit verbundene Strafzahlungen.
Insofern ist der Titel dieser Kolumne also nicht ganz richtig: Ein wenig Neues gibt es aus Brüssel, die große Änderungen bleiben aber (vorerst) aus. Es bleibt abzuwarten, ob die erhoffte Verbesserung angesichts des voranschreitenden Klimawandels und der Notwendigkeit zur Energieautarkie gelingen werden.
Heiligenblut, das legendäre Bergsteigerdorf am Fuße des Großglockners, setzt seit Jahrzehnten auf die Wasserkraft.
Seit rund 43 Jahren versorgt das Kraftwerk Möll die Gemeinde Heiligenblut am Fuße des Großglockners mit Strom – leistungsstark und zuverlässig. Es sorgt zugleich für eine gewisse Energieautarkie des berühmten Bergsteigerdorfs. Doch der Zahn der Zeit hinterließ seine Spuren an der installierten Francis-Turbine, die nun zusammen mit dem dazugehörigen Absperrorgan und dem Generator erneuert werden sollte. Gemeinsam mit etablierten Branchenunternehmen wie EFG, Hitzinger oder MGX gelang ein mustergültiges Refurbishment, das Mitte März dieses Jahres nach rund einem halben Jahr Bauzeit erfolgreich abgeschlossen werden konnte.
Das bekannte Bergsteigerdorf Heiligenblut in Kärnten steht als die Wiege eines der bedeutendsten Naturschutzgebiete Europas in den Geschichtsbüchern. Genau hier am Fuße des Großglockners wurden 1971 die Weichen für die Gründung des heutigen Nationalparks Hohe Tauern gestellt. Er ist heute der älteste Nationalpark Österreichs und mit rund 1.800 km² zugleich der größte im gesamten Alpenraum. Die frühe Entscheidung zugunsten des Schutzes der einzigartigen Hochgebirgslandschaft prägte das Selbstverständnis der Region nachhaltig und beeinflusst bis heute die lokalpolitische wie wirtschaftliche Entwicklung. In Heiligenblut wurde der bewusste Umgang mit natürlichen Ressourcen in den vergangenen Jahrzehnten zu einem Leitprinzip, was sich in der konsequenten Ausrichtung auf Nachhaltigkeit widerspiegelt. Naheliegend, dass vor diesem Hintergrund auch die Nutzung erneuerbarer Energie hohen Stellenwert hatte und nach wie vor hat. Ein Beleg dafür ist das 1982 bis 1983 errichtete Kraftwerk Möll, das seit über 40 Jahren die Gemeinde mit sauberem Strom versorgt. „Unser eigenes Wasserkraftwerk war zweifellos ein Meilenstein in der Geschichte unserer Gemeinde, weil es uns eines ermöglichte: eine gewisse Energieunabhängigkeit. Wir haben Leitungen zu sämtlichen gemeindeeigenen Gebäuden und Gewerken gelegt – von der Volksschule, über die Einsatzzentralen von Feuerwehr und Bergrettung, Ge-
meindeamt bis hin zu unserem Hallenbad und einigen anderen kommunalen Gebäuden. Damit beziehen wesentliche Teile unserer Gemeinde nicht nur eigenen Strom, sondern sind damit auch völlig unabhängig vom überregionalen Netz. Sollte einmal ein Stromausfall passieren, wird die Infrastruktur von Heiligenblut im Inselbetrieb von unserem Kraftwerk versorgt“, umreißt Bürgermeister Martin Lackner die Bedeutung der Anlage für Heiligenblut. Das Kraftwerk erzeugt im Regeljahr rund 15 GWh. Alles was die Gemeindeinfrastruktur nicht auf direktem Weg verbraucht, wird ins öffentliche Verteilnetz eingespeist.
Stabiles System aus zwei ungleichen Maschinensätzen
Das Kraftwerk wurde so konzipiert, dass es die schluchtenartige Möll-Steilstufe zwischen den Ortsteilen Zlapp und Pockhorn nutzt. Zu diesem Zweck wurde eine kleine Staumauer an einer natürlichen Engstelle am Beginn der Möllschlucht gebaut und damit ein Tagesspeicher mit rund 12.000 m3 Fassungsvermögen geschaffen. Daran anschließend wurde ein Triebwasserweg durch einen rund 240 m langen Stollen angelegt, der in ein Wasserschloss mündet. Von hier erstreckt sich die rund 400 m lange, unterirdische Druckrohrleitung DN1200, die aus Stahlrohren mit einer Zementauskleidung besteht, bis zum Maschinenhaus im Ortsteil Pockhorn. Im Krafthausgebäude wurden zwei ungleiche Maschinensätze installiert, die einen
Gesamtdurchfluss von 3,6 m3/s abarbeiten können. Die horizontalachsige Francis-Spiralturbine von Maschinensatz 1 ist die größere der beiden Maschinen mit einem Schluckvermögen von 2.400 l/s und einer mechanischen Leistung von 2.300 kW. Ihr zur Seite steht eine 2-düsige Peltonturbine, ausgelegt auf 1.200 l/s, wobei ihre Ausbauleistung bei 1.150 kW liegt. Beide Maschinen waren seit ihrer Inbetriebnahme im Jahr 1983 im Wesentlichen in ihrem Ursprungszustand belassen worden. Es gab auch keine Gründe für etwaige Modifizierungen – die Anlage lief stabil und zuverlässig, wie Bürgermeister Martin Lackner betont.
Francis-Turbine lief fernab des Optimums
Diese Einschätzung teilt auch der Technische Leiter des Turbinenspezialisten EFG aus Kärnten Dipl.-Ing. Gero Pretis, der als Projektleiter maßgeblich für die Maschinenerneuerung verantwortlich zeichnete: „Grundsätzlich war die bestehende Kombination aus Francis- und Pelton-Turbine sinnvoll und hat sich über Jahrzehnte bewährt: Auf dieser Basis konnten über den Jahresverlauf hinweg stabile Wirkungsgrade erzielt werden.“ Allerdings zeigte die Francis-Turbine nach vier Jahrzehnten in Betrieb Verschleißerscheinungen und arbeitete nicht mehr optimal. Dies sei – so der Fachmann von EFG –konstruktionsbedingt keine Überraschung.
Die Basis für diesen Befund lieferte letztlich eine umfangreiche Erhebung des Ist-Zustandes des Kraftwerks, den der Kärntner Energieversorger Kelag im Auftrag der Gemeinde vorgenommen hatte. „Als langjähriger Partner, dem die Betriebsführung der Anlage bis zum heutigen Tag obliegt, waren wir für die Gemeinde erster Ansprechpartner, als es 2021 um eine mögliche Modernisierung der Anlage ging. Wir haben in der Folge eine umfangreiche Untersuchung sämtlicher Komponenten vorgenommen und daraufhin unsere Empfehlung abgegeben. Gerade weil auch der Wirkungsgrad der Francis-Turbine nicht mehr im Optimum lag, haben wir angeregt, diesen Maschinensatz zu erneuern und den Pelton-Turbinensatz, der sich nach wie vor in einem sehr guten Zustand befindet, zu belassen“, erklärt der Projektleiter der Kelag, Dipl.-Ing. Sebastian Culetto und ergänzt: „Zusätzlich sahen wir es als sehr sinnvoll an, die gesamte Steuerungs- und Leittechnik für das Kraftwerk zu erneuern. Nicht zuletzt, weil sich damit auch einige Synergieeffekte lukrieren ließen.“
4-Lager-Anordnung weicht modernem 2-Lager-Konzept Obgleich der bestehende Maschinensatz von den fachkundigen Ingenieuren als solide und durchdachte Lösung bezeichnet wurde, spiegelte er naturgemäß den damaligen Stand der Technik wider: etwa eine Vier-Lager-Konstruktion – also mit zwei separaten Gleitlagern für die Turbine und Schwungmasse und zwei eigenen Wälzlagern für den Generator. „Heutige Konzepte sehen dafür eine moderne und deutlich effizientere Zwei-Lager-Anordnung vor. In diesem Fall hat man in Hinblick auf den Inselbetrieb eine gut dimensionierte Schwungmasse beibehalten, die auf die Rückseite des Generators gerückt ist. Die Generatorlagerung der neuen Maschine wurde nun so konzipiert, dass sie mit ihren Gleitlagern nicht nur Rotor- und Turbinenkräfte, sondern auch die Kräfte der Schwungmasse aufnehmen kann“, erklärt Turbinenspezialist Gero Pretis, der darauf verweist, dass die Richtlinien für das neue Maschinenkonzept sich aus den hohen EVU-Standards der Kelag Ausschreibungen ergaben. Das bedeutete für die erfahrenen Turbinenbauer von EFG, dass ein hohes Maß an ingenieurtechnischem Know-how für das Konzept der neuen Francis-Spiralturbine gefordert war. EFG erhielt dabei den Generalunternehmer-Auftrag für den Tausch des gesamten Maschinensatzes, inklusive Generator und Absperrorgan.
Umbau im Bestand – eine technische Meisterprüfung
Beim Maschinentausch im Bestand beginnt die eigentliche Herausforderung lange bevor die erste Schraube gesetzt wird. „Die größte Herausforderung bei einem RefurbishmentProjekt ist, dass wir nicht frei in unserer Wahl sind“, bringt es Gero Pretis auf den Punkt. Anders als beim Neubau gibt es kein leeres Blatt Papier, sondern ein enges Korsett aus vorgegebenen Randbedingungen: Der bestehende Kraftwerksboden definiert die Einbauhöhe der Maschine, die Zuleitung liegt auf einer fixen Kote, und auch der Unterwasserpegel ist unverrückbar. Daraus entsteht ein komplexes hydraulisches Spannungsfeld, in dem die neue Turbine eingepasst werden muss. Im konkreten Fall liegt eine Saughöhe von fast 4 Metern vor, was als relevantes Kavitationsthema natürlich in der Planung ebenfalls berücksichtigt werden musste.
Im Probebetrieb wird auch die neue Absperrklappe – eine selbstentwickelte Konstruktion von EFG – auf Herz und Nieren getestet.
Für den Maschinenbauer bedeutet das: Er konstruiert nicht die optimale Maschine für ideale Bedingungen, sondern die bestmögliche Lösung innerhalb enger Grenzen. „Ich kann nicht alles verändern“, sagt Pretis – und genau darin liegt die Schwierigkeit. Was noch hinzukommt: Der Einbau im Bestand verlangt bereits in der frühesten Projektphase ein hohes Maß an Vorstellungskraft und Erfahrung. Denn die zu erwartende Performance und selbst Garantiefragen hängen unmittelbar von diesen unveränderlichen Gegebenheiten ab. Eine moderne Turbine in eine bestehende Struktur zu integrieren heißt daher immer, Kompromisse zu managen – technisch, hydraulisch und wirtschaftlich.
Hohe Wirkungsgrade und Langlebigkeit auf einem Nenner Konkret ging es selbstredend nicht nur darum, den Maschinensatz 1:1 zu ersetzen, sondern darin auch die Vorteile aus den Entwicklungen der letzten 40 Jahre umzusetzen. Wichtig ist dabei natürlich unter anderem Robustheit. „Wir haben uns die Verschleißbilder der alten Maschine genau angeschaut und gefragt: Was kann ich besser machen?“, erklärt der Planungsingenieur der Firma EFG. Als Antwort darauf wurden die stark beanspruchten Spalte am Edelstahl-Laufrad zusätzlich mit Wolfram-Carbid beschichtet, um den Verschleiß zu minimieren. Ganz oben auf der Prioritätenliste standen natürlich: Wirkungsgrade. „Hohe Wirkungsgrade und Langlebigkeit schließen einander nicht aus“, so Gero Pretis. Das Ergebnis des Optimierungsprozesses: Hervorragende Spitzenwirkungsgrade bei gleichzeitig stabiler und langlebiger Betriebsweise. Was den dringend benötigten Spielraum für die Optimierung der Maschine für die Ingenieure von EFG brachte, war der Einbau einer neuen Absperrklappe (DN800 PN16). Das Verschlussorgan ist als Eigenkonstruktion von EFG rund 30 % kürzer als herkömmliche Komponenten dieser Art ausgeführt. Der dadurch gewonnene Bauraum konnte direkt in die hydraulisch günstigere Gestaltung der Turbine investiert werden – ein entscheidender Vorteil im engen Korsett der bestehenden Anlage. Außerdem wurde damit auch die Betriebssicherheit deutlich erhöht. Das neue Verschlussorgan ermöglicht selbst bei maximalen Wassermengen einen zuverlässigen Notschluss.
Die Maschinendynamik und der Triebwasserstrang
Ein wichtiger Baustein im gesamten Projekt war die Analyse des gesamten Triebwasserstrangs – durchgeführt mittels numerischer Simulation. „Die Frage lautete: Wie wirkt sich die
Der neue Maschinensatz 1 besticht mit durchdachten Lösungen und modernster Technik bis ins kleinste Detail.
EFG setzt seit jeher konsequent auf die eigene Fertigungskompetenz: Die Turbinenspirale des neuen Francis-Maschinensatzes in Vorbereitung für die Druckprüfung im Kärntner Feldkirchen.
neue Maschine mit ihrer Betriebscharakteristik auf den Triebwasserstrang aus?“, erklärt Gero Pretis. Er verweist darauf, dass das Triebwassersystem des Kraftwerks Möll komplexer ist als in vielen vergleichbaren Anlagen: Es verfügt über einen Stollen, ein Wasserschloss und eine Druckrohrleitung, die zusammen mit zwei unterschiedlichen Turbinentypen ein empfindliches hydraulisches Gefüge bilden. Die neue Turbine ist in der Lage, ihre Leistung sehr schnell zu ändern – sie regelt in 15 Sekunden von 0 auf 100 %. Diese Dynamik ist eben auch Voraussetzung für eine besondere Fähigkeit der Anlage: den Inselbetrieb. Das bedeutet, dass das Kraftwerk im Bedarfsfall unabhängig vom öffentlichen Netz betrieben werden und die Frequenz eigenständig im Bereich von etwa 48 bis 52 Hertz halten kann – eine Anforderung, die in dieser Leistungsklasse alles andere als selbstverständlich ist. Und genau hier stellten die Experten ihre kritischen Überlegungen an: Schnelle Lastwechsel erzeugen Druckschwankungen im Triebwasserstrang, die sich bis ins Wasserschloss fortpflanzen. In extremen Fällen kann es zu gefährlichen Aufschwingbewegungen kommen. „Ein Wasserschloss, das übergeht, dafür aber nicht gebaut ist, ist eine Katastrophe“, sagt der studierte Maschinenbauer von EFG. Ziel der Berechnungen war es daher, schon im Vorfeld sicherzustellen, dass selbst bei maximal schnellen Schließ- und Stellzeiten keine instabilen Zustände entstehen. Die daraus gewonnenen Erkenntnisse wurden anschließend direkt in die realen Regelparameter übernommen.
Weniger Trägheitsmoment – dafür höhere Regeldynamik Parallel dazu spielte auch die mechanische Trägheit der Maschine eine zentrale Rolle. Durch den Umbau von einer 4-Lager- auf eine 2-Lagermaschine und durch die neue Generatorlagerung veränderten sich zudem die Möglichkeiten, Schwungmasse einzubringen. Gemeinsam mit dem erfahrenen Generatorhersteller Hitzinger und in Abstimmung mit der Kelag wurde ausgelotet, wie viel Trägheitsmoment technisch sinnvoll und zulässig ist. Denn dieses ist direkt gekoppelt an die Netzstabilität im Inselbetrieb: Mehr Trägheit bedeutet stabileres Frequenzverhalten – aber auch höhere Belastungen für die Maschine. Gero Pretis: „Am Ende fiel die Entscheidung bewusst auf einen Mittelweg: etwas weniger Trägheitsmoment als im Altbestand, dafür schnellere Regelbarkeit und dennoch ausreichend Stabilität für den Inselbetrieb.“
Neben ihrer Auslegung für den wichtigen Inselbetrieb galt es für die Ingenieure des erfahrenen Generatorherstellers auch einige andere Anforderungen an die Maschine umzusetzen, die für den Einsatz am Standort maßgeschneidert wurde. So wurde sie etwa für eine Überlastfähigkeit von 10 % vorbereitet und dabei grundsätzlich eher konservativ ausgelegt, um die thermische Belastung für die Maschine stets gering zu halten. Im Gegensatz zum Altbestand, der ein teilweise offenes Kühlsystem aufwies, wurde bei der neuen Maschine nun ein geschlossener Kühlkreislauf am Stand der Technik realisiert, wobei der Wärmetauscher im Unterwasser situiert ist.
Maßgeschneiderter Generator mit exzellenter Performance
Die Grundlage für die hohe Adaptionsfähigkeit und die Flexibilität in der Auslegung von Hitzinger-Maschinen bildet nicht zuletzt eine selbstentwickelte, hochspezifische Kalkulationssoftware, mit deren Hilfe jede Maschine individuell – mechanisch wie elektrisch – durchgerechnet wird. In kürzester Zeit verarbeitet das System eine Vielzahl an Parametern, Algorithmen und Ausschlusskriterien und liefert am Ende eine konkrete, technisch belastbare Bauvorschrift. Das ermöglichte es auch, den Generator exakt auf die spezifischen Anforderungen im Kraftwerk Möll zuzuschneiden – trotz enger Rahmenbedingungen.
Die hohe Qualität eines Generators ist nicht zuletzt eine Frage der Materialwahl. Zum Einsatz kommen bei Hitzinger ausschließlich Stahlklassen und Beschichtungen, die vollständig temperaturbeständig sind und damit eine hohe Betriebssicherheit gewährleisten. Gleichzeitig spielt die bekannt hohe Qualität der eingesetzten Elektrobleche eine zentrale Rolle: Sie beeinflusst maßgeblich die elektrischen Verluste – und damit direkt den Wirkungsgrad des Generators. Das Ergebnis ist eine Maschine, die nicht nur technisch exakt passt, sondern auch im Betrieb überzeugt. So erreicht der Generator im KW Möll exzellente Wirkungsgrade und trägt damit wesentlich zur Gesamteffizienz der Anlage bei. Ebenso bemerkenswert ist seine Laufruhe: Selbst unter hoher Last arbeitet die Maschine nahezu geräuschlos.
Kapazitäten der Krananlage werden erweitert
Die neue Generatortechnologie im Krafthaus zog allerdings eine nicht unwesentliche Konsequenz nach sich: Die Ertüchti-
Den Branchenprofis von ASTAM gelang es, die bestehende Krananlage auf 17,5 Tonnen Traglast auszubauen – ein wichtiger Aspekt des Projekts.
gung der bestehenden Krananlage wurde unabdingbar. Obwohl sich alter und neuer Generator in ihrer Nennleistung kaum unterscheiden, brachte die neue Maschine rund fünf Tonnen mehr Masse mit. Die Gründe dafür liegen unter anderem im Wechsel von Wälzlager- auf eine moderne Gleitlager-Ausführung sowie in der heute üblichen Integration der kompletten Wandlertechnik direkt auf dem Generator. Diese Komponenten waren beim ursprünglichen Anlagenkonzept noch in einem separaten Raum untergebracht. Es lagen also mehrere Gründe für den Gewichtszuwachs vor. Die höhere Maschinenmasse überschritt nun allerdings die Tragfähigkeit des bestehenden Hallenkrans, weshalb eine Aufrüstung auf 17,5 Tonnen erforderlich wurde. Die Gemeinde beauftragte dafür die Kärntner Firma ASTAM mit der technischen Adaptierung. Der Maschinenund Anlagenbauer aus dem Lavanttal verfügt über mehr als 30 Jahre Branchenerfahrung und bietet neben der Umsetzung auch Wartung, Justierung und wiederkehrende Überprüfungen der Krananlagen an. Für ASTAM ein durchaus spannendes Projekt, schließlich bringt die individuelle Modernisierung eines Bestandskrans zusätzliche technische Herausforderungen mit sich. „Man muss bei derartigen Umbauten mit dem Stand der Technik heutiger Normen arbeiten. Und das kann knapp werden. Es werden mehr Sicherheiten und entsprechende Nachweise hinsichtlich Kranbahnstatik verlangt. Man darf nicht vergessen: Solche Hubmittel sind sicherheitsrelevant“, erklärt Kelag-Projektleiter Sebastian Culetto.
Maschinensatz 2 produziert auch während des Umbaus Im Hinblick auf eine maximale Versorgungssicherheit und möglichst geringe Produktionsverluste wurde schon zu Beginn die Frage erörtert, wie sich während der umfangreichen
Ihr verlässlicher Partner
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Bauarbeiten an Maschine 1 die zweite Maschine zuverlässig weiterbetreiben ließe. Die Antwort fokussierte dabei auf zwei Hauptpunkte: Zum einen ging es um mögliche Erschütterungen, verursacht durch schweres Baugerät. „Um mögliche Auswirkungen auf Maschine 2 zu überwachen, wurde eine provisorische Schwingungsmessung installiert. Die Ergebnisse waren eindeutig: Das Kraftwerksfundament erwies sich als derart massiv, dass selbst der Einsatz eines tonnenschweren Baggers keinen messbaren Einfluss auf die benachbarte Maschine hatte“, erklärt Kelag-Projektleiter Sebastian Culetto. Das zweite große Thema war der anfallende Staub aus den Schrämm- und Bauarbeiten. Da der Generator der Peltonmaschine noch mit einer Luftkühlung ausgeführt ist, war die Gefahr, dass Schmutzpartikel in die Maschine eindringen, mehr als realistisch. Als Gegenmaßnahme wurde Maschine 2 vollständig eingehaust, womit schließlich ein sicherer Dauerbetrieb gewährleistet werden konnte. Abgewickelt wurden die
Bauarbeiten im Krafthaus von der Firma Fürstauer Bau aus Winklern im Mölltal als Auftragnehmer von EFG. Dabei konnten die Kärntner Bauprofis einmal mehr unter Beweis stellen, dass Bauarbeiten für Kleinwasserkraftwerke Teil der DNA des Unternehmens darstellen, das in seiner 44-jährigen Firmengeschichte eine Vielzahl von Kleinkraftwerken erfolgreich errichtet hat.
Dass der Weiterbetrieb von Maschine 2 unter diesen Bedingungen so vergleichsweise einfach möglich war, wurde durchaus von der Konfiguration der Anlage begünstigt – wie Maschinenkonstrukteur Gero Pretis betont: „Die beiden Turbinen haben getrennte Unterwasserkanäle. Daher war es möglich, den Triebwasserstrang der Francis-Maschine gezielt außer Betrieb zu nehmen, während die Pelton-Maschine weitgehend ungestört weiterlaufen konnte.“ Insgesamt beschränkten sich die Stillstände auf weniger als zwei Wochen.
Neue Perspektiven mit neuer Steuerungstechnik
Ein nicht unwesentlicher Fokus des Modernisierungsprojekts lag auf der umfassenden Erneuerung der Steuerungs- und Regeltechnik des Kraftwerks. Verantwortlich für die komplette Steuerungs- und Regeltechnik zeichnete dabei der erfahrene Branchenprofi MGX Automation aus Flamberg im Sausal. Zwar galt die bestehende Technik noch als solide, allerdings machten das Alter der Komponenten sowie die eingeschränkte Verfügbarkeit von Ersatzteilen eine umfassende Erneuerung zunehmend notwendig. Gleichzeitig haben sich die Anforde-
Die Steuerungs- und Automationstechnik im Kraftwerk Möll wurde von den Branchenprofis von MGX Automation umfassend modernisiert.
rungen an Überwachung, Fernwartung und Fernsteuerung in den vergangenen Jahren deutlich verändert. Dementsprechend wurde die Anlage nun auch von MGX adaptiert: Während zuvor nur eingeschränkte Fernzugriffe möglich waren, steht heute eine vollständige Datenübertragung zur Verfügung. Sämtliche Betriebszustände und Sensordaten können nun in Echtzeit aus der Ferne überwacht werden – inklusive visualisierter Alarm- und Gefahrenmeldungen. Auch eine Schwingungsüberwachung der Maschine, die bislang nicht vorhanden war, wurde neu implementiert. Betriebs- und Anlagendaten werden nun lückenlos aufgezeichnet und archiviert. Besonders wichtig: Die neue Steuerungstechnik bildet eine tragende Säule für den Inselbetrieb des Kraftwerks und ermöglicht eine vollautomatische unterbrechungsfreie Inselübernahme inklusive Inselmaschinenvorwahl bei Zweimaschinenbetrieb. Bei Netzwiederkehr erfolgt die Netzrücksynchronisation ebenfalls unterbrechungsfrei. Als günstig erwies sich, dass das Kraftwerk nun erstmals an ein Lichtwellenleiter-Netz angebunden wurde. Möglich wurde dies durch ein parallel umgesetztes LWL-Projekt der Gemeinde. Auch die Bachfassung, die bislang nur eingeschränkt automatisiert und über GSM ansprechbar war, verfügt nun über eine leistungsfähige Glasfaseranbindung.
Neue Möglichkeiten eröffnet darüber hinaus das moderne Regelungskonzept von MGX. Die grundsätzliche Maschinenauslegung blieb zwar unverändert, jedoch erlaubt ein BestpunktRegler nun den optimierten gemeinsamen Betrieb beider Maschinen. Auf Basis der bekannten Wirkungsgradkennlinien
Sämtliche Messdaten und alle Betriebszustände sind für die Betreiberin, die Kärntner Kelag, nun in Echtzeit abrufbar.
wird der Zufluss so verteilt, dass beide Maschinensätze nun maximal effizient arbeiten. „Zudem haben wir nun die Möglichkeit geschaffen, den bestehenden Tagesspeicher mit seinen 12.000 Kubikmetern Inhalt deutlich besser bewirtschaften zu können als bisher. Zusätzlich schafft die neue Leittechnik die Voraussetzungen für Anwendungen wie Day-Ahead-Vermarktung oder negative Regelenergie. Da gibt es einige neue sinnvolle Ansätze und Ideen in Hinblick auf das Wechselspiel von Eigenverbrauch und Speicherung, die erst mit allen Beteiligten abgeklärt werden müssen, bevor wir das in die Tat umsetzen“, erklärt Projektleiter Sebastian Culetto, der dem beauftragten südsteirischen Automatisierungsspezialisten Bestnoten für die Umsetzung der neuen Steuerungstechnik ausstellt.
Projektabschluss zwei Wochen vor Terminziel Nicht nur die technische Umsetzung des Maschinentauschs, auch die terminliche kann letztlich als mustergültig bezeichnet werden. Ausgangspunkt war die umfassende Zustandsanalyse der Bestandsanlage, auf deren Basis eine Variantenstudie erarbeitet wurde. Das war 2021. Sebastian Culetto: „Unser Ziel war, eine möglichst effiziente Projektumsetzung. Daher haben wir über eineinhalb Jahre in die Vorbereitung gesteckt, um das Projekt bis ins Detail durchzutakten.“ Der Aufwand sollte sich auszahlen. Nach Detailplanung und Ausschreibung 2024 starteten die Umbauarbeiten im Kraftwerk Ende Oktober 2025 und wurden mit der erfolgreichen Wieder-Inbetriebnahme im März 2026 abgeschlossen. Als entscheidenden Faktor für den Projekterfolg werten die Gemeindeverantwortlichen die Einbindung der Kelag. Man setzte bewusst auf deren Erfahrung im Bereich Ausschreibungen und Sanierungen von Wasserkraftwerken. Entsprechend wurde das gesamte Vergabeverfahren nach bewährten Kelag-Kriterien abgewickelt – ein Schritt, der für Struktur, Transparenz und reibungslose Abläufe sorgte.
Bürgermeister Martin Lackner zeigt sich hocherfreut, dass sämtliche Terminvorgaben gehalten werden konnten und es zu keinerlei Verzögerungen kam: „Im Gegenteil: Dank der hervorragenden Zusammenarbeit aller beteiligten Firmen und der stimmigen Projektabwicklung wurde das Vorhaben sogar rund zwei Wochen vor dem geplanten Termin abgeschlossen.“
Kraftwerk bringt wirtschaftlichen Spielraum Dankbar zeigt sich der Bürgermeister gegenüber dem Gemeinderat und dem Gemeindevorstand, die mit Überzeugung und Rückgrat hinter dem zwei Millionen Euro schweren Projekt standen: „Ich bin dankbar, dass wir uns auf eine konsequente Linie einigen konnten, bei der es nie darum ging, die billigste, sondern die beste und nachhaltigste Lösung für die Zukunft zu finden.“ Einen wesentlichen Anteil am Gelingen sieht er bei den beauftragten Unternehmen, allen voran EFG und Hitzinger, die mit großem Engagement und hoher Qualität überzeugt haben. Martin Lackner: „Die Anlage entspricht modernsten Standards und wurde vollständig von heimischen Firmen umgesetzt – ein Aspekt, der mich zusätzlich stolz macht.“
Die Bedeutung des Kraftwerks Möll für das Bergsteigerdorf am Fuße des Großglockners sei ohnehin nicht hoch genug einzuschätzen, so der Bürgermeister: „Abgesehen von der gesicherten Stromversorgung und der Blackout-Resilienz sparen
wir uns durch selbst produzierten Strom und unser eigenes Netz viel Geld. Und das verschafft unserem Gemeindehaushalt spürbar Luft. Der finanzielle Spielraum eröffnet uns Möglichkeiten, die die meisten anderen Gemeinden nicht haben – wie etwa die Finanzierung unseres Hallenbades, was ohne die Erträge aus dem Kraftwerk nicht möglich wäre.“ Die Investition in das Wasserkraftwerk spiegelt dabei auch den konsequenten Weg der Gemeinde im Bereich Nachhaltigkeit wider. Ebenso wie die Tatsache, dass sich die Gemeinde Heiligenblut seit einigen Jahren dem europaweit anerkannten Zertifizierungsprozess für die „e5-Gemeinden“ unterzieht. Aktuell ist man gerade auf dem Weg, das vierte „e“ für die Umsetzungen verschiedener Energieeffizienzmaßnahmen zu vollziehen. Das erfolgreiche Modernisierungsprojekt im gemeindeeigenen Kraftwerk soll letztlich auch sichtbar gemacht werden: In den nächsten Wochen ist ein Tag der offenen Tür geplant, zu dem die Bevölkerung, die beteiligten Firmen und auch Vertreter aus der Landespolitik eingeladen werden.
Im Rahmen eines viertägigen Intensivkursus vom 19. bis zum 22. Mai wurden einer internationalen Auswahl von jungen Wasserkraft-Interessierten im Messezentrum Salzburg die Hintergründe einer modernen nachhaltigen Wasserkraft nähergebracht. Über 20 Teilnehmer aus 11 Ländern nutzten die Gelegenheit, sich mit den Rahmenbedingungen, Kriterien und Wirkweisen des seit 2022 installierten Sustainable Hydropower Standards vertraut zu machen – in Theorie und Praxis. Abgerundet wurde das von PEN@Hydropower organisierte und von Prof. Dr. Eduard Doujak geleitete Seminar durch zwei Exkursionen zu den Salzburg AG-Kraftwerken Hintermuhr und Sohlstufe Lehen.
Um die Vision eines nachhaltigen Wasserkraftsektors schrittweise zu verwirklichen, braucht es einen Prozess der kontinuierlichen Verbesserung. Für die seit über 15 Jahre aktive Hydropower Sustainability Alliance steht daher eine klar definierte „Theorie des Wandels“ – eine „Theory of Change“ – im Fokus ihrer Bestrebungen. Dabei wurde ein Fahrplan bzw. ein Orientierungsrahmen für die Überwachung und Bewertung der Wirksamkeit des Hydropower Sustainability Standards definiert und die notwendigen Entwicklungspfade zu deren Erreichung aufgezeigt. Die Hydropower Sustainability Alliance fördert mit ihren Initiativen weltweit nachhaltige Standards in der Wasserkraft und unterstützt Projektentwickler, Betreiber und Institutionen bei der Integration ökologischer, sozialer und Governance-bezogener Spezifikationen entlang des gesamten Projektlebenszyklus. Ihr Leitbild ist eine Wasserkraftentwicklung, die gesunde Ökosysteme, prosperierende Gemeinschaften, widerstandsfähige Infrastruktur und gute Unternehmensführung miteinander verbindet. Um diese Kriterien Vertretern einer jungen Generation von Wasserkraftinteressierten näherzubringen, lud PEN@Hydropower - PanEuropean Network for Sustainable Hydropower – zu einem Intensivkurs in das Salzburger Messezentrum.
Theorie und Praxis anschaulich verknüpft
Bei der fünften „Training School on Sustainable Hydropower“ trafen sich 23 Nachwuchsforschende und junge Fachkräfte aus elf Ländern, um sich intensiv mit dem Hydropower Sustainability Standard auseinanderzusetzen. Nach zwei Tagen mit Fachvorträgen, interaktiven Übungen und Gruppenarbeiten folgte der Praxistag, an dem die Teilnehmenden die Kraftwerksanlagen Hintermuhr im Lungau sowie Sohlstu-
fe Lehen in der Stadt Salzburg besuchten und diese anhand des Hydropower Sustainability Standards bewerteten. Ziel war es, theoretisches Wissen unmittelbar auf reale Anlagen anzuwenden und die komplexen ökologischen, sozialen und Governance-Aspekte nachhaltiger Wasserkraft greifbar zu machen. Die Kombination aus fachlichem Input, praktischer Anwendung und internationalem Austausch wurde von den Teilnehmenden besonders positiv bewertet. Hervorgehoben wurden dabei die Möglichkeit, den eigenen Horizont zu erweitern, unterschiedliche Perspektiven kennenzulernen und über Fach- und Ländergrenzen hinweg tragfähige Netzwerke aufzubauen. Organisator und Initiator Eduard Doujak sieht darin einen zentralen Mehrwert der Training School: „Junge Fachkräfte lernen ein international anerkanntes Instrument zur Bewertung von Nachhaltigkeit und ESG-Kriterien kennen und entwickeln gleichzeitig Kompetenzen für die interdisziplinäre Zusammenarbeit.“ Insgesamt nahmen an den 5 Training School-Veranstaltungen 109 Personen aus 30 Ländern teil.
Der Hydropower Sustainability Standard ermöglicht eine transparente, nachvollziehbare und international vergleichbare Bewertung der Nachhaltigkeitsleistung von Wasserkraftprojekten. Er wurde seit 2022 mehreren Kraftwerksprojekten auf der ganzen Welt zugesprochen.
Wasserkraft spielt eine zentrale Rolle für die Energiewende, steht jedoch seit jeher im Spannungsfeld zwischen Klimaschutz, Naturschutz und gesellschaftlichen Interessen. Der Hydropower Sustainability Standard soll dazu beitragen, die Nachhaltigkeitsleistung von Wasserkraftprojekten transparent, nachvollziehbar und international vergleichbar zu bewerten. Im Gespräch mit zek HYDRO erläutert Prof. Dr. Jian-hua Meng die Entstehungsgeschichte des Standards, die Bedeutung von unabhängigen Assessments und warum Vertrauen, Transparenz sowie die Einbindung unterschiedlichster Stakeholder entscheidende Faktoren für die Akzeptanz der Wasserkraft sind.
zek: Inwieweit kann ein Standard wie der HSS dazu beitragen, die Akzeptanz der Wasserkraft allgemein zu heben?
Meng: Standards sind eine Chance für die Wasserkraft, zu demonstrieren, was sie kann. Und: es kann weit über das bloße Ziel hinausgehen, ein Label oder eine Zertifizierung zu erreichen: der HSS bietet die Gelegenheit im Zuge des Assessments die Stakeholder mit an Bord zu holen. Es ist eine Gelegenheit für „Capacity Building“, und man kann schon während des Assessments auch kritische Betroffene als Beobachter einladen. Auf diese Weise können diese den Untersuchungsprozess miterleben, die Interviews mithören und nachvollziehen, wie die Prüfer letztlich zu ihrem Urteil kommen. Es ist ein guter und bewährter Schritt, um mehr Vertrauen zu generieren und Transparenz zu vermitteln.
zek: Warum war es notwendig, gewisse Standards zu etablieren?
Meng: Eine einfache Antwort darauf lautet: Man kann nur das managen, was man auch messen kann. Da braucht es vorab einmal standardisierte Messmethoden. So kann man eine Basis schaffen, auf die man sich beziehen und letztlich Äpfel mit Äpfeln und Birnen mit Birnen vergleichen kann. Und in einem
nächsten Schritt kann man als Projektbetreiber demonstrieren, dass man sich im Hinblick auf einen Multi-Stakeholder-Standard auf Herz und Nieren prüfen lassen habe - und kann das Ergebnis überzeugend präsentieren.
zek: Woher haben Sie diese Standards generell abgeleitet? Wie ist die Historie?
Meng: Ich denke zurück an die World Commission on Dams im Jahr 2000, als man versucht hat, dem Nutzen von großen Stauanlagen auch die Kosten bzw. Auswirkungen gegenüberzustellen und dies genauer untersuchte. Das hat Kontroversen und viele Gespräche ausgelöst und hat am Ende dazu geführt, dass sich die Wasserkraftindustrie an der eigenen Nase gefasst hat. Die Branche hat gemerkt, dass sie bei diesem Punkt nicht zu 100 Prozent kommunikationsfähig ist. Nicht zuletzt, weil man sich traditionell gerne auf die Position zurückgezogen hat: „Wasserkraft ist regenerative Energie, also sind wir automatisch die Guten. Was wollt ihr eigentlich von uns?“ Aber schließlich mussten auch etliche kontroverse Aspekte eingeräumt werden, wie etwa unglückliche Umsiedlungsprogramme und die Mitverantwortung beim dra-
Ein erfolgreiches Beispiel für eine gelungene Zertifizierung gemäß HSS stellt das Kraftwerk Fljótsdalsstöð in Island mit einer installierten Gesamtleistung von 690 MW dar. Im Bild: die Wehranlage Kárahnjúkar
matischen Verlust von Arten und Lebensräumen. Und mehr. Sich mit dem Thema Nachhaltigkeit ernsthaft auseinanderzusetzen, wurde in der Folge zunehmend dringender. zek: Wie meinen Sie das?
Meng: Man stellte fest, dass die gesamte Wasserkraftentwicklung immer stärker unter Druck kam. Schließlich hat sich die Weltbank für eine Dekade aus dem Geschäft zurückgezogen. Damit wurde evident, dass sich die Wasserkraftbranche auch intern mit diesem Thema der Nachhaltigkeit ordentlich auseinandersetzen muss. In der Folge kam ein breites Multi-Stakeholder-Forum zusammen, und so sind wir dann über den Weg des Protokolls heute beim Standard gelandet. zek: Wer sind die Stakeholder der Hydropower Sustainability Alliance? Wer ist dort im Wesentlichen engagiert?
Meng: Da hierbei alles sehr transparent ausgelegt ist, sind alle Stakeholder auf der Homepage der Hydropower Sustainability Alliance gelistet. Das Spektrum der Beteiligten am Governance-Mechanismus erstreckt sich von internationalen Institutionen wie etwa Weltbank und IUCN, über NGOs wie etwa WWF, bis hin zu Industrievertretern der International Hydropower Association und Herstellern wie etwa Voith – nur um einige zu nennen.
Der Hydropower Sustainability (HS) Standard definiert die Leistungsanforderungen des Zertifzierungssystems und gibt die allgemeinen Erwartungen an Wasserkraftprojekte weltweit vor.
zek: In welcher Form profitieren diese Mitglieder?
Meng: Die allermeisten nehmen aus Interesse und Überzeugung daran teil. Die Hydropower Sustainability Alliance ist eine Non-profit Organisation. Als Mitglied des Governance Committees erhalte ich kein Entgelt der HSA oder irgendwie sonst aus den Zertifizierungen.
zek: Was sind die wichtigsten Parameter auf dem Weg zum Sustainability Label?
Meng: In Summe sind es zwölf Kapitel, die über Nachhaltigkeitsaspekte und Kriterien im Hinblick auf die Umwelt, die Gesellschaft und Governance (Unternehmensführung, Anm.) abgedeckt sind.
zek: Was waren die größten Hürden und Stolpersteine für Sie auf dem Weg?
Meng: Ich glaube, das Problem ist, dass zum Thema Wasserkraft so viele Leute eine individuelle Meinung und Einordnung der Wichtigkeit individueller Aspekte haben. Jeder argumentiert – zu Recht – aus seiner Perspektive heraus. Ich – für meine Person – komme beispielsweise aus dem Umwelt- und als Ingenieur aus dem Baubereich, andere kommen aus der Betriebstechnik, wieder andere aus dem Finanzbereich. Und für uns alle ist unser „Leibthema“ das Wichtigste, auch weil wir uns dort am fachlich sichersten fühlen, wo wir thematisch zu Hause sind. Die gesamtheitliche, wenn Sie so wollen „überparteiliche“, Sichtweise ist eine zentrale Herausforderung. zek: Was ist denn nun konkret für die Hydropower Sustainability am wichtigsten?
Meng: „Am Wichtigsten“ gibt es beim Standard nicht - jedes Kriterium wird ungewichtet gemessen und ungefiltert wiedergegeben. Es wurde bewusst auf Gewichtung von Kapiteln und Kriterien verzichtet. Daher gibt es auch keinen Mittelwert und keinen Gesamtscore, in dem Einzelbewertungen zwangsläufig untergehen würden. Sondern: Es gibt einfach ein Gesamtprofil, an dem man die Performance des Projekts ablesen kann. zek: Und wenn ein Projektentwickler das Assessment positiv absolviert hat und dieses Label vorzeigen kann: Welche Vorteile ergeben sich für ihn?
Meng: Er kann mit Stolz auf das Label verweisen und damit seine Leistungen und seine Transparenz demonstrieren. Er kann mit Recht sagen: Ich habe mein Wasserkraftprojekt im Rahmen eines strengen Assessments auf Herz und Nieren prüfen lassen. Er ist im Besitz eines unabhängigen Ergebnisses, mit dem er gegenüber den Stakeholdern, Öffentlichkeit, Geldgebern, Versicherern, sowie Kritikern aller Art argumentieren kann. Heute ist es zunehmend unumgänglich, dass man für sein Projekt auch seine „soziale Betriebserlaubnis“ verdient, und erhält. Dies sind Grundvoraussetzung für die richtigen Projekte am richtigen Ort.
Die Hydropower Sustainability Alliance setzt sich weltweit für nachhaltige Praktiken in der Wasserkraft ein und unterstützt Projektentwickler, Betreiber und Institutionen dabei, ökologische, soziale und Governance-Aspekte entlang des gesamten Lebenszyklus eines Wasserkraftprojekts zu berücksichtigen. Ihr Ziel ist es, eine Wasserkraftentwicklung zu fördern, die gesunde Ökosysteme, prosperierende Gemeinschaften, resiliente Infrastruktur und gute Unternehmensführung miteinander verbindet. Mehr Infos: www. hs-alliance.org
zek: Ist es vorstellbar oder auch schon geplant, dass die Besitzer des Hydropower Sustainability Labels in Zukunft auch wirtschaftliche Vorteile daraus lukrieren könnten? Ich denke da an einen höheren Preis für den Strom, oder mögliche Zugänge zu neuen Märkten?
Meng: Zertifizierter Premium-Strom und Herkunftsnachweise in Strommärkten, auch zum Beispiel unter der EU-Taxonomie, sind ebenso möglich wie Vorteile beim Zugang zu „Green Finance“ und damit z.B. zu günstigen Kreditbedingungen. zek: Ist der Standard in erster Linie für Neuprojekte konzipiert – oder gilt er auch für bestehende Kraftwerke?
Meng: Die große Mehrzahl der Projekte, die geprüft und zertifiziert sind, sind in Betrieb. Um Neubauten geht es deutlich seltener. Der Standard ist darauf ausgelegt, dass er zu jedem Lebenszyklusstadium eines Projekts passt. Für bestehende Kraftwerke ist der Standard sehr sinnvoll, wenn etwa Konzessionsperioden abgelaufen sind und es um die Verlängerung der Betriebserlaubnis geht. Oder wenn die Betreiber damit anfangen wollen, Strom in Premium-Märkte mit Öko-Aufschlag zu verkaufen. Da ist der Standard sehr hilfreich.
zek: Welche Art von Instrumenten wird im Rahmen der Zertifizierung eingesetzt?
Meng: Die Prüfer müssen zertifiziert sein, müssen eine hohe professionelle Expertise vorweisen können. Zusätzlich werden sie auf einen sehr strikten Code of Conduct hin verpflichtet. Die Idee dahinter ist, dass das Ergebnis unabhängig vom jeweiligen Prüfer auch reproduzierbar ist. Ein weiterer wichtiger Punkt dabei ist die Transparenz. Bevor das Label verliehen wird, müssen die Prüfberichte veröffentlicht werden, und zwar vollumfänglich. Natürlich steht dem Projektentwickler auch ein Einspruchsrecht zu. zek: Ist es in der praktischen Umsetzung nicht sehr schwierig, Projekte zu beurteilen, wenn viele Stakeholder zusammenkommen, etwa bei grenzüberschreitenden Vorhaben?
Meng: Absolut, das ist häufig eines der Hauptprobleme. Man muss sich vorstellen: Es gibt mehrstaatlich genutzte Wasserspeicher, es gibt Flüsse, die Grenzen markieren oder überschreiten, und vielfach sehr komplex gelagerte Fälle. Das bedeutet, dass unglaubliche viele Stakeholderinteressen zusammengeführt werden müssen. Aber: Ich habe nie gesagt, dass es einfach wäre. Vielmehr ist das wirklich eine ganz besondere Herausforderung.
Damit heute ein Wasserkraftwerk den Kriterien des Hydropower Sustainability Standards entspricht, gilt es, Anforderungen in Sachen Umwelt, Gesellschaft und Governance zu erfüllen.
zek: Wie viele Projekte sind mittlerweile zertifiziert worden?
Meng: Seit Beginn der praktischen Umsetzung des Standards 2022 wurden in Summe 18 Projekte weltweit zertifiziert. Sie stellen eigentlich auch so etwas wie Leuchtturmprojekte dar, die als Vorbild dienen können.
zek: Ist der Standard Ihrer Ansicht nach noch zu wenig bekannt in der internationalen Wasserkraftwelt?
Meng: Durchaus, ich denke, je besser bekannt das Label wird, desto attraktiver wird es für alle Beteiligen der Branche. Aber ich bin nicht hier, um den Standard zu verkaufen. Workshops wie dieser hier in Salzburg helfen dabei, Nachhaltigkeitsaspekte beim Nachwuchs in Wissenschaft, Entwicklung und Wirtschaft solide zu verankern und den Teilnehmern Tools dafür in die Hand zu geben. Aus diesem Grund machen wir Workshops wie hier in Salzburg. zek: Was macht die Wasserkraft für Sie vor dem Hintergrund der Hydropower Sustainability so einzigartig?
Meng: Nicht zuletzt, weil es ein äußerst komplexer Themenbereich ist, der viele Leute mit teils sehr unterschiedlichen Interessen in ihrem persönlichen Leben betrifft. Daher finde ich es extrem wichtig, unseren Blick zu weiten und auch einmal eine ungewohnte Perspektive einzunehmen, zum Beispiel die der von Umsiedlung Betroffenen. Es ist unumgänglich, die Komplexität der Wasserkraft zu würdigen und sich konstruktiv damit zu beschäftigen. Zweifellos ist das eine Herausforderung und zugleich ein sehr reizvoller Auftrag.
zek: Danke für das Gespräch.
Prof. Dr. Jian-hua Meng
Prof. Dr. Jian-hua Meng ist Teil der Hydropower Sustainability Alliance (HSA) seit ihren Anfängen. Der promovierte Bauingenieur, Professor an der Hochschule Konstanz und Senior Sustainable Hydropower Advisor des WWF International war bereits 2008 am Hydropower Sustainability Assessment Forum beteiligt. Heute ist er Mitglied des Governance Committee des Hydropower Sustainability Council sowie Vorsitzender der Civil Society Chamber und zählt damit zu den prägenden Persönlichkeiten hinter der Weiterentwicklung des Hydropower Sustainability Standards (HSS).
Mehr als 150 Teilnehmerinnen und Teilnehmer ließen sich die Swiss Small Hydro Fachtagung 2026 in Thun nicht entgehen.
Mit einer historischen Rekordteilnehmerzahl von über 150 Personen wird die Ausgabe 2026 der Fachtagung Kleinwasserkraft, die am 22. Mai in Thun und Umgebung stattfand, der Branche in bester Erinnerung bleiben. Neben strategisch-politischen Weichenstellungen bot das Treffen praxisnahe Einblicke in die innovative Infrastruktur der Region.
Der traditionsreiche Auftakt stand ganz im Zeichen der Verbandspolitik, danach folgte die Durchführung der Generalversammlung und die Vorstellung der ausstellenden Unternehmen. Wie in den Jahren zuvor bot die Fachtag eine erstklassige Plattform für den technologischen Austausch, auch das Networking unter den Branchenakteuren kam nicht zu kurz.
Politisches Schwergewicht und digitale Partizipation
Die anschließende Vortragsreihe beleuchtete die aktuellen Herausforderungen und Zukunftsperspektiven der dezentralen Energiegewinnung aus verschiedenen Blickwinkeln. Christoph Neuhaus, Präsident des Regierungsrats des Kantons Bern, hob die kantonale Bedeutung der Wasserkraft hervor, während Benoît Revaz, Direktor des Bundesamtes für Energie (BFE), die nationalen und regulatorischen Rahmenbedingungen skizzierte. Jürg Grossen, Berner Nationalrat und Präsident der Grün-
Die Fachtagung bot eine ideale Plattform zum Erfahrungsaustausch und zum Netzwerken unter Expertinnen und Experten.
liberalen, sprach drängende energiepolitische Kernfragen an, die die Mitglieder bewegen. Ein besonderes Highlight war die direkte Einbindung des Publikums: Über eine Event-App brachte das Fachpublikum eigene Fragen live und unkompliziert in die Debatte ein – ein partizipatives Format, das großen Anklang bei den Teilnehmerinnen und Teilnehmern fand.
Praxisnahe Exkursionen im Berner Oberland
Das strahlende Frühlingswetter bot am Nachmittag beste Bedingungen für die anschliessenden Fachexkursionen in die Umgebung von Thun. Die Teilnehmer besichtigten wahlweise ein Kraftwerk der Armasuisse, die innovative Fischtreppe in Steffisburg sowie die hochgelegenen Anlagen auf der Alp Blattenheid. Ein abschließender Apéro bei der Rückkehr in die geschichtsträchtige Alte Reithalle rundete den rundum gelungenen Tag voller Information und kollegialem Austausch perfekt ab.
Exkursion zur innovativen Fischtreppe in der Gemeinde Steffisburg
Vogelperspektive auf die erneuerte Wasserfassung des Kraftwerks Bärau 1, bei der 2025 die fischökologische Durchgängigkeit hergestellt wurde.
Zwischen März und November 2025 hat die Kraftwerk Bärau AG in Langnau im Schweizer Emmental die Wasserfassung der Kleinwasserkraftwerke Bärau 1 und Bärau 2 modernisiert. Der Grund für das Erneuerungsprojekt war die vom Gesetzgeber vorgeschriebene Herstellung der ökologischen Durchgängigkeit durch die Errichtung von Fischauf- und -abstiegseinrichtungen. Obwohl die Wasserfassung durch den Bau eines Vertical-Slot-Fischpasses im Prinzip umfassend erneuert wurde, sind zentrale Teile der bestehenden Infrastruktur wie das Schlauchwehr und die vor ca. zehn Jahren installierte Rechenreinigungsmaschine erhalten geblieben. Der Rechenreiniger wurde vom Branchenspezialisten Wild Metal GmbH an den neuen, mit geringerer Stabweite ausgeführten horizontalen Schutzrechen angepasst. Im Zuge des Umbaus wurde auch das elektro- und leittechnische Equipment der Wasserfassung erneuert, wovon die Betreiber vor allem bei Hochwasser, aber auch bei der generellen Betriebsführung profitieren.
Die Vereinigung Energie plus! in Langnau im Emmental wurde Anfang der 1990er Jahre gegründet und hat sich die umweltfreundliche Beschaffung, Verteilung und die Anwendung erneuerbarer Energien auf die Fahnen geschrieben. Der Verein betreibt und beteiligt sich an einer ganzen Reihe von Ökostromanlagen und nutzt dabei die sauberen Energieträger Wasser, Sonne, Wind und Biogas. Den meisten Strom produziert Energie plus! mit insgesamt sieben Kleinwasserkraftwerken. Das Kraftwerk Bärau 1, das zu 50 Prozent dem Verein gehört, liefert mit einem jährlichen Regelarbeitsvermögen von rund 1 Million Kilowattstunden den größten Anteil des erzeugten Stroms.
Kraftwerk nach Stillstand reaktiviert
„Das Kraftwerk Bärau 1 befindet sich an einem rund 150 Jahre alten Ausleitungskanal an der Iflis, an dem früher verschiedene kleinere Anlagen wie Sägewerke oder eine Knochenstampfe
Die horizontale Rechenreinigungsmaschine wurde von der Südtiroler Wild Metal GmbH an den neuen Schutzrechen mit geringerer Stabweite angepasst.
© Energie plus! mit mechanischen Transmissionen die Wasserkraft nutzten. Diese Anlagen waren allerdings nur für geringe Fallhöhen zwischen 1 und 2 m ausgelegt. Sie wurden schließlich aufgelassen, die Ausleitungsstrecke auf ein kontinuierliches Gefälle zusammengelegt und die zwei Kleinwasserkraftwerke Bärau 1 und Bärau 2 zur Produktion von elektrischem Strom errichtet,“ erklärt Peter Kast, seines Zeichens Präsident von Energie plus! und Geschäftsführer der Kraftwerk Bärau AG. Das Kraftwerk Bärau 1 befindet sich am Standort einer ehemaligen Leinenspinnerei und nutzt eine Fallhöhe von ca. 8 m, am Ende des Ausleitungskanals liegt das Kraftwerk Bärau 2, das auf ca. 4 m Fallhöhe ausgelegt wurde. Im Jahr 1979 ist an der Francis-Turbine des Kraftwerks Bärau 1 ein Lagerschaden aufgetreten, der schließlich zur Stilllegung der Anlage führte. Um die notwendige Sanierung des Kraftwerks zu realisieren, machte sich der Eigentümer auf die Suche nach einem Partner. Dieser wurde mit dem Verein Energie plus! gefunden, woraufhin schließlich 1991 die Kraftwerk Bärau AG gegründet wurde. Die neu gegründete Kraftwerksgesellschaft sorgte für eine umfassende Sanierung der Anlage. Dazu zählten unter anderem die Errichtung einer wassergefüllten Schlauchwehranlage, die Sanierung der Wasserfassung und der Ausleitungsstrecke sowie der Austausch der defekten Francis-Turbine durch eine leistungsstarke Durchström-Turbine.
Fischökologische Durchgängigkeit gefordert 2025 wurde die Wasserfassung aufgrund der Vorschreibung des Schweizer Gewässerschutzgesetzes zur Herstellung der
Für die Herstellung der neuen Bodenplatte musste rund 4 m in die Tiefe gegraben werden.
fischökologischen Durchgängigkeit umfassend erneuert. „Es war zwar schon eine Anfang der 1990er Jahre gebaute Fischaufstiegshilfe an der Wehranlage vorhanden, diese hat aber nie richtig funktioniert“, sagt Peter Kast. Um die Auflage des Gesetzgebers zu erfüllen, wurde von der Kraftwerk Bärau AG eine grundlegende Modernisierung der Wasserfassung beschlossen. Als Generalplaner des Projekts wurde die Basler HydroSolar Water Engineering AG beauftragt, die 2026 ihr 35-jähriges Firmenjubiläum begeht. Hydro-Solar zählt zu den aktivsten Planungsbüros in der Schweizer Kleinwasserkraft und verfügt über breites Know-how in der Wasserkraftbranche. Davon zeugen eine Vielzahl von Neubau- und Revitalisierungsprojekten, die in den vergangenen drei Jahrzehnten erfolgreich realisiert wurden. „Die Projektierungs- und Genehmigungsphase ist relativ schnell und unkompliziert über die Bühne gegangen. Vom Beginn der Projektierung bis zum Beginn der Bauarbeiten im Frühling 2025 sind lediglich rund zwei Jahre vergangen“, so der Geschäftsführer.
Südtiroler adaptierten Rechenreiniger
Die Bauarbeiten starteten im März des Vorjahres mit der Baustelleneinrichtung und der Herstellung der Wasserhaltungsmaßnahmen mittels Spundwände. Als Fischaufstiegsmöglichkeit wurde eine technische Variante in Form eines Vertical-Slot-Passes errichtet. Dieser wurde auf die Leitfischart Forelle ausgelegt und macht einen Höhenunterschied von 2,5 m für die Gewässerbewohner überwindbar. „Das Grundkonzept der Wasserfassung ist auch nach dem Umbau gleichgeblieben. Das Wasser wird durch eine Seitenentnahme aus der Iflis entnommen und fließt auf direktem Weg durch den horizontalen Schutzrechen und danach gleich weiter in den Ausleitungskanal“, erklärt Peter Kast. Der Schutzrechen, der bereits vor ca. zehn Jahren installiert wurde, musste aufgrund einer behördlichen Vorschreibung gegen eine Variante mit geringerer Spaltweite ausgetauscht werden. Geliefert wurde der neue Schutzrechen mit 5,75 m Breite und 0,75 m Höhe von der Südtiroler Wild Metal GmbH, die bereits den alten Rechen und die dazugehörige Rechenreinigungsmaschine ausgeführt hatte. Der elektrisch angetriebene Rechenreiniger wurde von den Branchenspezialisten an den neuen Rechen mit 15 mm Stabweite angepasst.
Das von der Rechenfläche entfernte Geschwemmsel wird zu einer Regulierklappe befördert und auf direktem Weg ins Unterwasser abgeführt. Über diese Klappe, die konstant mit 330
Dank der umfassenden Erneuerung ist die Wasserfassung der Kraftwerke Bärau 1 und Bärau 2 optimal für die Zukunft gerüstet.
l/s dotiert wird, erfolgt im gleichen Zug der Fischabstieg. Der Vertical-Slot-Pass zum Fischaufstieg wird mit konstanten 170 l/s dotiert. Der Lieferumfang von Wild Metal beinhaltete zudem die gesamten Stahlwasserbaukomponenten für die erneuerte Wasserfassung, dazu zählten ein Absperrschütz für den Fischaufstieg, jeweils eine Regulierklappe für das Ober- und Unterwasser, die Nachrüstung der bestehenden Einlaufschützen mit Elektroantrieben und ein Winkelmesser für den Grundablass.
Für Hochwasser gerüstet
Mit der Kobel Elektrotechnik AG aus dem Emmental war ein weiterer bewährter Schweizer Wasserkraftexperte an der Projektumsetzung beteiligt. Die Automatisierungsspezialisten mit über 40 Jahren Erfahrung können auf mehr als 1.000 realisierte Projekte im In- und Ausland verweisen. Für das Erneuerungsprojekt lieferte Kobel sämtliche elektro- und leittechnische Komponenten für die Steuerung der Wasserfassung, wozu auch die Einbindung von diversen Schützen, dem Fischpass, dem Schlauchwehr und diversen Pumpen zählten. Peter Kast betont, dass die nun elektrisch angetriebenen Schützen beim Einlauf der Wasserfassung erhebliche Verbesserungen bei Hochwassersituationen mit sich bringen: „Das Emmental ist wegen der geringen Retentionsflächen vor allem während der Sommermonate oft von Hochwässern betroffen. Die Iflis transportiert im Durchschnitt 3 m³/s Wasser, bei einem starken
Hochwasser kann der Durchfluss in kurzer Zeit auf bis zu 200 m³/s ansteigen. Vor dem Umbau mussten bei Starkregenereignissen die Einlaufschützen schnell genug händisch geschlossen werden, damit der Einlaufbereich nicht durch Sedimente verlandet. Im Zuge des Umbaus wurde nun zwei Dörfer flussaufwärts eine Wassermessstation errichtet, die bei Hochwasser automatisch das Signal zum automatischen Schließen an die Anlagensteuerung sendet.“
Frühe Umsetzung zahlt sich aus Nach einer Bauzeit von rund acht Monaten konnte das umfassende Erneuerungsprojekt im November 2025 abgeschlossen werden. „Wir sind mit dem Endergebnis sehr zufrieden. Die Modernisierung brachte im Hinblick auf die Betriebsführung der Anlage eine ganze Reihe von Vorteilen mit sich. So ist zum Beispiel nun auch der Rechenreiniger in die übergeordnete Kraftwerkssteuerung mit dem Leitsystem WinCC integriert, das war vorher nicht der Fall. Gemäß Vorschreibung hätten wir zwar noch bis zum Jahr 2030 Zeit gehabt, um die Fischdurchgängigkeit an der Wasserfassung herzustellen. Es war aber definitiv kein Fehler, das Projekt früher umzusetzen“, resümiert Peter Kast. Noch ausstehend ist das fischökologische Monitoring der Fischaufstiegsanlage. Dieses soll nach aktuellem Stand im kommenden Jahr erfolgen, nachdem eine rund 500 m flussabwärts gelegene Schwelle im Flussbett entfernt worden ist.
Eindruck von der Endmontage der Turbinen-Spirale, die wegen ihrer enormen Abmessungen in drei Teilen nach Japan transportiert werden musste.
Die international hochaktive Geppert Hydro GmbH hat im heurigen Frühjahr ihr jüngstes Wasserkraftprojekt in Japan erfolgreich abgeschlossen. Für das neue Kleinwasserkraftwerk Uchiyama, das sich rund eine Autostunde südlich von Tokio befindet, lieferten die Tiroler eine leistungsstarke Kaplan-Turbine mit knapp 4,6 Megawatt Engpassleistung, deren Dimensionen alles andere als klein sind. Aufgrund ihrer enormen Abmessungen musste die Turbinen-Spirale nach der Druckprobe in drei Teile geschnitten werden, um den Transport nach Japan zu ermöglichen. Das Maschinengebäude, in dem die doppeltregulierte Turbine und der direkt gekoppelte Generator untergebracht sind, erstreckt sich über insgesamt vier Stockwerke. Bei Geppert zeigt man sich stolz, dass ein weiteres Ökostromkraftwerk in Japan mit Tiroler Wasserkrafttechnik ans Netz gegangen ist.
Seit der Nuklearkatastrophe von Fukushima im Jahr 2011 treibt Japan den Ausbau erneuerbarer Energie konsequent voran. Dennoch ist das Land nach wie vor stark von den fossilen Energieträgern Kohle und Gas abhängig. Der Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung liegt aktuell bei rund 25 Prozent, während fossile Energieträger noch etwa zwei Drittel des Energiemixes ausmachen. Die nachhaltige Stromproduktion aus Wasserkraft lieferte im Vorjahr rund 8 Prozent des japanischen Stroms. Einem aktuellen Bericht der Wirtschaftskammer Österreich zufolge will die japanische Regierung den Anteil erneuerbarer Energien bis zum Jahr 2030 auf bis zu 38 Prozent erhöhen. Damit soll ein wesentlicher Beitrag zur Dekarbonisierung geleistet werden.
Made in Austria hoch im Kurs
Ein vorbildliches Revitalisierungsprojekt im Sektor der erneuerbaren Energien hat einer der größten Energieversorger des
Rendering des kompletten Maschinensatzes
Landes im Frühjahr 2026 erfolgreich abgeschlossen. Im Rahmen einer umfassenden Erneuerung wurde das über 100 Jahre alte Wasserkraftwerk Uchiyama am Sakawa Fluss grundlegend modernisiert. Bei dem rund eine Autostunde südlich von Tokio in der Präfektur Kanagawa gelegenen Kraftwerk wurde die gesamte elektromechanische Technik im Maschinengebäude erneuert. Die im Jahr 1918 erstmals in Betrieb genommene Anlage wurde als Ausleitungskraftwerk konzipiert, wobei das Triebwasser über einen Freispiegelkanal bis kurz vor das Krafthaus geführt wird. Der finale Abschnitt des Kraftabstiegs besteht aus einer knapp 40 m langen Druckrohrleitung DN2600. Notwendig geworden war das Erneuerungsprojekt aufgrund des fortgeschrittenen Alters des Maschinensatzes und der Hilfsgewerke im Maschinengebäude. Mit der Lieferung des Herzstücks der Anlage, einer doppeltregulierten Kaplan-Turbine mit vertikaler Welle, wurde die Geppert Hydro GmbH aus Hall in Tirol beauftragt. „Österreichisches Wasserkraft-Knowhow genießt in Japan hohes Ansehen. Speziell die hohen Wirkungsgrade, aber auch die vergleichsweise kompakten Baugrößen werden dort sehr geschätzt. Des Weiteren fordern unsere Kunden technisch ausgeklügelte Sonderlösungen am Stand der Technik – für diese Ansprüche ist Geppert Hydro der richtige Partner“, erklärt Geppert-Projektleiter René Priller. Für die Geppert Gruppe, zu der die Geppert Hydro GmbH gehört, ist und bleibt Japan ein etabliertes Geschäftsfeld. Schon vor dem Projekt Uchiyama haben die Tiroler dort drei Kleinwasserkraftwerke mit ihren bewährten Lösungen ausgerüstet.
Spirale durch drei geteilt
René Priller betont, dass die beträchtlichen Abmessungen des Spiralgehäuses – 10,2 m Länge, 7,16 m Breite und 3,02 m Höhe – und die damit einhergehende Logistik die wesentlichen Herausforderungen des Projekts darstellten. Die als komplette Einheit geschweißte Turbinen-Spirale musste nach der finalen Druckprobe in drei Teile zerschnitten, nach Japan transportiert und im Krafthaus wieder zusammengeschweißt werden. „Aufgrund der Größenbeschränkungen für die Schiffs- und LkwTransporte war die Teilung der Spirale nach der Druckprobe
die einzige Möglichkeit, um das Bauteil nach Japan zu verfrachten. Unserem japanischen Vertriebspartner zufolge zählt die Spirale für das Kraftwerk Uchiyama zu den größten Bauteilen dieser Art im ganzen Land“, so der Projektleiter. Ebenfalls im Geppert-Lieferumfang enthalten waren das Einlaufrohr, die notschlusstaugliche Absperrklappe, das Ausbaustück, das Laufrad, das Saugrohr, die Turbinenwelle, das Hydraulikaggregat, die Kühlstation und die Wasserlagerversorgung. Vervollständigt wird der Maschinensatz durch einen direkt mit der Turbinenwelle gekoppelten Synchron-Generator. Auch dieser musste wegen des Gesamtgewichts von mehr als 35 Tonnen in geteilter Form angeliefert und direkt vor Ort zusammengebaut werden. „Es wäre nicht sinnvoll gewesen, die tonnenschwere Spirale quer durch Europa zu schicken. Deswegen erfolgte die Vormontage durch unsere Monteure direkt am Ort des größten Bauteils, danach wurden die Komponenten seefest verpackt und nach Japan transportiert“, sagt René Priller.
High-End Kaplan-Turbine
Um die Endmontage der Turbine vor Ort zu beschleunigen bzw. um diese zu vereinfachen, wurden verschiedene Komponenten wie der Leitapparat und der Turbinendeckel bereits
Ausbauwassermenge: 20,9 m³/s
• Nettofallhöhe: 24,3 m
Turbine: doppeltregulierte Kaplan-Turbine
• Turbinenachse: Vertikal
Drehzahl: 300 U/min
• Engpassleistung: 4.590 kW
Hersteller: Geppert Hydro GmbH
• Generator: Synchrongenerator
Spannung: 6.600 V
• Nennscheinleistung: 5,1 MVA
Hersteller: Gamesa Electric
werkseitig vormontiert. Im Geppert-Werk in Tirol erfolgte die Vormontage des 6-flügeligen Laufrads mit 1.860 mm Durchmesser sowie des dazugehörigen Antriebsstrangs. „Aufgrund des geringen Sedimentanteils im Triebwasser waren für die Turbinenschaufeln keine zusätzliche Schutzbeschichtungen notwendig. Dafür wurde das Turbinenlager als wartungsfreies und wassergeschmiertes Lager ausgeführt. Die Schmierung erfolgt durch einen geschlossenen Wasserkreislauf und erfüllt die höchsten ökologischen Standards, da keine Öle oder anderweitige schädliche Zusätze im Einsatz sind. Somit besteht keine Gefahr, das Triebwasser zu verunreinigen“, erklärt der Projektleiter. Definitiv erwähnenswert ist der Leitapparat der Kaplan-Maschine, der mit einem von Geppert entwickelten Federrückstellmechanismus ausgeführt wurde. Falls durch den Schutzrechen am Einlaufbereich Fremdkörper in die Turbine gelangen, können einzelne Leitschaufeln temporär ausgelenkt werden. Nach der Entfernung des Fremdkörpers, beispielsweise durch einen Spülvorgang, bewegen sich die Leitschaufeln selbstständig ohne Fremdenergie in ihre ursprüngliche Position zurück. Um eine maximale Verschleißfestigkeit und eine hohe Lebensdauer zu gewährleisten, wurden die Leit- und Laufradschaufeln sowie deren Gegenflächen aus hochwertigem Edelstahl gefertigt.
Der Maschinensatz wurde in einem komplett neu gebauten Krafthaus untergebracht, das sich in Summe über vier Stockwerke erstreckt. Ganz unten im Gebäude befindet sich ein Zugang zum Laufradmantel und einem Teil des Saugrohres, darüber liegt auf dem Niveau der Einlaufklappe DN2600 die Turbinenspirale. Ein Stockwerk weiter oben ist der Turbinenraum mit Zugang zum Leitapparat, dem wassergeschmierten Turbinenlager und der Turbinenwelle. Im obersten Stockwerk befindet sich die Generator-Ebene mit den Hilfsaggregaten und der elektrotechnischen Ausstattung. Die Montage der Turbine orientierte sich an den jeweiligen Baufortschritten im Maschinengebäude und erfolgte zwischen Mai und Dezember des Vorjahres. Ausgelegt wurde die Turbine auf 24,3 m Nettofallhöhe und 20,9 m³/s Ausbauwassermenge, womit diese bei vollem Wasserdargebot 4.590 kW Engpassleistung schafft. Dank der doppelten Regulierfähigkeit mittels verstellbarer Leit- und Laufradschaufeln kann die Maschine in einem breiten Teillastspektrum mit hoher Effizienz Strom erzeugen. Der auf 5,1 MVA ausgelegte Generator in wassergekühlter Ausführung wird vom Turbinen-Laufrad mit exakt 300 U/min angetrieben.
Japan bleibt wichtiger Markt Im Anschluss an die finalen Elektroinstallationsarbeiten konnte das grundlegend erneuerte Kraftwerk Uchiyama im März 2026 erstmals in Betrieb genommen werden. „Die ersten Betriebserfahrungen sind äußerst positiv verlaufen, die Maschine läuft seit der Inbetriebnahme störungsfrei durch“, betont René Priller: „Im Zuge der Inbetriebsetzung wurde eine Wirkungsgradmessung durchgeführt, bei der in allen Bereichen die von uns garantierten Wirkungsgrade erreicht bzw. sogar überschritten wurden. Beim Kunden zeigt man sich höchst zufrieden, dass die Maschine speziell im unteren Teillastbereich extrem gute Wirkungsgrade erreicht.“ Der Geppert-Projektleiter lässt nicht unerwähnt, dass der japanische Wasserkraftsektor auch in der Zukunft sehr interessant für die Tiroler bleiben wird – aktuell ist Geppert mit fünf weiteren Projekten und insgesamt sieben Turbinen in Japan beschäftigt.
Nach der Erneuerung des Wasserkraftwerks Erlaufboden kann die Mariazellerbahn noch effektiver mit Strom versorgt werden.
Im heurigen Frühjahr hat der niederösterreichische Landesenergieversorger EVN die Modernisierung des Kraftwerks Erlaufboden abgeschlossen. Das Traditionskraftwerk, das seit über 100 Jahren die Mariazellerbahn mit Strom versorgt, zeichnet sich durch seine besondere elektrotechnische Ausstattung aus. Während mit einer Turbine ein 50 Hz-Generator zur Produktion von Strom für das öffentliche Netz angetrieben wird, treiben die beiden anderen Turbinen jeweils auf einer einzelnen Welle zwei 25 Hz/50 Hz Motor-Generator-Kombinationen an. Mit diesen Umformersätzen kann sowohl 25 Hz-Bahnstrom erzeugt, also auch bei zu geringem Wasserdargebot 50 Hz-Strom aus dem öffentlichen Netz bezogen und auf die 25 Hz Bahnstromfrequenz umgewandelt werden. Da einer der beiden Umformersätze sein technisches Lebensende erreicht hatte, war ein Austausch notwendig geworden. Geliefert wurde der neue Umformersatz vom oberösterreichischen Branchenexperten Hitzinger Power Solutions GmbH. Eine weitere wichtige Rolle bei der Projektumsetzung spielte der niederösterreichische Automatisierungsspezialist Schubert CleanTech GmbH, der für die Erneuerung des elektro- und leittechnischen Anlagenequipments sorgte.
Im 19. Jahrhundert zählte der obersteirische Wallfahrtsort Mariazell zu den am stärksten besuchten Fremdenverkehrsorten der Österreichisch-Ungarischen Monarchie. Um den vielen Pilgern eine komfortable Reise nach Mariazell zu ermöglichen, gab es bereits 1858 erste Überlegungen, eine Bahnstrecke zwischen der niederösterreichischen Landeshauptstadt St. Pölten und dem Wallfahrtsort zu bauen. Errichtet wurde die zunächst dampfbetriebene Mariazellerbahn, die aufgrund des anspruchsvollen Terrains als Schmalspurstrecke mit 760 mm Spurweite realisiert wurde, schließlich zwischen 1896 und 1907.
Dampfbetrieb reichte nicht aus Bereits kurz nach der Fertigstellung wurde ein bereits zuvor erstelltes Konzept weiterverfolgt, wonach die Bahn mit elek-
trischem Strom betrieben werden sollte. Der Grund dafür lag in der abschließenden, rund 17 Kilometer langen Bergstrecke nach Mariazell. Auf diesem Abschnitt stießen die dampfbetriebenen Lokomotiven an ihre Leistungsgrenzen, und der Andrang an Fahrgästen der rasch populär gewordenen Bahn konnte nicht mehr im notwendigen Ausmaß bewältigt werden. Es musste also rasch eine Lösung gefunden werden, sagt der EVN-Teamleiter Werner Schöner: „Findige Techniker haben
sich Gedanken gemacht, wie man die Bahn auf elektrische Traktion umstellen könnte. Das war damals alles andere als gängig in der Eisenbahnbranche.“ Um das Bahnnetz mit Strom zu versorgen, wurde das 1911 fertiggestellte Speicherkraftwerk Wienerbruck errichtet, das mit vier 25 Hz-Drehstromgeneratoren ausgestattet war. Mit einer Leistungskapazität von 6,6 MW bei der Inbetriebnahme war die Anlage das größte Speicherkraftwerk in Österreich-Ungarn. „Eine Besonderheit bei der Elektrifizierung der Mariazellerbahn war die Auslegung der Stromfrequenz auf 25 Hz – damals war die übliche Bahnstromfrequenz 16 2/3 Hz. Die 25 Hz-Frequenz setzte sich damals im ganzen Mariazellerland durch, es hat bis in die 1960er-Jahre gedauert, bis auch dort die privaten Hausanschlüsse auf die 50 Hz-Frequenz des öffentlichen Stromnetzes umgestellt wurden“, so Werner Schöner.
Besonderes Wasserkraftwerk
1924 wurde mit dem Kraftwerk Erlaufboden eine weitere Anlage zur Stromversorgung der Mariazellerbahn in Betrieb genommen. Das ebenfalls als Speicheranlage konzipierte Kraftwerk wurde mit drei auf jeweils 1,4 MW Engpassleistung ausgelegten Francis-Turbinen mit horizontalen Wellen ausgestattet, die noch heute in Betrieb sind. Eine der drei Turbinen treibt exklusiv einen 50 Hz-Generator an, mit dem Strom für das öffentliche Netz erzeugt wird. Zudem ist der schwarzstart- und inselbetriebsfähige Maschinensatz in der Lage, das Kraftwerk
bei einem großflächigen Blackout wieder in Gang zu setzen. Die beiden anderen Turbinen treiben jeweils auf einer einzelnen Welle zwei Generator-Motor-Kombinationen mit einer Frequenz von 25 Hz bzw. 50 Hz an. Diese 25-Hz/50-Hz-Kombinationen dienen dem Kraftwerk als leistungsfähige Umformersätze. Wenn das Wasserdargebot zu gering ist, kann der 50 Hz-Generator als Motor Strom aus dem öffentlichen Netz beziehen und in weiterer Folge den 25 Hz-Generator für die Bahnstromversorgung antreiben. „Einer der beiden Umformersätze – die Maschine 2-5 – wurde seit den frühen 1970er Jahren als Hauptmaschine für die Mariazellerbahn genutzt, das war unser Arbeitstier. Der zweite Umformersatz – die Maschine 3-4 – war deutlich leistungsschwächer und nicht ausreichend in der Lage, um die Bahn mit Strom zu versorgen. Die Maschine war immer wieder von Überlastungen betroffen, was in weiterer Folge dazu führte, dass man aus dem Netz geflogen ist. Zudem konnte man den Umformer wegen der Generatorgeometrie auch nicht parallel zur Maschine 2-5 schalten“, erklärt Werner Schöner.
Maschinen werden parallelschaltfähig
Da die Maschine 2-5 bereits ein fortgeschrittenes Alter erreicht hatte, wurde von der EVN eine umfassende Modernisierung der Anlagentechnik angestrebt. Zudem waren auch viele elektrotechnische Komponenten am Ende ihrer Lebenszeit angelangt. Bei der Analyse des Umformers 3-4, der zuvor mehrere Jahre stillgestanden hatte, wurde festgestellt, dass an der Ständerwicklung des 25 Hz-Generators bereits ein Kurzschluss aufgetreten war. Letztendlich wurde von der EVN beschlossen, den Umformersatz 3-4 so umzubauen, dass dieser den elektrischen Parametern der Maschine 2-5 entspricht, so Werner Schöner: „Das grundlegende Konzept bestand darin, den Maschinensatz 2-5 zu klonen, sodass wir die Maschinen 1:1 ersetzen können. Es stellte sich dann die Frage: Was wäre, wenn wir beide Umformersätze parallelschalten könnten – das würde bedeuten, dass wir mit allen vier Generatoren am Netz sind. Die Maschinen sollten elektrisch so be-
schaffen sein, dass auch die Leistungsaufteilung gleichmäßig ist. Sowohl im Motor- als auch im Generatorbetrieb sollte die gesamte Leistung auf der alten und neuen Maschine abrufbar sein. Mit dieser Ausführung sollte es möglich werden, der Mariazellerbahn die doppelte Leistung zur Verfügung zu stellen.“
Profis am Werk
Werner Schöner betont, dass eine wesentliche Projektherausforderung darin bestand, die über 50 Jahre alten Generator-Motor-Kombinationen so zu klonen, dass eine idente Lastaufnahme möglich wird. Grund genug, sich dafür Branchenprofis mit Top-Reputation ins Boot zu holen. Die Zuschläge für die Projektumsetzung erhielten im Rahmen der öffentlichen Ausschreibung zwei bewährte österreichische Wasserkraftexperten. Für die Lieferung des neuen Umformersatzes 3-4, bestehend aus einem 25 Hz-Generator und einem 50 Hz-Motor-Generator, wurde die oberösterreichische Hitzinger Power Solutions GmbH beauftragt. Der Linzer Traditionshersteller hat sich in den vergangenen Jahrzehnten mit seinen leistungsstarken Lösungen einen hervorragenden Ruf im Wasserkraftund Energiesektor erarbeitet. Darüber hinaus kann Hitzinger auf eine Vielzahl erfolgreicher Projekte im Bahnstrombereich verweisen. Den Zuschlag für die Ausführung des neuen elektro- und leittechnischen Equipments konnte sich der niederösterreichische Automatisierungsspezialist Schubert CleanTech GmbH sichern. „Generell kann man sagen, dass die EVN, und im Speziellen die EVN Naturkraft GmbH, zu den treuesten und langjährigsten Kunden von Schubert zählt. Aufgrund unseres Leistungsportfolios mit Lösungen für Umspannwerke, Wasserkraft, Windkraft, Energiespeicher, Wasserversorgungen, etc. kann Schubert sämtliche Erfordernisse eines modernen Energieversorgers wie der EVN erfüllen. Die Geschäftsbeziehungen bestehen bereits seit mehr als 50 Jahren, als die EVN noch NEWAG hieß“, so Christian Schwarzenbohler, Divisionsleiter Energieerzeugung bei Schubert.
Maßgeschneiderter Umformer aus Linz Hitzinger war bereits sehr früh in das Projekt involviert, denn die Linzer hatten
schon vor den Erneuerungsmaßnahmen die Analyse des Umformers 3-4 durchgeführt. Nach dem Zuschlag für das Modernisierungsprojekt ging es für Hitzinger zunächst an das Sichten der alten, unvollständigen Konstruktionsunterlagen der Bestandsmaschinen. Es erfolgte eine Vermessung im Hinblick auf die Phasenverschiebung zwischen der 50 Hz und der 25 Hz-Maschine sowie detaillierte elektromagnetische Berechnungen. Zudem wurde eine Simulation des gesamten elektrischen Systems angestellt, worin unter anderem der Parallelbetrieb, Lastaufschaltungen und die 25 Hz-Pulsation enthalten waren. Weiters mussten auch mechanische Berechnungen für die Gesamtanlage im Hinblick auf die auftretenden Kräfte und Momente, Fundamentbelastungen sowie Torsionsschwingungen angestellt werden. Für den 25 Hz-Generator mit 1,5 m Statordurchmesser und ca. 28 Tonnen Gewicht wurde eine neue Baugröße entwickelt. Vor der Endmontage im Krafthaus wurde der komplette Umformersatz mit ca. 54 Tonnen Gesamtgewicht im Hitzinger-Werk aufgebaut und detaillierten Prüfungen unterzogen. Diese beinhalteten unter anderem die Prüfung der Spannungskurvenform zwischen den Maschinen. Zudem erfolgte ein Abgleich der Pollagen mit den Messungen im Kraftwerk am Bestands-Maschinensatz.
Branchenprofis beweisen Kompetenz
Nachdem der neue Umformersatz mittels Mobilkran ins Krafthaus eingebracht worden war, mussten die Maschinen auf
Der Lastaufteilungsversuch im Rahmen der Inbetriebnahmetests durch Schubert bestätigte, dass die Last gleichmäßig auf beide Umformersätze verteilt wird.
Bruchteile von Millimetern genau ausgerichtet werden. Bei der Inbetriebnahme wurden von den Technikern von Hitzinger nochmals umfangreiche Tests durchgeführt. Dazu zählten unter anderem Schwingungsmessungen beim ersten Anfahren der Turbine. Außerdem wurde die gesamte MittelspannungsMesstechnik für den Abgleich zwischen den vier Maschinen im Parallelbetrieb an der Turbine aufgebaut. Die Einstellung der Phasenverschiebung wurde für den Mikrosekundenbereich ausgelegt, zudem wurden Lastversuche mit beiden Maschinensätzen im Parallelbetrieb durchgeführt. „Hitzinger hat mit seinen durchdachten Lösungen eine sehr hohe Kompetenz beim Auslegen der Maschinen unter Beweis gestellt. Ein Lob hat definitiv auch die Firma Schubert verdient, denn die Automatisierung eines Umformersatzes ist nicht ganz einfach. Es gibt sehr viele Betriebsziele im Kraftwerk Erlaufboden, die von einem normalen Wasserkraftwerk abweichen. Beispielsweise können wir mit den Maschinen solo Strom mit 50 Hz oder 25 Hz produzieren, zudem sind der Umformerbetrieb bzw. diverse Inselbetriebsarten möglich“, sagt Werner Schöner.
Moderne Technik für Traditionsanlage Neben der Automation des Umformersatzes 3-4 war Schubert auch für die Erneuerung der Turbinenregler, die Lieferung eines neuen 30 kV-Maschinentrafos sowie die Verkabelung und Adaptierung der elektrischen Anlagenteile für den neuen Um-
formersatz zuständig. Aufgrund des Alters der Kraftwerksautomatisierung hatte man sich dazu entschieden, die Automatisierung und Regelung sowie die Schutztechnik der gesamten Anlage zu modernisieren und auf den aktuellen Stand der Technik zu bringen. Von der EVN wurde in diesem Zuge auch die noch die komplette 20 kV-Schaltanlage des Kraftwerks erneuert. „Das ursprüngliche Konzept, wonach nur ein neuer Maschinensatz in die bestehende Steuerung und die Schaltanlagen eingebunden werden sollte, wurde nach und nach zu einer kompletten Revitalisierung des Kraftwerks abgeändert. Anstelle des Austauschs von Leistungsschutzschalter und Trenner in der offenen 20 kV-Schaltanlage wurde die gesamte Schaltanlage durch eine neue, gasisolierte SF6 Anlage von Siemens ersetzt “, erklärt Christian Schwarzenbohler. Die bestehende 30 kV-Schaltanlage des Kraftwerks wurde angepasst und vereinheitlicht. Dabei musste sichergestellt werden, dass die Bestandsanlage und die neue Automatik nebeneinander für sich störungsfrei funktionieren.
Kraftwerk mit spezieller Technik
Mit seinen beiden Umformersätzen sei das Kraftwerk Erlaufboden eine Besonderheit für sich, betont Schubert-Projektleiter Andreas Grießler: „Für einen Elektrotechniker stellt dieses Kraftwerk aufgrund seiner Historie und der speziellen Technik beim Umbau eine sehr spannende Herausforderung dar. Man findet vom 2-poligen 30 kV-Bahnnetmit 25 Hz, dem öffentlichen 20 kV-Netz mit 50 Hz, den Generatorspannungen 6,5 kV und 6,3 kV auch sämtliche Steuer- und Signalspannungen und Ströme, verschiedene Datenprotokolle bis hin zu ferromagnetischen Resonanz-Phänomenen im Bahnnetz alles in einer Anlage vereint. Bei diesem Projekt galten hohe Ansprüche auf ganzer Ebene für die Projektleitung und Koordination, die Techniker und Monteure bis hin zur Softwareprogrammierung und die Schaltschrankfertigung.“ Im Zuge des Umbaus wurde beim neuen Umformersatz auch ein Wärmerückgewinnungssystem eingebaut. Damit können die Maschinenhalle und die Büroräume nun mit der Abwärme des Umformers beheizt werden. Zusätzlich wurde beim Kraftwerk eine Bypassleitung installiert, womit nun eine stoßfreie Wasserweitergabe bei Lastabwürfen oder Maschinenstillständen gewährleistet ist. „Das Ziel des Projekts war es, durch die Modernisierungen und den Umbau wieder einen stabilen und ausfallsicheren Anlagenzu-
TECHNISCHE DATEN UMFORMERSATZ NEU
• 25 HZ Generator SGW150E04T Nennscheinleistung: 2.800 kVA
Spannung: 6.500 V
Drehzahl: 750 U/min
• Frequenz: 25 Hz
Stromstärke: 430 A
• Hersteller: Hitzinger Power Solutions GmbH
• 50 HZ Motor/Generator SGW136C08T Nennscheinleistung: 2.500 kVA
Spannung: 6.300 V
Drehzahl: 750 U/min
• Frequenz: 25 Hz
Stromstärke: 229 A
• Hersteller: Hitzinger Power Solutions GmbH
Der neue Umformersatz dient der Anlage nun als Führungsmaschine.
stand herzustellen und den Betrieb des Kraftwerks für die Betreiber zu vereinfachen. Ich denke, das ist uns gemeinsam mit dem EVN-Team rund um Werner Schöner und der Firma Hitzinger gut gelungen“, ist Christian Schwarzenbohler überzeugt.
Umbau zahlte sich aus Im Zuge des großangelegten Modernisierungsprojekts sollten auch die über 100 Jahre alten Francis-Turbinen auf Vordermann gebracht werden. Dazu wurden die Turbinen einem Retrofitprogramm unterzogen, wobei bei allen Maschinen auch der Korrosionsschutz erneuert wurde. Beim Laufrad der Maschine 2-5 waren Schweißarbeiten notwendig, da bei der Inspektion feine Haarrisse festgestellt wurden. Die Moderni-
Das Traditionskraftwerk wurde fit für die Zukunft gemacht.
sierungsarbeiten an den einzelnen Maschinen- bzw. Umformersätzen wurden Schritt für Schritt durchführt, im März 2026 war die Generalerneuerung abgeschlossen. „Abseits vom realisierten Parallelbetrieb der Maschinensätze hat sich das Projekt auch im Hinblick auf die Betriebsführung bezahlt gemacht. Vor dem Umbau konnte das Betriebsziel der Anlage nur vor Ort manuell geändert bzw. angepasst werden. Das war eine sehr zeitaufwändige Angelegenheit, die durch die träge Reaktion der mechanischen Turbinenregler zusätzlich erschwert wurde. Durch die Kombination aus digitalen Turbinenreglern, moderner Leittechnik und der Automatisierung kann die Anlage nun viel schneller und komfortabler gesteuert werden“, resümiert Werner Schöner.
KOMPAKT ZUVERLÄSSIG
UMWELTVERTRÄGLICH SICHER EFFIZIENT FLEXIBEL
Maximale Flexibilität der Ausführung und höchste Anforderungen an die Qualität sind unser weltweites Markenzeichen. Nachhaltig garantierte Leistung für erneuerbare Energien. Generatoren - konstruiert und gebaut für Generationen.
Spatenstich FAH Egglfing-Obernberg: v.l. VERBUND Wasserkraft GF Michael Amerer, Landesfischereipräs. Bayern Axel Bartelt, 1. Bgm. Bad Füssing Tobias Kurz, Bgm. Obernberg a. Inn Martin Bruckbauer, Hans-Dieter Scheiblhuber (Landesfischereiverb. Bayern), VERBUND Wasserkraft GF Karl Heinz Gruber
Weniger als zwei Jahre nach Eröffnung der Fischwanderhilfe beim Innkraftwerk Braunau-Simbach startet VERBUND das nächste große Naturschutzprojekt am Unteren Inn: Im Rahmen des EU-LIFE Projekts „Riverscape Lower Inn“ entsteht beim Kraftwerk Egglfing-Obernberg auf einer Länge von 5,8 Kilometer das größte naturnahe Umgehungsgewässer am Inn – ein neuer strukturreicher Gewässerlebensraum für Tiere und Auenpflanzen.
Mit dem feierlichen Spatenstich am 8. Mai 2026 fiel der Startschuss für den Bau der längsten Fischwanderhilfe am Inn. Im Beisein regionaler politischer Vertreter:innen, Projektpartner:innen und Mitarbeiter:innen wurde beim Innkraftwerk Egglfing-Obernberg der Beginn der Bauarbeiten gewürdigt. In den kommenden eineinhalb Jahren errichtet VERBUND dort ein naturnahes Umgehungsgewässer, das dank der ökologischen Gestaltung nicht nur die Wanderung der Fische ermöglicht, sondern auch neue Laich- und Rückzugsräume für die vielfältigen Fische und Wasserlebewesen am Inn schafft.
Mehr als nur ein Wanderkorridor
Die von Gewässerökolog:innen und Wasserbauern geplante Fischwanderhilfe ist weit mehr als eine bloße Durchgangsroute: Mit Furten, angeströmten Kiesbänken, Flachwasserzonen, Totholz und Buchten entsteht im Umfeld des Kraftwerkes Egglfing-Obernberg ein strukturreiches Gewässer mit einer natürlichen Abflussdynamik. Flache Kiesbänke dienen zukünftig als Laichplätze und Aufenthaltsort für Jungfische, während tiefe Wasserzonen großen Inn-Fischen, wie etwa dem Huchen, Raum bieten.
Durch die neue Fischwanderhilfe werden, je nach Jahreszeit, zwischen 4 und 10 Kubikmeter Wasser pro Sekunde strömen.
Zur Laichzeit vom Frühjahr bis in den Sommer ermöglicht ein gesteuertes Zusatzdotationsbauwerk eine saisonale Erhöhung des Durchflusses. Auch der Malchinger Bach fließt in das neue Gewässer ein, und das Inn-Ufer wird unterhalb der Mündung auf einer Länge von 1,7 Kilometern strukturreich renaturiert.
Ein strukturreiches Gewässer für die Flussbewohner des Inns.
Eine Fischwanderhilfe als naturnaher Lebensraum: Die neue FAH Egglfing-Obernberg wurde von GewässerökologInnen und Wasserbauern geplant.
„In dieses Projekt ist die Erfahrung aus allen Fischwanderhilfen eingeflossen, die wir in den vergangenen zwei Jahrzehnten gebaut haben. Rund um das Umgehungsgewässer entstehen neue Lebensräume für kiesbrütende Vogelarten, Amphibien, Reptilien, Insekten und typische Auenpflanzen. Die Bauarbeiten werden klimaschonend umgesetzt: Das Aushubmaterial wird für neue Kieslebensräume direkt vor Ort wiederverwendet“, erklärt Michael Amerer, Geschäftsführer der VERBUND Grenzkraftwerke.
EU-LIFE Projekt „Riverscape Lower Inn“
Die Fischwanderhilfe Egglfing-Obernberg ist Teil des EU-LIFE Projekts „Riverscape Lower Inn“, das die naturnahe Entwicklung der Flusslandschaft am Unteren Inn fördert. Im Europareservat Unterer Inn trägt das LIFE-Projekt zur Umsetzung mehrerer EU-Richtlinien bei: Fauna-Flora-Habitat-, Vogelschutz- und Wasserrahmenrichtlinie.
Millionen-Investitionen in Ökologie
„Bis 2027 investieren wir in der VERBUND-Wasserkraft entlang unsere Anlagen in Bayern und Österreich rund 400 Mio. Euro für Renaturierungsmaßnahmen, Fischwanderhilfen und Verbesserungen von Lebensräumen. Davon ist die Hälfte bereits umgesetzt und 75 % aller relevanten Kraftwerke sind damit barrierefrei passierbar“, erläutert Karl Heinz Gruber, Geschäftsführer der VERBUND Grenzkraftwerke. „Bei unseren 22 Laufkraftwerken in Bayern und an der Grenze zu Österreich haben wir 100 Mio. Euro für Ökomaßnahmen geplant und ein Drittel bereits umgesetzt.
Fischwanderhilfen funktionieren!
Modernes Fischmonitoring belegt anhand wissenschaftlicher Datenaufnahmen, dass die Fischwanderhilfen und Umgehungsgewässer der VERBUND Wasserkraft von den Fischen gerne angenommen werden. Dabei werden die passierenden Fische genau erfasst und dokumentiert. So entstehen am Ende genaue Daten über die Anzahl und Arten der Fische und die Wanderbewegungen.
Am VERBUND-Innkraftwerk Ering-Frauenstein beispielsweise wurden bereits im ersten Jahr nach der Inbetriebnahme im Jahr 2019 in Summe rund 40.000 Fische registriert, die das Kraftwerk umwandert haben. Sie gehörten 36 verschiedenen Fischarten an. Der größte Fisch war ein Wels mit 1,2 m Körperlänge.
Länge: 5.800 m
• Breite: 7 - 20 m
• Höhenunterschied: 10,6 m variable Dotationsmenge von 4 - 10 m³/s Möglichkeit für temporäre Spüldotation bis 40 m³/s (Freispülen von Laichplätzen, Förderung von Sedimentumlagerung)
• Fertigstellung 2027
Geboren aus der Wasserkraftnutzung: Der Jet d‘eau
Der Jet d’eau ist das berühmte Wahrzeichen von Genf und zählt zu den bekanntesten Springbrunnen der Welt. Jede Sekunde werden 500 Liter Wasser mit rund 200 km/h bis zu 140 Meter hoch in die Luft geschossen. Seine Ursprünge reichen ins Jahr 1886 zurück. Damals sah sich das Wasserwerk, das die Genfer Handwerker und Uhrmacher mit Wasserkraft aus der Rhone versorgte, gezwungen, eine Druckentlassung unter freiem Himmel zu schaffen. Schließlich war die Zuleitung unter Überdruck gestanden, wenn die Werkstätten abends geschlossen wurden. Der spektakuläre Wasserstrahl wurde so beliebt, dass die Stadt Genf 1891 einen neuen Jet d’eau an seinem heutigen Standort im Genfersee errichten ließ. 1951 wurde die heutige Anlage mit leistungsstarken Pumpen gebaut und die Höhe des Wasserstrahls von 90 auf 140 Meter erhöht. Höher kann der Jet d’eau aufgrund der umliegenden Wohnhäuser nicht werden.
Im Teamwork haben vier junge Pongauer ihr erstes gemeinsames Wasserkraftwerk in Kleinarl verwirklicht. Von links: Philipp Höller, Markus, Christof und Andreas Schaidreiter am modernen Steuerungspult im Krafthaus des neuen KW Ployergrabenbach.
In Kleinarl im Salzburger Pongau ist in den letzten Monaten ein Kleinwasserkraftwerk entstanden, das Modernität, Robustheit und Performance auf einen Nenner bringt. Realisiert wurde die neue Ökostromanlage von vier jungen Pongauern, allesamt mit technischem Background, die ohne einschlägige Erfahrung, aber mit kompetenten Partnern ein mustergültiges Hochdruckkraftwerk ans Netz brachten. Die neue Anlage, die eine natürliche Gefällstufe des Ployergrabenbachs nutzt, liefert im Regeljahr rund 1,3 GWh. Zentrale Herausforderung baulicher Natur war die Verlegung der 2,2 Kilometer Druckrohrleitung im Gelände, die zur Gänze aus schub- und zuggesicherten Rohren des Branchenspezialisten Tiroler Rohre GmbH errichtet wurde. Seit wenigen Wochen befindet sich das Kraftwerk im Regelbetrieb.
Ein erfolgreiches Projekt beginnt nicht mit Geld. Es beginnt mit zwei Personen, die eine unkonventionelle Frage stellen — und nicht aufhören, bis sie eine Antwort gefunden haben. „Tatsächlich haben mein Arbeitskollege und ich über längere Zeit bei unseren alltäglichen Autofahrten zur Arbeitsstelle darüber diskutiert, wie man sich heutzutage mit einem nachhaltigen und gleichzeitig langfristig ökonomisch tragbaren Projekt ein zusätzliches wirtschaftliches Standbein schaffen könnte – und sind dabei nach und nach beim Thema Kleinwasserkraft gelandet“, erzählt Christof Schaidreiter, Mit-Initiator des neuen Kleinkraftwerks im Pongauer Kleinarl. Ohne große einschlägige Vorkenntnisse, aber ausgestattet mit jeder Menge Energie, technischem Verständnis und viel Teamspirit krempelten Christof, sein Arbeitskollege Philipp Höller und seine beiden Brüder Markus und Andreas die Ärmel hoch und legten nach den ersten konkreten Gesprächen im Frühling 2022 los. Im Mittelpunkt ihrer Überlegung stand dabei der Ployergraben, wo sich auch der Heimat-Hof der Schaidreiters befindet. „Teile des Projektgebiets liegen auf unserem eigenen Grund, was die ganze Sache natürlich erleichterte“, erklärt Christof Schaidreiter, verweist aber zugleich darauf,
dass in der Folge sowohl mit den benachbarten Bauern als auch mit den Österreichischen Bundesforsten ein sehr gutes Einvernehmen bei der Nutzung des angrenzenden Terrains gefunden wurde.
Die Wasserfassung im Winter auf rund 1.511 m Seehöhe aus der Drohnenperspektive. Sie wurde sehr robust ausgeführt.
Erfahrene Partner ebnen den Weg Die Idee für das Kraftwerk war allerdings nicht ganz neu. In den 0er-Jahren war bereits ein erster Versuch gestartet worden, den Ployergrabenbach hydroelektrisch zu nutzen. Damals allerdings ohne Erfolg, wie Schaidreiter erzählt. Das Projekt verlief im Sand. Zum Bedauern des jungen Quartetts waren davon keinerlei Messdaten verfügbar, auf die man hätte aufbauen können. „Aus diesem Grund haben wir selbst über zwei Jahre Pegel- und Abflussmessungen vorgenommen, haben auch von den Nachbarn Daten bekommen. Zum Glück haben wir uns bei der Erstellung der kompletten Hydromorphologie dann die Gewässerökologin Dr. Regina Petz-Glechner ins Boot holen können. Für uns war das essentiell, dass wir in Fragen der Ökologie auf ihre Expertise zurückgreifen konnten“, hebt Christof Schaidreiter die Rolle von „Umweltgutachten Petz“ hervor, das offiziell mit der gewässerökologischen Begleitplanung betraut
wurde. In diesem Fall umfasste der Auftrag einerseits die Erfassung des ökologischen Zustands inklusive Hydromorphologie, andererseits die Erstellung eines Gutachtens über die aus gewässerökologischer Sicht erforderliche Restwassermenge. Seit mittlerweile 29 Jahren steht der Name Umweltgutachten Petz für ökologisch verträgliche Wasserkraftnutzung. In diesem Zeitraum wurden vom Team Petz Hunderte Projekte gewässerökologisch begleitet: vom Großkraftwerk mit über 100 MW Engpassleistung bis zu Kleinstanlagen mit wenigen kW. Neben der Neuplanung von Anlagen gehören auch ökologisches Monitoring, z.B. von Fischwanderhilfen, Fischbestandsaufnahmen sowie herpetologische Erhebungen zum Tätigkeitsfeld von Umweltgutachten Petz.
Was das Pongauer Quartett von Anfang an goldrichtig machte: Man suchte sich erfahrene Partner aus der Branche. Dazu Christof Schaidreiter: „Das war für uns sehr wichtig. Wir haben uns im Vorfeld jede Menge Infos eingeholt, unter anderem auch das zek HYDRO Magazin studiert, um die idealen Branchenpartner für unser Projekt zu finden.“ Für die Planung und das Vorprojekt wandte man sich an den renommierten Planer und Sachverständigen DI Helmut Mitterfellner vom Planungsbüro PI Mitterfellner GmbH aus dem steirischen Scheifling, das in den letzten 20 Jahren zahlreiche Wasserkraftwerke kleinerer bis mittlerer Dimension umsetzte. Das sollte sich bezahlt machen. Schließlich wurde unter Federführung von Helmut Mitterfellner ein Vorprojekt erstellt, das sich von Anfang an als höchst vielversprechend herausstellte.
Gewässerschutz als letzte Projekthürde „Durchgewunken“ wurde das Projekt allerdings keineswegs. Als veritable Hürde sollte sich der Gewässerschutz herauskristallisieren. Es wurde im Herbst 2024 schließlich über einen Bach verhandelt, der bislang ungenutzt war, der aber zugleich eine massive Hochwasserverbauung aufwies, mit insgesamt 20 Sperren. Konkret ist der Ployergraben über die gesamte Ausleitungsstrecke zum Teil hart verbaut, die Sohle ist abschnittsweise gesichert und es gibt zahlreiche Abstürze und Geschiebesperren. „Die Herausforderung bestand darin, jene Strecke auszuwählen, die aus gewässerökologischer Sicht möglich war - ohne Inanspruchnahme einer Ausnahmegenehmigung nach § 104a WRG. Ergänzend muss man sagen, dass oberhalb ein Gewässerabschnitt mit sehr gutem hydromorphologischen Zustand anschließt, der allerdings vom Projekt nicht berührt wird“, sagt Dr. Regina Petz-Glechner, erfahrene Geschäftsführerin von Umweltgutachten Petz.
Ein eigener Wintereinlauf sorgt dafür, dass auch bei tiefwinterlichen Bedingungen an der Wasserfassung Triebwasser eingezogen wird.
Der Ployergrabenbach ist bekannt für seine hohe Geschiebefracht. Daher wurde auf die Entsandung besonders großer Wert gelegt. GMT lieferte für die Fassung einen angepassten Coanda-Rechen.
„Wir hatten uns zu diesem Punkt dennoch zu einer Nachverhandlung mit den Behörden einzufinden und waren unsicher, ob unser Projekt hält. Zum Glück hatten wir auch in dieser Frage mit dem Rechtsanwalt Dr. Berthold Lindner einen der erfahrensten Experten auf diesem Gebiet an der Seite. Mit ihm ist es dann auch sehr schnell gelungen, mögliche Bedenken der Behörden auszuräumen“, erinnert sich Christof Schaidreiter. Im Anschluss an die Nachverhandlungen im November 2024 stand der Umsetzung des neuen Kraftwerks Ployergrabenbach nichts mehr im Weg, auch wenn es noch ein wenig dauern sollte, bis sämtliche Bescheide der Behörden vorlagen.
Vom Konzept her handelt es sich um ein Ausleitungskraftwerk, das bei einem Einzugsgebiet von 1,7 km2 die natürliche Gefällstufe des Ployergrabens über etwa 500 m nutzt. Von der Wasserfassung auf ca. 1.511 m Seehöhe wird das Wasser weiter durch eine knapp 2,2 km lange Druckrohrleitung zum neuen Krafthaus geführt, wo das Triebwasser mit einer 3-düsigen Peltonturbine abgearbeitet wird. Der erzeugte Strom wird in einen nagelneuen Transformator im Zentralbereich von Kleinarl geführt und ins öffentliche Netz der Salzburg AG gespeist. Soweit das grundsätzliche Konzept der Anlage.
Wasserfassung in bewährter Gürtel-Hosenträger-Ausführung Nachdem im Frühling letzten Jahres die Vergabeverhandlungen für die unterschiedlichen Gewerke abgeschlossen waren, konnte im Frühsommer mit den Bauarbeiten begonnen werden. Die Baulose gingen dabei an die Pongauer Baufirma AustroBau GmbH, die in der folgenden intensiven Bauphase ihrem guten Ruf gerecht wurde.
Die neue Wasserfassung des KW Ployergrabenbach auf rund 1.500 Metern Seehöhe wurde dabei besonders robust und mehrstufig ausgeführt – ganz nach dem Prinzip einer „Gürtel-und-Hosenträger-Lösung“. Das Oberwasserbecken ist mit Wehrklappen aus Stahl ausgestattet, wie sie bei modernen Anlagen dieser Art vielfach eingesetzt werden. Von dort gelangt das Wasser zunächst über ein Tiroler Wehr in die Fassung. Anschließend durchläuft es ein rund zehn Meter langes Entsanderbecken, in dem grobe Geschiebe- und Sedimentanteile abgeschieden werden. Als zusätzliche Sicherheitsstufe ist am Ende des Entsanders noch ein Coanda-Rechen installiert, der feinste Sedimente aus dem Wasser filtert. Diese aufwändige Ausführung war notwendig, da der Ployergrabenbach viel Geschiebe mit sich führt. Sämtliche Stahlwasserbau-Komponenten stammen vom Salzburger Spezialisten GMT Wintersteller, der einmal mehr seine Allrounder-Qualitäten bei einem Wasserkraftwerk unter Beweis stellen konnte. „Was die Arbeiten an der Wasserfassung durchaus diffizil gestaltete, war der extrem weiche Untergrund. Nicht zuletzt aufgrund der vernässten Hänge sprachen die Geologen von einem stark ‚hydromorphen‘ Untergrund“, erzählt Christof Schaidreiter und verweist darauf,
Für den Kraftabstieg wurden Gussrohre von TRM über eine Länge von knapp 2,2 km in teilweise schwer zugänglichem Gelände verlegt. Die Druckrohrleitung wurde in der Dimension DN250 errichtet.
dass dieser Umstand auch bei der Verlegung der Druckrohrleitung eine Rolle spielen sollte.
Spezielle Verlegetechnik im Steilhang Für das Verlegeteam von AustroBau stellten gerade die gefürchteten Rutschhänge des Ployergrabens eine Herausforderung dar. Speziell der oberste Teil der Rohrtrasse hatte es in sich, wie Christof Schaidreiter betont: „Die ersten Hundert Meter unmittelbar nach der Ausleitung waren vom Terrain sicher am schwierigsten – und im Grunde ohne Spinnenbagger nicht machbar. Das Bauteam wählte bei der Verlegung allerdings eine eigene Technik, indem man die einzelnen Rohrschüsse an Stellen zusammengesteckt und gesichert hat, wo es sich leicht bewerkstelligen hat lassen – und danach hat man die zusammengehängte Teilleitung mithilfe der Winde am Spinnenbagger und mit entsprechenden Rohrschutzmaßnahmen
Dem beauftragten Bauteam von AustroBau GmbH gelang es, die gesamte Druckrohrleitung von Juli bis November letzten Jahres zu verlegen. Begünstigt wurden die Arbeiten durch die außergewöhnliche Trockenheit.
vorsichtig in die Rohrkünette runtergelassen“. Der junge Pongauer räumt dabei ein, dass er zu Beginn etwas skeptisch gewesen sei, ob diese Verlegemethode auch funktioniert: „Aber letztlich hat das sehr gut geklappt, was neben der guten Arbeitsleistung natürlich auch dem seit Jahrzehnten bewährtem VRS-T System mit der hochwertigen Schub- und Zugsicherung der Rohre zu verdanken ist, die sich dabei schon bewährt hat“, verweist er auf die spezielle Qualität des eingesetzten Rohrmaterials. In dieser Frage setzten die vier Pongauer auf das Rohrsystem der Tiroler Rohre GmbH (TRM). Konkret kamen über eine Länge von 2.185 m VRS-T Rohre vom Typ Pur Longlife DN250 in den zwei Druckstufen PN40 und PN63 zum Einsatz. Ein Teil der Rohre war zusätzlich mit einer werksseitig aufgebrachten Zementmörtelumhüllung (ZMU Austria) ausgeführt aufgrund eines Abschnitts, in dem die Leitung durch pH-sauren, moorigen Untergrund geführt wurde. Die Zementmörtelumhüllung schützt die Leitung langfristig vor möglichen Korrosionsschäden durch eine saure Umgebung. „Langfristig“ war das entscheidende Schlagwort bei der Wahl der Rohre für die Bauherren, die gerade in dieser Frage ganz genau wussten, was sie wollten. „Als gelernter Seilbahntechniker habe ich gesehen, dass bei uns in der Gegend - wie überhaupt österreichweit - sehr viele Schneileitungen mit TRM-Rohren erstellt wurden und nach wie vor werden. Dabei hat sich einerseits gezeigt, dass das Handling beim Verlegen sehr einfach ist und andererseits, dass das eine Qualität ist, die hält. Wir haben unser Kraftwerk ja auf eine Lebensdauer von mehreren Jahrzehnten berechnet“, erläutert Christof Schaidreiter, warum die Wahl der TRM-Rohre ausgesprochen leicht gefallen war. Natürlich standen dabei auch wirtschaftliche Überlegungen im Vordergrund. Man habe sich auch andere Anbieter angeschaut, sagt der junge Projektbetreiber, betont dabei aber: „Vom Preis her gab es
Die
keine allzu großen Unterschiede. Aber: Wir hatten bei etwas billigeren Anbietern kein so gutes Gefühl, was die Qualität und Langlebigkeit anbelangt.“
Hangbewegungen werden frühzeitig erkannt
Zur Beobachtung möglicher Längendilatationen in der Leitung wurde gemeinsam mit dem Rohranbieter TRM ein eigenes Kontrollsystem entwickelt. Hintergrund ist die Gefahr, dass Hangbewegungen die Druckrohrleitung talwärts ziehen und dadurch eine Längendehnung entsteht. Zu diesem Zweck wurde ein spezielles U-Stück in die Leitung integriert, vollständig zusammengeschoben und markiert. Darüber wurde ein Kontrollschacht angelegt, der eine regelmäßige Sichtprüfung ermöglicht. Verschiebt sich die Markierung im Laufe der Zeit, kann dies auf Bewegungen im Hang und eine beginnende Dehnung der Leitung hinweisen. Das System dient damit als eine Art Frühwarnmechanismus: Zwar würde ein Abrutschen des Hanges trotz Schub- und Zugsicherung letztlich auch die Leitung gefährden, kleinere Bewegungen kündigen sich jedoch meist schleichend an und können so frühzeitig erkannt werden. „Wir haben dieses System gemeinsam mit den Verantwortlichen von TRM ausgetüftelt. Generell hat die Zusammenarbeit mit dem Projektverantwortlichen Dr. Igor Roblek und seinem Team hervorragend funktioniert. Auch die Lieferungen der einzelnen Rohrschüsse erfolgte stets ‚on-time‘“, so Christof Schaidreiter.
Mit den Verlegearbeiten für die Druckrohrleitung konnte das Team von AustroBau Ende Juli des vergangenen Jahres beginnen. Die Bauarbeiten erfolgten in zwei unabhängig voneinander arbeitenden Partien, wodurch der Baufortschritt zügig voranschreiten konnte. Begünstigt wurde das Projekt zusätzlich durch einen außergewöhnlich trockenen und stabilen Herbst, der ideale Bedingungen für die Arbeiten im Gelände bot. Anfang November konnte schließlich die Druckprüfung
durchgeführt werden – sie verlief bereits im ersten Anlauf erfolgreich. Parallel zur Kraftwerksleitung wurde außerdem eine zusätzliche Schneileitung DN100 für die Kleinarler Hütte errichtet. Diese dient künftig der Beschneiung der Rodelbahn beziehungsweise einer neuen Skitouren-Aufstiegstrasse.
Turbine läuft stabil bis in den untersten Teillastbereich Zeitgleich mit der Verlegung der Druckrohrleitung wurde im Ortskern von Kleinarl auf 1.000 m Seehöhe das neue Krafthaus errichtet. Das in Stahlbetonweise ausgeführte Bauwerk, das optisch an die Bauvorschriften des alpin geprägten Ortscharakters angepasst wurde, beherbergt den neuen Maschinensatz, bestehend aus einer 3-düsigen vertikalachsigen Peltonturbine und einem direkt gekoppelten Synchrongenerator. Geliefert wurde der Maschinensatz von sora aus Südtirol. Die Auslegung erfolgte mit besonderem Fokus auf einen breiten Betriebsbereich, hohe Effizienz und einen zuverlässigen Betrieb auch bei stark schwankendem Wasserdargebot. „Mit einer Ausbauwassermenge von 100 l/s haben wir die Peltonturbine ganz leicht überdimensioniert. Das bringt den Vorteil, dass die Maschine in Zeiten von Schneeschmelze oder bei den zunehmend häufigeren Starkregenereignissen mehr Wasser energetisch nutzen kann“, erläutert Christof Schaidreiter und verweist darauf, dass der Maschinensatz auch im untersten Teillastbereich – wie etwa häufig im Winter - stabil betrieben werden kann. Ausgelegt auf eine Nennleistung von 400 kW kann sie tatsächlich bis zu Minimalleistungen von nur 4 Prozent gefahren werden.
Neben der Wahl der optimalen Maschinentechnik legte das Betreiberquartett auch größtes Augenmerk auf eine moderne Steuerungs- und Automatisierungslösung für das Kraftwerk. Nach Besichtigung einiger Kleinkraftwerke im Vorfeld entschieden sich Christof Schaidreiter und seine drei Mitstreiter für die Steuerungslösung aus dem Hause en-co. „Un-
Parallel zur neuen Druckrohrleitung wurden in der Künette auch eine neue Schneileitung sowie Strom- und LWL-Kabel mitverlegt.
Die 3-düsige Peltonturbine aus dem Hause sora, ausgelegt auf eine Nennleistung von 400 kW, arbeitet auch im Teillastbereich hoch effizient.
ser Ziel war es, die Anlage langfristig möglichst störungsfrei und mit geringem Betreuungsaufwand betreiben zu können. Die benutzerfreundliche Visualisierung und das durchdachte Bedienkonzept von en-co haben uns dabei überzeugt“, so Schaidreiter. en-co zeichnete für die Automatisierung, die Anlagenvisualisierung, die Fernüberwachung sowie das moderne Bedienkonzept verantwortlich. Sämtliche Betriebszustände und mögliche Störungen können in Echtzeit am Smartphone überwacht werden, wodurch sowohl Kontrolle als auch Steuerung aus der Ferne möglich sind. Zusätzlich realisierte en-co ein eigenes Bedienpanel mit einem 32-Zoll-Bildschirm auf einem speziell dafür entwickelten Steuerpult, das eine moderne, übersichtliche und intuitive Anlagenbedienung ermöglicht. Durch die enge Abstimmung zwischen sora und en-co entstand eine durchgängige elektromechanische Gesamtlösung für einen effizienten und betreiberfreundlichen Kraftwerksbetrieb.
Kleinarler Hütte nützt die Synergieeffekte des Projekts
der Kleinarler Hütte. Für diese touristische Einrichtung besteht ein eigener Zusatzkonsens zur Nutzung einer bestimmten Wassermenge – für die künstliche Beschneiung der Schlittenstrecke respektive der neuen Skitouren-Aufstiegstrasse. Im Zuge des Projekts wurden daher eine neue Schneileitung, eine Lichtwellenleitung sowie eine Stromleitung errichtet –letztere wird sowohl vom Kraftwerk als auch von der Kleinarler Hütte genutzt. „Für die Kleinarler Hütte haben sich damit schon einige interessante Vorteile ergeben“, erzählt Christof Schaidreiter. „Während die Hütte im Frühjahr außerhalb des Hüttenbetriebs ihren überschüssigen PV-Strom ins Tal einspeisen kann, bezieht sie im Winter, ihrer Hauptbetriebszeit, bei Bedarf Strom über die neue Stromleitung. Wir haben dafür auch eine interne Energiegemeinschaft gegründet. Für einen Tourismusort wie Kleinarl ist das relevant, dass heute die bislang notwendigen Dieselaggregate zur Stromversorgung der Kleinarler Hütte nicht mehr benötigt werden. Und trotz des schneearmen Winters konnte durch die künstliche Beschneiung der Betrieb der Schlittenstrecke aufrechterhalten werden – zu einer Zeit, in der dies mit reinem Naturschnee kaum mehr möglich gewesen wäre.“
1,3 Gigawattstunden grüner Strom aus der Region Einen wichtigen Bestandteil des Projekts stellt der neu errichtete Transformator im Ortskern von Kleinarl dar. Die Betreiber sehen ihn nicht nur als die technische Einspeisemöglichkeit des Kraftwerks, sondern auch als einen spürbaren Mehrwert für die gesamte Netzinfrastruktur der Gemeinde. „Der alte Transformator war bereits relativ stark ausgelastet. Durch den Umstand, dass auch bei uns immer mehr PV-Strom dazukommt, hat unser Stromnetz nun wieder etwas mehr Spielraum gewonnen“, erklärt Kraftwerksbetreiber Christof Schaidreiter. Tatsächlich verfügte Kleinarl – abgesehen vom großen Ausleitungskraftwerk der Energie AG – bis November 2025 über kein
Energieverteilung
Wasserversorgung
Wasserkraftanlagen
Inselanlagen
Mittelspannungsanlagen
Niederspannungsanlagen
Automatisierungen
Regelungen
Schutztechnik
Planung / Konstruktion
Wasserkraftanlagen
Haus interne Fertigung von:
Hochdruck-Turbinen
Niederdruck-Turbinen
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Fallhöhe: 511 m
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Turbine: Pelton Düsenzahl: 3
• Turbinenfabrikat: sora
• Nennleistung: 400 kW
Generator: synchron
• Druckrohrleitung: Guss
Fabrikat: TRM (Tiroler Rohre GmbH)
• Länge: 2.185 m Durchmesser: DN250
Druckstufen: PN40 & PN63
• Ausführung: VRS-T Pur LL und ZMU Austria Bauliche Umsetzung: AustroBau GmbH
• Automation, Steuerung & Visualisierung: en-co
• Elektrotechnik/Haustechnik: Elektro Pitter Planung: PI Mitterfellner GmbH
• Bau KG und Detailplanung: ZT-Büro Baumeister Dipl.-Ing (FH) Wilhelm Steger
• Geologen: MJP und Dr. Gert Furthmüller Ökolog. Begleitplanung: Umweltgutachten Petz
• Stahlwasserbau: GMT Wintersteller GmbH
Jahresproduktion: 1,3 GWh
• Inbetriebnahme: 22. November 2025
Das neue Kraftwerk im Pongauer Kleinarl liefert im Regeljahr durchschnittlich 1,3 GWh grünen Strom ans Netz.
wegs positivem Verlauf von Beginn an. Besonders erfreulich für die Betreiber: Das Projekt konnte vollständig im vorgesehenen Zeit- und Kostenrahmen umgesetzt werden. Im Regeljahr erzeugt das Kraftwerk künftig circa 1,3 Gigawattstunden Strom, der über die Energie AG an der Strombörse vermarktet wird. Für die jungen Betreiber markiert das Projekt gleichzeitig den Beginn eines neuen Abschnitts: Mittlerweile vom „Wasserkraft-Virus“ erfasst, tüfteln sie bereits an den nächsten Kraftwerksideen und sehen im erfolgreichen Abschluss des Kraftwerks Ployergrabenbach vor allem einen Ansporn für weitere innovative Energieprojekte in der Region.
Mit dem Wasserkraftwerk Muntigl kann die Gemeinde ihre Großverbraucher wie Freibad und Eislaufplatz mit selbst erzeugtem Strom versorgen.
Seit November 2025 erzeugt die Salzburger Gemeinde Bergheim mit dem neuen Kleinwasserkraftwerk Muntigl saubere Energie. Mit der Ökostromanlage, die an der Einmündung der Fischach in die Salzach errichtet wurde, kann die Gemeinde den Energiebedarf für ihre kommunalen Einrichtungen zur Gänze auf nachhaltige Weise selbst abdecken. Das komplette Turbinen-, Elektro- und Stahlwasserbauequipment sowie die Steuerung für das Ausleitungskraftwerk stammt vom oberösterreichischen Wasserkraftallrounder Jank GmbH. Als Herzstück der Anlage lieferte Jank eine vertikalachsige Kaplan-Turbine mit 245 kW Engpassleistung, die in einem breiten Betriebsband Strom erzeugen kann. Gemeinsam mit dem Kraftwerk wurde eine mustergültige Fischaufstiegsanlage errichtet, die den Gewässerbewohnern nun eine freie Passage von der Salzach bis zum Wallersee im Salzburger Seengebiet ermöglicht.
Der Bau des neuen Kleinwasserkraftwerks im Ortsteil Muntigl der Gemeinde Bergheim ist mit den Vorschreibungen der EU-Wasserrahmenrichtlinie verbunden, welche die Herstellung der gewässerökologischen Durchgängigkeit an der Fischach forderte. „Es gab zwei Abschnitte an der Fischach, an denen die Fischdurchgängigkeit hergestellt werden musste. Das waren die Wehranlage am Stuböckwehr und weiter bachabwärts bei der Einmündung des Gewässers in die Salzach“, erklärt der Bergheimer Bauamtsleiter Martin Sams: „Zunächst wurde am Stuböckwehr die Errichtung eines Schneckenkraftwerks in Verbindung mit dem Bau des Fischaufstiegs angedacht. Der Standort hat sich bei näherer Betrachtung allerdings als nicht rentabel für ein Wasserkraftwerk erwiesen, weswegen dort nur die Fischaufstiegshilfe realisiert wurde.“
Ausleitungskonzept überzeugt
An der Einmündung der Fischach in die Salzach stellte sich die Situation anders dar, erklärt Martin Sams. Dort waren die Bedingungen günstiger, um die vorgeschriebene Fischaufstiegsanlage mit dem Bau eines Kleinwasserkraftwerks zu kombinieren. Die ursprünglichen Pläne sahen vor, das Maschinengebäude des Kraftwerks direkt neben der Wehranlage zu platzieren. Vom Salzburger Fischmigrationsexperten Helmut Mader, der eng in die Projektierung eingebunden war, wurde schließlich ein alternatives Konzept für den Bau eines Ausleitungskraftwerks ausgearbeitet. Mit dieser Variante konnten zwei zusätzliche Meter an Fallhöhe für die Stromproduktion genutzt werden. Für die Realisierung ihres neuen Kraftwerks setzte die Gemeinde Bergheim auf die Kompetenz ausgewiesener Bau- und Wasserkraftexperten. Die Umsetzung der gesamten
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Verlegung der GFK-Druckrohrleitung DN1800 neben der Salzach
Hoch- und Tiefbauarbeiten und die Verlegung der Druckrohrleitung wurde an den Bauverbund Stöckl aus dem Salzburger Pinzgau vergeben. Obwohl die Bauphase grundsätzlich reibungslos über die Bühne ging, galt es für den Bauverbund Stöckl einige herausfordernde Randbedingungen zu bewältigen. „In unmittelbarer Nähe zur Druckrohrleitung verläuft der Hauptabwasserkanal der Landeshauptstadt Salzburg, oberirdisch musste auf die Stromleitungen der Salzburger Lokalbahn Acht genommen werden. Zudem überquert die Druckrohrleitung auch die Hauptgasleitung der Stadt Salzburg, die bei den Grabungsarbeiten auf keinen Fall beschädigt werden durfte. Weiters stellten sich auch die geologischen Bedingungen, vor allem im Bereich des Krafthauses, als schwierig dar“, so Martin Sams. Trotz dieser anspruchsvollen Gegebenheiten konnte der Bauverbund Stöckl das Projekt im veranschlagten Zeitraum professionell abschließen. Ebenfalls am Projekt beteiligt waren das Ingenieurbüro Wölfle ZT-GmbH, das für die Planung, Ausschreibung und die örtliche Bauaufsicht zuständig war, die Brandstätter Ziviltechniker GmbH für die statischen Berechnungen und die Bautechnische Versuchs- und Forschungsanstalt Salzburg, die für die Bodenuntersuchungen, die Bodenmechanik und das Gründungskonzept beauftragt wurde.
Wasserkraftprofis aus dem Innviertel
Mit der kompletten technischen Ausstattung des Kraftwerks Muntigl wurde der oberösterreichische Wasserkraftspezialist Jank GmbH beauftragt. Das in 4. Generation geführte Innviertler Familienunternehmen verfügt dank etlicher eigener Anlagen über den Vorteil, die unterschiedlichsten Anforderungen von Kleinwasserkraftwerken direkt aus der Praxis zu kennen.
Mit diesem Know-how können für die Kunden perfekt abgestimmte Vorschläge und Konzepte erstellt werden. Siegi Jank, Konstruktionsleiter der Jank GmbH, betont beim zek HYDROLokalaugenschein die Vorteile, die Gemeinden aus der Wasserkraftnutzung ziehen können: „Der Bau eines Wasserkraftwerks, das einer Gemeinde den rund um die Uhr benötigten Strom liefert, ist stets eine Investition in die lokale bzw. regionale Wirtschaft. Außerdem wird durch ein gemeindeeigenes Wasserkraftwerk die Versorgungssicherheit gestärkt und es trägt – bei entsprechender technischer Ausführung – zu einer Blackout-Vorsorge bei. Man darf auch nicht unterschlagen, dass ein Gemeindekraftwerk eine sichere Investition darstellt, mit dem über Generationen hinweg saubere Energie produziert werden kann.“ Der Konstruktionsleiter erklärt, dass ein von Jank ausgestattetes Kraftwerk für Gemeinden auch die Reduzierung von Schnittstellenrisiken mit sich bringt. „Da sowohl das Engineering von Turbinentechnik und Stahlwasserbau sowie die Automatisierung zu 100 Prozent von Jank erfolgt, haben Gemeinden immer nur einen einzigen und dazu kompetenten Ansprechpartner zur Verfügung“, sagt Siegi Jank. Auch für das Kraftwerk Muntigl schnürte Jank ein Komplettpaket, das den Stahlwasserbau an der Wehranlage, den Maschinensatz im Krafthaus und die Elektro- und Steuerungstechnik beinhaltete.
Wasserfassung mit bewährter Technik
Der Aufstau des Triebwassers an der Wehranlage geschieht durch eine massive Wehrklappe in Fischbauchausführung mit einseitigem hydraulischem Antrieb. Am Einlaufbereich der Wasserfassung wurde ein fischfreundlicher Horizontalrechen installiert, der sowohl die Gewässerbewohner, als auch Treib-
Der Maschinensatz besteht aus einer Kaplan-Turbine und einem direkt gekoppelten Permanentmagnet-Generator von CEDS DURADRIVE.
gut und Geschwemmsel vom Triebwasserweg fernhält. Die Reinigung der Rechenfläche erfolgt durch eine pegelgeregelte Rechenreinigungsmaschine mit elektromechanischem Antrieb. Das von der Putzharke entfernte Rechengut wird direkt zu einer Spülklappe befördert und über diese in den Unterwasserbereich abgeführt – somit ersparen sich die Betreiber die aufwändige Entsorgung des Geschwemmsels. Das ausgeleitete Triebwasser wird durch eine ca. 200 m lange Druckrohrleitung aus glasfaserverstärkten Kunststoffrohren (GFK) in der Dimension DN1800 zur Turbinierung ins Krafthaus geleitet. Die GFK-Rohre, die mit ihren äußerst glatten Innenflächen für eine Minimierung der hydraulischen Reibungsverluste sorgen, stammen vom Branchenspezialisten Amiblu.
Hocheffizienter Maschinensatz
Das Herzstück der neuen Ökostromanlage in Bergheim bildet eine vertikalachsige Kaplan-Turbine, die von den Oberösterreichern für ein Maximum an Effizienz konstruiert wurde. Bei einer Ausbauwassermenge von 5 m³/s und 6,2 m Nettofallhöhe schafft die Turbine 245 kW Engpassleistung. Ihre Stärken kann die Maschine vor allem bei geringem Wasserdargebot voll ausspielen. Dank der doppelten Regulierfähigkeit mittels verstellbarer Leit- und Laufradflügel ist die Turbine auch bei wenig Wasser in der Lage, in einem breiten Teillastspektrum effizient Strom zu produzieren. Komplettiert wird der Maschinensatz durch einen direkt mit der Turbinenwelle gekoppelten Permanentmagnet-Synchrongenerator vom deutschen Hersteller CEDS DURADRIVE GmbH, der mit exakt 375 U/min an-
Vogelperspektive auf das mustergültig realisierte Wasserkraftwerk, das mit einem Fischpass der Kirchdorfer Gruppe ausgestattet ist.
getrieben wird. Mit dem speziellen Blechgeometrie-Design, der intelligenten Magnetanordnung und der Materialwahl auf höchstem Qualitätsniveau verbindet der Generator erstklassige Leistung mit wirtschaftlicher Nachhaltigkeit. Es wurde eine kompakte Lösung realisiert, welche die Anforderungen an Effizienz, Robustheit, Langlebigkeit und einer hohen Leistungsdichte gerecht wird. Ein beeindruckender Wirkungsgrad von 96,6 Prozent mit einem Leistungsfaktor von 1,0 im Nennbetrieb sind das Ergebnis, welches die Amortisationszeit der Anlage deutlich verkürzt. Dabei stechen besonders die kompakte Bauweise und der ruhige Betrieb des Generators hervor. Mit über 50 Jahren Erfahrung in der Antriebsstechnik ist CEDS DURADRIVE ein geschätzter Partner in den Sektoren Erneuerbare Energien, Werkzeugmaschinen sowie in der Schiffs-, Hebe- und Verkehrsbranche. Beim Kraftwerk Muntigl kommt ein maßgeschneiderter Permanentmagnet-Generator zum Einsatz, der auf 420 V Betriebsspannung und 245 kVA Nennscheinleistung ausgelegt wurde. Durch die Permanentmagnet-Technologie gewährleistet die Maschine hohe Wirkungsgrade über sämtliche Leistungsbereiche hinweg. Da die namensgebenden Permanentmagnete ein kontinuierliches Magnetfeld erzeugen, benötigt die Maschine keine elektrische Erregerwicklung, wie sie bei herkömmlichen Generatoren benötigt wird. Damit kann der Generator im Vergleich zu konventionellen Synchron-Generatoren in deutlich kleinerer Baugröße und mit geringerem Gewicht ausgeführt werden. Ein weiterer Pluspunkt ist das Wasserkühlsystem des Generators, das für die Minimierung der Betriebsgeräusche sorgt. „Wir haben zudem die techni-
Der Fischaufstieg besteht aus einem enature® Fishpass und einem anschließenden naturnah ausgeführten Umgehungsgerinne.
schen Vorkehrungen getroffen, damit die Anlage nachträglich mit einer Schwarzstart- und Inselbetriebsfähigkeit ausgerüstet werden kann“, ergänzt Siegi Jank.
Mustergültiger Fischaufstieg
Um den Gewässerbewohnern eine freie Passage von der Salzach in die Fischach zu gewährleisten, kommt ein kombiniertes System zum Einsatz. Dieses besteht aus einem technischen Abschnitt und einem naturnahen Gerinne. Im unteren Bereich der Kraftwerksanlage beim Maschinengebäude, wo die Fische auf geringer Fläche einen großen Höhenunterschied überwinden müssen, wurde ein enature® Fishpass errichtet. Dabei handelt es sich um einen Multi-Struktur-Schlitzpass, der eine Weiterentwicklung von klassischen Schlitzpässen bzw. Vertical-SlotPässen darstellt. Das Fertigteilsystem, das vom oberösterreichischen Hersteller Kirchdorfer Concrete Solutions, Tochter der Kichdorfer Gruppe, in enger Zusammenarbeit mit der Universität für Bodenkultur Wien entwickelt wurde, erfüllt die Bedürfnisse moderner Fischwanderhilfen und minimiert gleichzeitig den Wasserbedarf. Der enature® Fishpass, der bereits 2021 in den österreichischen Leitfaden zum Bau von Fischaufstiegshilfen aufgenommen wurde, stellt seine Praxistauglichkeit an einer Vielzahl von Kraftwerkstandorten unter Beweis und gilt als gleichermaßen effiziente und wirtschaftliche Lösung für Wasserkraftbetreiber. Nach dem technischen Abschnitt geht der Fischaufstieg des Kraftwerks Muntigl in ein naturnahes Umgehungsgerinne über, das direkt über der Druckrohrleitung des Kraftwerks verläuft.
Ökologische Durchgängigkeit bis zum Wallersee
Martin Sams zeigt sich im Gespräch mit zek HYDRO äußerst zufrieden mit dem Endergebnis des Bergheimer Ökostrompro-
Ausbauwassermenge: 5 m³/s
• Nettofallhöhe: 6,2 m
Turbine: doppeltregulierte Kaplan-Turbine
• Drehzahl: 375 U/min
Engpassleistung: 245 kW
• Hersteller: Jank GmbH
Generator: Permanentmagnet-Synchrongenerator
• Nennscheinleistung: 245 kVA
Hersteller: CEDS DURADRIVE GmbH
Regelarbeitsvermögen: ca. 1,2 GWh
Jank-Konstruktionsleiter Siegi Jank (li.) und Bauamtsleiter Martin Sams
jekts: „Alle Firmen, die an dem Projekt beteiligt waren, haben eine sehr gute Leistung abgeliefert, die Zusammenarbeit war wirklich vorbildlich. Ich kann jeder Gemeinde, die die Möglichkeit hat, empfehlen, ein Wasserkraftwerk zu bauen. Die Gemeinde Bergheim ist nun in der Lage, den kompletten Eigenbedarf der Gemeinde selbst abzudecken. Wir gehen davon aus, dass die Baukosten der Anlage in 12 bis 15 Jahren amortisiert sein werden. Aktuell sind wir am Überlegen, ein zusätzliches Batteriespeichersystem zu installieren, um die Versorgungssicherheit weiter zu verbessern.“ Die Errichtung des neuen Kleinkraftwerks, dass im Regeljahr rund 1,2 GWh Ökostrom erzeugen kann, hat sich auch in ökologischer Hinsicht bezahlt gemacht. Dank der neuen Fischaufstiege in Muntigl und beim Stuböckwehr wurden für die Gewässerlebewesen die letzten Hindernisse für eine barrierefrei Passage von der Salzach bis zum rund 20 Kilometer entfernten Wallersee aus dem Weg geräumt.
Turbinenbau Stahlwasserbau Automation
Digitale Zustandsüberwachung generiert aus Messdaten wertvolle Erkenntnisse für Betrieb, Diagnose und zukünftige KI-Anwendungen.
Von der frühzeitigen Erkennung kritischer Schwingungen bis zur KI-gestützten Analyse großer Datenmengen: Die Digitalisierung eröffnet der Wasserkraft neue Möglichkeiten, Anlagen sicherer, effizienter und transparenter zu betreiben. Wie Überwachung, Diagnose und Schutz heute bestmöglich miteinander vereint werden können, zeigen moderne Überwachungssysteme wie das modulare IFTA-System. Deren Grundlage bilden durchgängige Datenerfassung, intelligente Analyse und KI-fähige Datenarchitekturen. Das Praxisbeispiel der Kraftwerke Oberhasli AG (KWO) belegt dabei eindrücklich, weshalb eine intelligente Datenbasis der Schlüssel für die digitale Wasserkraft von morgen ist. [Text & Bild: IFTA]
Die Wasserkraft ist eine der tragenden Säulen der erneuerbaren Energieversorgung. Gleichzeitig verändern sich die Anforderungen an ihre Anlagen deutlich. Kraftwerke werden flexibler gefahren, Lastwechsel nehmen zu, Pumpspeicher übernehmen eine zentrale Rolle im Ausgleich schwankender Einspeisung aus Wind und Photovoltaik, und Betreiber stehen unter dem Druck, Verfügbarkeit, Sicherheit und Wirtschaftlichkeit dauerhaft zu sichern. Für Turbinen, Pumpen, Generatoren und Motoren bedeutet das: Der Betrieb wird dynamischer, die Maschinen werden stärker beansprucht, und die Anforderungen an Überwachung und Diagnose steigen. Welche Folgen kritische Betriebszustände haben können, zeigen beispielhaft die in Abbildung 1 dargestellten Schadenfälle. Aus unserer Sicht bei IFTA reicht es deshalb nicht mehr aus, Schwingungen lediglich als Grenzwertthema zu betrachten. Moderne Schwingungsüberwachung muss zwei Aufgaben gleichzeitig erfüllen: Sie muss die Maschine zuverlässig schützen und sie muss die Daten liefern, mit denen Betreiber das Verhalten ihrer Anlagen besser verstehen. Genau an dieser Schnittstelle zwischen Maschinenschutz, Zustandsüberwa-
chung, Datenanalyse und künstlicher Intelligenz setzen unsere modularen IFTA-Systeme, wie z.B. das Schwingungsüberwachungs- und Schutzsystem ArgusOMDS, an.
Wasserkraft braucht mehr als klassische Alarmwerte In vielen Wasserkraftanlagen ist der Maschinenschutz historisch gut etabliert. Das ist richtig und notwendig. Kritische Schwingungszustände müssen erkannt werden, bevor sie zu Schäden führen. Doch in der betrieblichen Praxis entstehen die entscheidenden Fragen oft nicht erst beim Alarm, sondern schon lange davor: Wie verhält sich ein Aggregat bei Teillast? Welche Muster treten bei Lastwechseln auf? Welche Frequenzanteile verändern sich vor, während oder nach einem Ereignis? Wie unterscheiden sich Betriebsarten im Pump- und Turbinenbetrieb? Und lässt sich ein auffälliges Verhalten später noch vollständig rekonstruieren?
Genau hier liegt die Stärke hochauflösender 24/7-Datenerfassung. Werden dynamische Signale nur stark reduziert oder nur ereignisbezogen gespeichert, geht ein großer Teil
des technischen Wissens verloren. Für eine fundierte Diagnose braucht es nicht nur Gesamtwerte, sondern den Zugriff auf Zeitverläufe, Spektren, Orbits, Bode-Diagramme, Shaft-Centerline-Darstellungen und Betriebsdaten im richtigen Kontext. Erst das Zusammenspiel aus Schwingungsdaten, Prozessgrößen und Betriebszustand macht aus Messwerten belastbare Entscheidungsgrundlagen.
Modulare Systeme für reale Anlagenwelten
Wasserkraftwerke sind selten standardisiert. Jede Anlage hat ihre eigene Geschichte, eigene Maschinen, eigene Sensorik, eigene Leittechnik und eigene Betriebsphilosophie. Deshalb verfolgen wir bei IFTA bewusst einen modularen Ansatz. Unsere Systeme lassen sich an die jeweilige Maschine und Infrastruktur anpassen – vom einzelnen Aggregat bis zur standortübergreifenden Flotte, vom stationären Schutzsystem bis zur mobilen Fingerprint-Messung.
Typische Messketten umfassen Beschleunigungsaufnehmer, Wellenschwingungssensoren, Keyphasor-Signale, Axialwegmessungen und Betriebsparameter wie Leistung, Drehzahl, Drücke, Temperaturen oder Leitschaufelstellungen. Die IFTA-Architektur verbindet diese Signale mit Echtzeit-Schutzfunktionen, kontinuierlicher Datenerfassung und Analysewerkzeugen. Für Betreiber entsteht dadurch ein durchgängiger Workflow: von der Messstelle über den Schutz bis zur detaillierten Analyse in der Leitwarte oder im Engineering. Diesen durchgängigen Datenfluss vom
Durchgängiger Datenfluss
Schwingungss ensoren
Schwingungsschutz
Abbildung 1: Vier Praxisbeispiele von Schadenfällen, die sich in der Vibrationsüberwachung bemerkbar machen: Lagerfresser, havariertes Pumpenrad, Statorerdschluss und gerissenes Peltonrad – im Uhrzeigersinn von links oben.
Sensor bis zur Analyse veranschaulicht Abbildung 2.
Ein wesentlicher Vorteil dieses umfassenden Ansatzes liegt darin, dass Schutz und Diagnose nicht getrennte Welten bleiben. Das System kann die Maschine in Echtzeit absichern und gleichzeitig die Datenbasis schaffen, um Ereignisse nachträglich zu verstehen. Für Instandhaltung, Betriebsführung und Asset Management ist das besonders wertvoll: Statt lediglich zu wissen, dass ein Grenzwert überschritten wurde, lässt sich nachvollziehen, warum ein Ereignis entstanden ist, bei welchem Betriebspunkt es auftrat und ob sich ähnliche Muster bereits früher angedeutet haben.
Praxisbeispiel KWO
Wie relevant dieser Ansatz in der Praxis ist, zeigt die Zusammenarbeit mit
der Kraftwerke Oberhasli AG (KWO). Dort kommen insgesamt sieben IFTA ArgusOMDS-Systeme an drei Standorten zum Einsatz, siehe Übersicht in Abbildung 3: Im Kraftwerk Grimsel 2 werden vier ternäre Pumpturbinensätze überwacht, im Kraftwerk Hopflauenen 2 zwei Doppel-Peltonturbinen und im Kraftwerk Handeck 3 eine Pumpturbine Isogyre – eine Sonderform der Francisturbine. Ergänzt wird diese Infrastruktur durch ein mobiles System, das für Fingerprint- und Sondermessungen an weiteren Wasserkraftwerken eingesetzt wird.
24/7
h ochauflösende Datenerfassung
Zustandsüberwachung Visualisierung & Analyse
Schwingungsdatenbank
Diese Kombination aus stationären und mobilen Systemen ist aus Betreibersicht besonders interessant. Stationäre Systeme liefern kontinuierliche Überwachung, Schutz und Langzeitdaten an kritischen Maschinen. Das mobile System ermöglicht zusätzlich vergleichende Messungen, Inbetriebnahmebegleitung, Vorher-Nachher-Analysen oder temporäre Untersuchungen an Anlagen, die nicht dauerhaft mit einem Monitoring-System ausgestattet sind. Die flexible Anwendung stationärer und mobiler IFTASysteme bei KWO zeigt Abbildung 4. So entsteht ein flexibles Konzept, das technische Tiefe und wirtschaftliche Skalierbarkeit verbindet.
KI - basierte Analyse
Abbildung 2: Durchgängiger Datenfluss von Schwingungssignalen vom Sensor bis zur Analyse: Die modulare IFTA-Architektur verbindet Maschinenschutz, kontinuierliche Datenerfassung, Langzeitspeicherung, Visualisierung und KI-fähige Auswertung.
Wie wertvoll diese durchgängige Datenbasis im Anlagenbetrieb ist, zeigte sich im Kraftwerk Hopflauenen 2 bereits während der Inbetriebnahme nach einer Revision. Beim erstmaligen Belasten der Maschine auf Volllast kam es aufgrund erhöhter Lagerschwingungen zu einer Auslösung. Durch den direkten Zugriff auf alle relevanten Messwerte konnte die Ursache rasch und eindeutig identifiziert werden: Die Auswertung der
Abbildung 3: KWO hat an drei Standorten insgesamt 7 stationäre IFTA Systeme zum Schutz und Monitoring von Schwingungen installiert. Zusätzlich wird ein mobiles IFTA System zur mobilen Fingerprint-Messung eingesetzt.
Shaft-Centerline-Darstellungen und der Wellenschwingungen wies auf eine ersetzte Lagerschale hin, die nicht den Anforderungen entsprach und dadurch ein Touchieren der Welle an einem Abstreifer verursachte. Im Vergleich zu früheren Ereignissen waren keine zusätzlichen Messläufe erforderlich. Folgeschäden blieben aus, und die Störung konnte ohne Auswirkungen auf den Terminplan behoben werden. Maximilian Titzschkau, Experte Datenanalyse und Hydromechanik bei der Kraftwerke Oberhasli AG, bringt den Nutzen der Zusammenarbeit auf den Punkt: „Die modularen Systeme der Firma IFTA ermöglichen es uns, hochwertige und zweckoptimierte Vibrationsüberwachungen einzusetzen. Der überzeugende Einsatz und die hohe Kompetenz der IFTA-Mitarbeiter stellen einen wesentlichen Mehrwert beim Betrieb dieser Systeme dar. Wir sind beeindruckt von der Innovationsfreude, der Einsatzbereitschaft und der Hilfsbereitschaft des Teams.“
Für uns ist diese Aussage wichtig, weil sie zeigt: Der Mehrwert liegt nicht allein in Hardware oder Software. Gerade in der Wasserkraft zählen Engineering-Erfahrung, Verständnis für Rotordynamik, Kenntnis der Maschinen und die Fähigkeit, gemeinsam mit dem Betreiber eine passende Lösung zu entwickeln.
IFTA StreamStore: Hochfrequente Daten für Analyse und KI nutzbar machen Mit zunehmender Digitalisierung rückt eine weitere Frage in den Mittelpunkt: Wie lassen sich die großen Mengen hochfrequenter Sensordaten so speichern und bereitstellen, dass sie nicht nur archiviert, sondern wirklich genutzt werden können?
Genau dafür wurde IFTA StreamStore entwickelt. Unser StreamStore ist die Speicher- und Zugriffsschicht für hoch-
frequente Zeitreihendaten. Die Lösung speichert, komprimiert und liefert Sensordaten so, dass sie schnell durchsucht, visualisiert und für Analyse- sowie KI-Anwendungen genutzt werden können – on-premises und ohne CloudZwang. Diese Rolle als zeitbasierte, KIfähige Datenbasis für digitale Wasserkraftanwendungen, veranschaulicht in Abb. 5.
Der entscheidende Unterschied liegt im Datenmodell. StreamStore organisiert Sensordaten nicht primär in Dateien und Ordnern, sondern über Zeitbereiche. Anwender können über relevante Zeitfenster arbeiten, statt manuell Dateien zu suchen, zu exportieren und zusammenzuführen. Automatische Auflösungen und Aggregationen ermöglichen es, große Zeiträume interaktiv mit der Visualisierungssoftware IFTA TrendViewer on the fly darzustellen, ohne Milliarden einzelner Datenpunkte laden zu müssen.
Gleichzeitig bleibt der Zugriff auf hochauflösende Daten für Detailanalysen möglich.
Für KI-Anwendungen ist das ein zentraler Baustein. Viele Machine-LearningProjekte scheitern nicht am Modell, sondern an der Datenbasis: Daten liegen verteilt, unterschiedlich aufgelöst oder schwer zugänglich vor. StreamStore schafft hier eine strukturierte Grundlage für Feature Engineering, Modelltraining, Validierung und Deployment. Über offene Schnittstellen, unter anderem auf Basis von Apache Arrow Flight, können auch kundeneigene Analysewerkzeuge oder Data-Science-Umgebungen angebunden werden.
KI als Erweiterung des bestehenden Systems
Unser Ziel ist nicht, KI als isoliertes Zusatzprodukt neben die Anlage zu stellen. KI muss dort ansetzen, wo die relevanten Daten entstehen: an der Messkette, im Betriebskontext und möglichst nah an der Maschine. Mit unseren Schwingungsüberwachungs- und Schutzsystemen, der 24/7-Langzeit-Datenerfassung sowie der Analyse und Visualisierungssoftware entsteht eine einzigartige Architektur, in der KI-Modelle auf bestehende Datenströme zugreifen können, ohne die Schutzlogik oder die Anlagenleittechnik zu beeinträchtigen. In der Wasserkraft sind dafür besonders Anomalieerkennung, Fingerprint-Vergleiche und betriebspunktabhängige Modelle interessant. Eine Maschine hat nicht „das eine“ Schwingungsverhalten.
Abbildung 4: Installationen bei KWO zeigen die flexible Anwendung der IFTA-Systeme: stationär als fest installierte Überwachungs-, Schutz- und Diagnoselösung im Schaltschrank (links) oder mobil als temporärer Messaufbau für Fingerprint- und Sondermessungen direkt an der Maschine (rechts).
Sie verhält sich je nach Last, Drehzahl, hydraulischem Zustand und Betriebsart unterschiedlich. KI kann helfen, diese normalen Muster zu lernen und Abweichungen früher sichtbar zu machen. Dabei geht es nicht darum, den Experten zu ersetzen, sondern ihn gezielt zu unterstützen: mit Hinweisen, AnomalieScores, erklärbaren Auffälligkeiten und schnellerem Zugriff auf die relevanten Datenbereiche.
Digitalisierung mit technischem Fundament
Der Markt bietet viele Ansätze für Condition Monitoring, Cloud-Plattformen und digitale Dashboards. Entscheidend ist jedoch, dass die Datenqualität, die Schutzfunktion, die Langzeitspeicherung und die Analysefähigkeit zusammenpassen. Für Betreiber von Wasserkraftanlagen zählt am Ende nicht die Anzahl der Oberflächen, sondern die Frage, ob ein System im Alltag hilft: beim sicheren Betrieb, bei der Ursachenanalyse, bei der Planung von Instandhaltung und bei der Vermeidung ungeplanter Stillstände.
Genau hier sehen wir die Rolle von IFTA. Wir verbinden robuste Maschinenschutztechnik mit hochauflösender Da-
Schwingungs -Sensorik
absolut
Phasenreferenz / Drehzahl axial
Betriebsdaten
IFTA StreamStore Schwingungs - Datenbank
• Zeitbasierte Organisation statt Datei - Handling
Kompression für lange Historien
• Effizienter Zugriff für Analyse und KI
Optimiert für Speicherung im Kraftwerk
Visualisierung | Diagnose
IFTA TrendViewer
Langzeitdaten auf einen Blick
Datenanalyse | KI
Abbildung 5: IFTA StreamStore bildet die Datenbasis für digitale Wasserkraftanwendungen: Hochfrequente Messdaten werden nicht nur archiviert, sondern zeitbasiert organisiert, komprimiert und für Visualisierung, Diagnose sowie KI-gestützte Analysen effizient bereitgestellt.
tenerfassung, flexibler Integration und einer Datenarchitektur, die für heutige Analysen und künftige KI-Anwendungen vorbereitet ist. So wird aus Schwingungsüberwachung mehr als ein Schutzsystem: eine technische Entscheidungsgrundlage für die digitale Wasserkraft.
Danksagung
Wir danken der Kraftwerke Oberhasli AG (KWO) für die gute Zusammenar-
beit und die Möglichkeit, die beschriebenen Anwendungen vorzustellen. Besonderer Dank gilt Herrn Maximilian Titzschkau, Experte Datenanalyse und Hydromechanik bei KWO, für den offenen und fachlich fundierten Austausch sowie die stets lösungsorientierte Zusammenarbeit.
Mehr dazu unter: www.ifta.com
Modernste technologische Tools helfen heute beim Aufspüren von Rissen und anderen Auffälligkeiten an Talsperren
Talsperren sind zentrale Infrastrukturbauwerke für die Energieversorgung. Ihrer laufenden Instandhaltung, Überwachung und Sicherheit kommt daher eine entscheidende Bedeutung zu, erklärten Experten im Rahmen des „Science Talk“ des Verbund im Technischen Museum in Wien. Neue und innovative Methoden der Zustandsbewertung von Talsperren, wie der Einsatz von Drohnen in Kombination mit Künstlicher Intelligenz (KI), unterstützen dabei die Arbeiten.
Der Verbund betreibt 28 Talsperren an Speicher- und Pumpspeicherkraftwerken, berichtete Achim Kaspar (COO Verbund). Dahinter befinden sich 700 Millionen Kubikmeter Wasser. „Diese Speicherkapazität ist ein wichtiges Element für die Energiewende in Österreich und Europa“, sagte er. Hinter den Staumauern liegen auch 99 Prozent der Stromspeicherkapazität im Lande, erklärte Karl Heinz Gruber (Geschäftsführung Verbund Wasserkraft). Mit neuen Technologien wie Drohnen und KI können etwa Risse und andere Auffälligkeiten an den Talsperren aufgespürt und Veränderungen genau dokumentiert werden. Hochsensible Messeinrichtungen machen kleineste Veränderungen in einer Talsperre erkennbar. Sie übertragen die Messwerte in Echtzeit, um die laufende Überwachung zu ermöglichen. Dazu liefern Drohnen-Kameras tausende Bilder der Betonoberflächen und KI untersucht sie auf Schäden. Mittels dreidimensionaler „digitaler Zwillinge“ der Staumauern können Bauingenieure dann Risse und Abplatzungen bewerten und entscheiden, ob eine Reparatur ansteht. Zusätzlich gibt es regelmäßige Kontrollgänge durch geschultes Personal, das Sichtprüfungen vornimmt, weitere Messungen durchführt und Daten analysiert, so die Experten.
[Artikel der Medienkooperation APA-Science & VERBUND]
Cheops und Hammurabi kümmerten sich schon um Talsperren Weltweit sind Talsperren schon mindestens so alt wie die Cheops-Pyramide, berichtete Roman Kohler (Sachgebietsleiter Talsperren und Statik bei Verbund Wasserkraft). Der Pharao, der darin bestattet wurde, ließ nämlich vor rund 4.600 Jahren eine immerhin vierzehn Meter hohe Talsperre für die Bewässerung und Wasserversorgung errichten. Sie hielt bis zu 500.000 Kubikmeter Wasser zurück. Auch die Verpflichtung, Gefahren durch Talsperren zu minimieren, wäre uralt, so Kohler: König Hammurabi von Babylon erklärte vor etwa 3.800 Jahren in seinem Gesetzeskodex, dass: wer den Staudamm nicht ordnungsgemäß instandhält, im Falle eines Dammbruchs auch Schadensersatz zu leisten hat. Heutzutage sorgt man erstens mit robusten Konstruktionen und periodischen Instandhaltungsarbeiten für sichere Talsperren, zweitens mit regelmäßigen Überprüfungen und Zustandsbeurteilungen, so Kohler. Drittens gibt es adäquate Notfallmaßnahmen bei Sicherheitsproblemen. „Es war aber in Österreich noch nie nötig, solche zu ergreifen“, sagte er.
Inspektion mit Fernglas: Die Anfänge der Talsperrenüberwachung Die Fortschritte bei der Überprüfung der Talsperren sind enorm, erklärte Rico Senti (Fachbereich Talsperrensicher-
heit und Bauwerksüberwachung, Axpo Power AG, Schweiz) in seinem historischen Abriss der Talsperrenüberwachung: Im Jahre 1975 habe etwa ein Talsperrenwärter mit dem Fernglas die Betonoberfläche überschaut und mit einem bunten Stift Auffälligkeiten eingezeichnet. Zehn Jahre später wurden Risse und andere mögliche Probleme genau kartiert, mit Fotos dokumentiert und ein Ingenieur erstellte dazu einen Zustandsbericht. 2006 saß er selbst bei einer seiner ersten Überprüfungen in einem Korb, der mit einem Kran von der Talsperre hinuntergelassen wurde. „Das war aber alles andere als optimal“, berichtete er: „Durch die Biegung der Talsperre waren wir entweder zu weit weg, um etwas zu sehen, oder sind gleichsam an der Betonwand dran gepickt.“ Ein Versuch mit einer Drohne wäre 2016 durch starke Aufwinde an der Talsperrenwand gescheitert, aber 2021 konnte man damit schon Risse dokumentieren. Sie mussten allerdings manuell in einem dreidimensionalen Modell verzeichnet werden.
Und heute? KI lernt Schäden zu erkennen und vermessen Bei der Inspektion werden heutzutage Hunderte bis Tausende grauer Bilder erstellt, sagte Guido Morgenthal (Ingenieurbüro für digitale Bauwerksdiagnostik, Infralytica, Weimar, Deutschland): Wenn diese nicht von Personen, sondern durch die KI bewertet werden, sei das eine enorme Entlastung. Dazu brauche es zunächst mit hochwertigen Kameras ausgestattete Drohnen, die Fotos mit hoher Auflösung und Tiefenschärfe sowie wenig Bildrauschen und Bewegungsunschärfe erstellen.
Diese Fotos müssen überlappen, damit man anschließend mittels Photogrammetrie ein dreidimensionales Modell erstellen kann, erklärte Volker Rodehorst (Fakultäten Medien und Bau & Umwelt an der Bauhaus-Universität Weimar, Deutschland). Dazu wird schon zuvor ausgerechnet, wie viele und welche Kamerapositionen man benötigt. Dann fliegt die Drohne das Bauwerk mit konstantem Abstand ab, wobei bei den Ecken zusätzliche Aufnahmepositionen nötig sind, damit die dreidimensionale Gestalt später korrekt abgebildet werden kann.
Vorausschauende Instandhaltung dank modernster Technik Anschließend werden die Fotos der KI präsentiert, damit diese mögliche Schäden wie Risse und Abplatzungen erkennt. Das musste diese aber zunächst lernen. Rodehorst hat mit Kollegen ein System für Maschinelles Lernen (ML) entwickelt,
Drohnen erreichen heute Stellen an Talsperren, die früher höchst mühsam und zum Teil nur per Fernglas überwacht werden konnten.
bei dem ein künstliches neuronales Netz mit Schadensbildern trainiert wird, die menschliche Expertinnen und Experten zuvor persönlich ausgewertet haben. Die KI lernt dadurch etwa dünne Rissbahnen von konstruktionsbedingten Mustern zu unterscheiden und die Breite von Rissen korrekt zu dokumentieren.
Bei Abplatzungen werden wiederum die Volumina berechnet, die ausgebrochen sind, sowie die Umrisse eingezeichnet. All die Schäden und Auffälligkeiten werden anschließend ins dreidimensionale Computermodell übertragen. So entsteht ein digitaler Zwilling der Talsperre, in dem die Orientierung und Maße von etwaigen Schäden wie Rissen und Abplatzungen verzeichnet sind. Wird nach einer gewissen Zeitspanne wieder eine Inspektion durchgeführt, kann man automatisch erkennen, ob zum Beispiel ein Riss größer geworden ist oder einer dazugekommen ist, sagte Morgenthal. In Zukunft wäre es mit geeigneten Berechnungen möglicherweise sogar vorhersagbar, ob und wie sich ein Riss verändern wird.
Natürliche Intelligenz: der Faktor Mensch
Die gesamte Talsperre mitsamt ihren „Auffälligkeiten“ kann schließlich mit einem gewöhnlichen Internetbrowser in 3D genauestens angeschaut werden, berichtete Morgenthal. Es ist möglich, hinein- und herauszuzoomen, einzelne Fotos zu inspizieren und die exakten Daten der von der KI erkannten Schäden zu sehen. Durch diese „händische“ Inspektion müsse man der KI nicht blind vertrauen, sondern könne die Resultate überprüfen, erklärte er. „Das ist ganz wichtig“, sagte Rico
Senti: „Man braucht immer noch natürliche Intelligenz, die beurteilt, was die KI liefert.“ Das heißt, ein menschlicher Experte muss die Fehler überprüfen und einordnen, ob sie (noch) unbedeutend oder sicherheitsrelevant sind. In letzterem Falle würden Instandhaltungsarbeiten eingeleitet, um den Schaden zu reparieren.
„WENN ES KEINE TECHNOLOGISCHE WEITERENTWICKLUNG GIBT, DROHT DER STILLSTAND“
Wasserkraft steht im öffentlichen Diskurs der Erneuerbaren nicht selten im Schatten von Windkraft und Photovoltaik. Warum das so ist und warum die Wasserkraft für Netzstabilität, Energiespeicherung und die Energiewende unverzichtbar bleibt, außerdem wo die Grenzen von Batteriespeichern liegen und weshalb die Branche eine stärkere Stimme braucht, darüber spricht Prof. Dr. Eduard Doujak von der TU Wien und Vorsitzender des europäischen Netzwerks PEN@Hydropower im Interview mit zek HYDRO.
zek: Wasserkraft wird oft als „alte“ Technologie wahrgenommen. Hat sie an Stellenwert gegenüber Wind und Photovoltaik eingebüßt?
Doujak: Elektrische Wasserkraftnutzung hat eine Historie, die mittlerweile schon weit über 100 Jahre zurückreicht – und hat sich zum Rückgrat der heimischen Energieversorgung entwickelt. Ich denke, sie hat zwar noch einen hohen Stellenwert, aber in der Aufmerksamkeit ist sie abgerutscht.
zek: Sehen Sie ein Imageproblem?
Doujak: Aktuell nicht, denn mit dem Thema Netzstabilität hat das Wasserkraft-Image eindeutig dazugewonnen. Denken Sie nur an das Blackout-Ereignis in Spanien im Frühling letzten Jahres. Bei genauerem Hinsehen wird klar, dass die Wasserkraft massiv dazu beigetragen hat, das Netz relativ schnell wieder aufzubauen und die Stabilität zu halten.
zek: Erkennt man in der breiten Bevölkerung noch den Stellenwert der Wasserkraft?
Doujak: Ehrlicherweise muss man sagen, dass es dabei auch um das generelle Verständnis des Energiesystems geht. Wenn man sich damit nicht auseinandersetzt, dann wird
man die Zusammenhänge auch schwer verstehen. Die Bedeutung der Wasserkraft wird im Allgemeinen aber schon von all jenen gesehen, die tiefer mit den Mechanismen unseres Energiesystems vertraut sind.
zek: Wie wichtig ist die Pumpspeicherung im Hinblick auf das präsenter werdende Thema Batteriespeicherung?
Doujak: Wenn man das Thema Speicherung grosso modo betrachtet, kommen im Zusammenspiel mit Solar und Wind zwei Punkte auf die Wasserkraft zu: Der eine ist die komplementäre Betriebsweise, sprich: Was Solar und Wind nicht abdecken, kommt aus der Wasserkraft. Diese bedarfsorientierte Betriebsweise entfernt sich immer mehr vom Betrieb im Auslegungspunkt und geht über in eine Art On-Off-Betrieb, bei dem häufig abgeschaltet und wieder gestartet wird. Das hat natürlich auch Auswirkungen auf die Lebensdauer der Maschinen. Und der zweite Punkt, wo die Wasserkraft eine große Rolle spielt, ist natürlich die Speicherung generell.
zek: Lassen Sie uns über die generelle Speicherung sprechen: Wo liegen Vor- und Nachteile gegenüber anderen Technologien – etwa Batteriespeicher?
Prof. Dr. Eduard Doujak ist überzeugt: Es wird in der Zukunft noch mehr Speicher mit kürzeren Reaktionszeiten brauchen. Im Bild: die Kölnbreinsperre
Doujak: Die Batterie hat ihre Stärken, aber auch ihre Schwächen. Stärken auf jeden Fall dort, wo es gilt, kurzfristig Energie auszuspeichern – eben im Dienste der Netzstabilisierung. Nachteile hat sie da, wo es um längerfristige Speicherung geht.
zek: Können Sie das näher erklären?
Doujak: Geht es um Netzstabilisierung, spielt sich der Vorgang im Millisekundenbereich ab. Dafür ist eine gewisse Schwungmasse im Netz erforderlich, die nicht zuletzt große Wasserkraftmaschinen bereitstellen. Das kann die Batterie nur sehr bedingt gewährleisten. Geht man in der Zeitskala nach oben in den Bereich von Sekunden, kann die Batterie ihre Stärken voll ausspielen und liefert exzellente Leistung für die Netzstabilität. Geht man über die Größenordnung Sekunden hinaus, also in den Minutenbereich, kommt man in die Sekundärreglung, in die sich die kompetitive Zone zwischen Batterie- und Pumpspeicherung erstreckt. Im noch längerfristigen Bereich – man denke an Tages-, Wochen-, Monats- oder gar Saisonalspeicher – ist die Pumpspeicherung dann wieder stark im Vorteil.
Für die Stabilisierung unserer Stromnetze spielt die Wasserkraft noch immer eine unverzichtbare Rolle.
zek: Können da leistungsstarke Batteriespeicher nicht mithalten?
Doujak: Es werden mittlerweile zum Teil sehr leistungsstarke Batterieanlagen installiert. Nehmen wir das Beispiel einer 200 Megawatt-Anlage für 200 Megawattstunden Strom. Das heißt: Die Batterie liefert dann exakt eine Stunde bei maximaler Leistung. Aus diesem Grund darf man die Pumpspeicherung nicht außen vor lassen. Beides hat seine Vorteile, aber auch Nachteile.
zek: Braucht es daher in Zukunft noch mehr Speicher?
Doujak: Ein klares Ja. Es wird noch mehr Speicher brauchen. Wir beschäftigen uns aktuell in einem EU-Forschungsprojekt namens Store2Hydro mit dem Thema: Wie viel Potenzial steckt in bestehenden Anlagen im Hinblick auf die Möglichkeit, sie von einer Hochdruckanlage zur Spitzenstromerzeugung hin zur Pumpspeicherung umzubauen? Die Veränderung der Funktionalität der Anlage hin zu Speichermöglichkeiten ist ein sehr spannender Aspekt.
Ein weiterer wichtiger Punkt, der hier hineinspielt, ist die Weiterentwicklung im Hinblick auf schnellere Reaktionszeiten bei Pumpspeichermaschinen. Bislang war Pumpspeicherung im Sekundenbereich nur extrem schwierig zu realisieren, weil sich eine Maschine nicht so schnell starten lässt. Aber gerade mit schnelleren Reaktionszeiten wird die Pumpspeicherung noch weiteren Aufschwung nehmen.
zek: Was ist der dritte Punkt?
Doujak: Der dritte Punkt befasst sich mit kleineren, dezentralen Pumpspeicher-Anlagen für lokale Netze. Wir sprechen hier von Leistungen im Bereich von 10, 15 Megawatt. Der wesentliche Punkt dabei: Die ganz großen Pumpspeicherkraftwerke wie etwa Limberg oder Reisseck in Größenordnungen von 300 bis 500 MW hängen ja nicht am regionalen Verteilnetz, sondern am Übertragungsnetz. Wenn wir noch einmal kurz zum Blackout in Spanien zurückgehen, wird klar, worin die Relevanz besteht: Der Blackout ist von einem Trafo im Verteilnetz ausgegangen und hat dann einen Dominoeffekt ausgelöst.
Hätte man im Verteilnetz bereits eine Regelungsmöglichkeit mit Batterien und/oder mit Pumpspeicher gehabt, hätte unter Umständen das Worst-Case-Scenario vermieden werden können. zek: Braucht die Wasserkraft eine stärkere Lobby vergleichbar mit jenen der Wind- und Solarverbände?
Doujak: Es braucht sie – definitiv. Das lässt sich schon alleine daran ablesen, welche Unterschiede bei diversen Förderungen sichtbar werden. Nehmen wir etwa das letzte Förderprogramm von Horizon Europe – das ist das zentrale Förderprogramm der EU für Forschung: Für Forschungsprojekte in Sachen Windkraft waren 200 Millionen Euro aufgelegt, für Photovoltaik 250 Millionen und gerade einmal 40 Millionen für Forschungsprojekte der Wasserkraft. Das sagt schon sehr viel aus. Natürlich wird viel davon gesprochen, dass die Wasserkraft eine sehr „ausgereifte“ Technologie ist, aber ich gebe zu bedenken: Wenn es keine technologische Weiterentwicklung gibt, droht der Stillstand. zek: Warum spricht die Wasserkraft – nicht so wie andere erneuerbare Branchen – mit einer Stimme?
Doujak: Das ist eine schwierige Geschichte. Aber im Grunde läuft es auf die Frage hinaus: Wer soll für die Branche sprechen? Da gibt es zu viele Stakeholder mit zu vielen unterschiedlichen Interessen – schon seit vielen Jahren. zek: Es gibt Forschungs- bzw. Förderprogramme für die Wasserkraft auf europäischer Ebene: Könnten Sie kurz umreißen, was etwa PEN@Hydropower darstellt macht – und woher die Finanzierung kommt?
Doujak: PEN@Hydropower steht für „Pan-European Network for Sustainable Hydropower“ und ist eine von der EU über das COST-Programm finanzierte europäische Netzwerkinitiative zur Förderung einer nachhaltigen und digitalisierten Wasserkraft. Das Netzwerk verbindet Forschungseinrichtungen, Industrie, Behörden und weitere Stakeholder, um Wissen auszutauschen, gemeinsame Aktivitäten durchzuführen und die Rolle der Wasserkraft in der europäischen Energiewende weiterzuentwickeln. Die Finanzierung kommt aus der COST Association und deckt primär Vernetzungs-, Ausbildungs- und Kooperationsmaßnahmen ab. Die COST – kurz für: European Cooperation in Science and Technology – stammt im Grunde aus den 1970er Jahren und zählt zu den ersten Förderprogramme dieser Art in Europa.
zek: Was sind für Sie die wichtigsten Schwerpunkte im Rahmen der PEN@Hydropower? Können Sie da einen herausgreifen?
Doujak: Ein ganz wichtiger Punkt ist das sogenannte „Capacity Building“ – das heißt, sich um den Branchen-Nachwuchs zu kümmern. Man möchte den jungen Forschern zeigen, dass die Wasserkraft noch jede Menge Themen hat, die es zu bearbeiten gilt.
zek: Und – wie kann man die junge Generation für die Wasserkraft begeistern?
Doujak: Da gibt es schon ein paar Möglichkeiten. Dazu zählt auch das Programm PEN@Hydropower, das allerdings selbst keine Forschungsprojekte per se fördert, sondern nur die Vernetzung. Die Training Schools, die wir dazu veranstalten – wie jene kürzlich in Salzburg –, tragen auch dazu bei. Hinzu kommen Optionen wie Studentenaustauschprogramme oder dass man Studenten ermöglicht, an Fachtagungen teilzunehmen und so weiter. Es geht schon auch darum, ein Bewusstsein für die Wasserkraft zu schaffen. Am Ende ist dieses Thema gerade auch für die Industrie relevant, die sich auch die Frage stellt: Woher bekommen wir unser Personal in der Zukunft?
zek: Danke für das Gespräch.
[Teil 2 des Interviews mit Prof. Doujak erscheint in der OktoberAusgabe der zek HYDRO. Darin wird der Experte über KI in der Wasserkraft und verbliebene Nutzungspotenziale sprechen.]
Prof. Dr. Eduard Doujak
Prof. Dr. Eduard Doujak ist Assistenzprofessor an der Technischen Universität Wien und Vorsitzender des europäischen Netzwerks PEN@Hydropower. Er zählt zu den führenden österreichischen Experten für Wasserkraft, Pumpspeicherung und die Digitalisierung von Wasserkraftanlagen und engagiert sich auf europäischer Ebene für die Weiterentwicklung einer nachhaltigen Wasserkraft im Rahmen der Energiewende.
Das Wasserkraftwerk Hohenbrugg wurde mit einer direkt getriebenen Kaplan-Rohrturbine erneuert. Die an den bestehenden Ein- und Auslauf angepasste Turbine mit 467 kW Leistung minimierte bauliche Eingriffe und Umbauzeiten. Gleichzeitig ermöglicht die neue Lösung eine höhere Anlagenleistung sowie einen geräuschärmeren Betrieb.
Präzise. Kompakt. Zuverlässig.