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FA C H M A G A Z I N F Ü R WA S S E R K R A F T

Schwerpunkt: Stahlwasserbausanierung Einweihung für neues Kraftwerk am Sousbach Wasserkraftwerk für grünen Wasserstoff im Aostatal Gelungene Rundum-Erneuerung für Kraftwerk Hüttenberg

TECHNOLOGIE: FÜR ZUVERLÄSSIGE UND LANGLEBIGE PRODUKTE Wir engagieren uns jeden Tag für eine nachhaltige Energiegewinnung aus Wasserkraft. Unsere vier Kompetenz-Bereiche sind Maschinenbau, Elektrotechnik, Automation und Service. Wir entwickeln, bauen und installieren innovative Konstruktionen und maßgeschneiderte Lösungen für Wasserkraftwerke und begleiten Sie bei jedem Schritt. Flexibel. Kraftvoll. Persönlich.

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Mag. Roland Gruber

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Z U R SAC H E

s gibt einige Aspekte, die nur die Wasserkraft zu bieten hat und die sie von anderen erneuerbaren Energien unterscheiden. Einer davon ist ihr Facettenreichtum, der zugleich ein außergewöhnlich breites Spektrum an Ingenieurleistung verlangt und voraussetzt. Exemplarisch zeigt sich das im Stahlwasserbau: Da werden Korrosionsschutzsysteme entwickelt, die Beschädigungen gewissermaßen selbst erkennen und ihre Schutzwirkung genau dort entfalten, wo sie benötigt wird. An anderer Stelle werden Pumpspeicherkraftwerke mit hunderten Einzelkomponenten für weitere Jahrzehnte fit gemacht. Traditionelle Zahnstangenantriebe behaupten ihren Platz dort, wo höchste Zuverlässigkeit gefragt ist, während historische Wehranlagen mit Methoden instandgesetzt werden, die beinahe in Vergessenheit geraten waren. Dass Monteure für ein Jahrhundertbauwerk eigens das Warmnieten neu erlernen, ist weit mehr als eine technische Randnotiz – es zeigt, dass Fortschritt manchmal auch bedeutet, bewährtes Wissen wiederzuentdecken. Genug Gründe, warum der stahlwasserbaulichen Sanierung der Schwerpunkt dieser Ausgabe gewidmet ist. Gleichzeitig erlebt die Wasserkraft eine digitale Transformation, die Planung, Bau und Betrieb grundlegend verändert. Digitale Baugrundmodelle, Building Information Modelling oder digitale Zwillinge ermöglichen heute Entscheidungen mit einer Präzision, die vor wenigen Jahren kaum vorstellbar gewesen wäre. Die Digitalisierung ersetzt dabei nicht das Ingenieurwissen – sie erweitert dessen Möglichkeiten erheblich. Mehr dazu auf den Seiten 54 - 59. In dieser Ausgabe stellen wir auch Leuchtturmprojekte vor, die zwar tausende Kilometer entfernt realisiert wurden – aber nur dank der Kompetenz hiesiger Wasserkraftingenieure möglich wurden. In Guinea gelang es, eine als äußerst schwierig geltende Bestandsanlage nicht nur erfolgreich zu revitalisieren, sondern ihre Leistung gleichzeitig zu steigern. Für ein Kraftwerk in Ecuador entstehen Maschinen für eine Nettofallhöhe von über 1.100 Metern – ein Projekt, das höchste Anforderungen an Werkstoffe, Konstruktion und Fertigung stellt. Solche Vorhaben lassen sich nicht allein mit modernster Technologie bewältigen. Sie verlangen Erfahrung, Präzision und die Fähigkeit, für jede Herausforderung eine maßgeschneiderte Lösung zu entwickeln. Genau darin liegt seit Jahrzehnten die besondere Stärke vieler Unternehmen aus dem Alpenraum. Die Beiträge der vorliegenden Ausgabe zeigen eindrucksvoll, wie vielfältig diese Ingenieurkunst heute aussieht – von traditionsreichem Handwerk bis zur digitalen Zukunft der Wasserkraft.

Abschließend möchte ich mich wieder bei allen bedanken, die am Entstehen der vorliegenden Ausgabe mitgeholfen haben. Ich darf Ihnen, liebe(r) Leser(in) eine gute Zeit mit der neuen zek HYDRO wünschen. Ihr Mag. Roland Gruber

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32 26 I NI N HA LTLT HA

03 Editorial

P ROJ E KT E

08 Inhalt

26 BKW weiht Wasserkraftwerk im

44 Wasserkraft für grünen Wasserstoff –

32 Global Hydro realisiert erfolgreiches

48 Kraftwerk an der Riß geht rundum

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10 Interessantes & Wissenswertes Kurznachrichten

Impressum

R EC H T

20 Wasserkraft lernen – über die Krux der Multidisziplinarität Kolumne Pelikan

P ROJ E KT E

Lauterbrunnental ein Kraftwerk Sousbach

Revitalisierungsprojekt in Guinea Kraftwerk Donkéa

StreamDiver-Technik im Aostatal Kraftwerk Cogne

erneuert in eine neue Ära Kraftwerk Ersingen

36 Alpenvereinshütte nutzt Ökostrom

aus eigenem Kraftwerk Kraftwerk Reintalangerhütte

38 Turbinentechnik der Superlative

für Kraftwerk in Ecuador Kraftwerk Las Peñas 1 und 2

BRANCHE

52 Mit Innovation die Zukunft der Kleinwasserkraft gestalten Firmenpräsentation

41 Neues Dotierkraftwerk versorgt

220 Bündner Haushalte mit Strom Kraftwerk Burvagn

21 Kelag-Kraftwerk nach Rundum-

T EC H N I K

54 Digital von der Konzeptstudie über die Ausführung bis zum Betrieb Gruner Erfahrungsbericht

Erneuerung für die Zukunft gerüstet Kraftwerk Hüttenberg

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S C H WE R P U N KT

60 Griechisches Kraftwerk setzt auf

72 Oberösterreicher bringen Bestands-

Tiroler Wasserkrafttechnik Kraftwerk Mega Rema

63 Vietnamesisches Kraftwerk unter-

streicht österreichische Kompetenz Kraftwerk Na An

66 Energie AG lud zum Lokalaugen-

schein auf die Kraftwerksbaustelle Kraftwerk Traunfall

Wehranlagen in Topzustand Wehranlagen Stw. Imst

74 Zahnstangenantrieb: „Das Be-

sondere ist bei uns Standard“ Interview

77 Intake-Gate-Tausch an Pumpspei-

cherkraftwerk in Litauen PSKW Kruonis

80 Pulverbeschichtung zeigt PotenR E T RO F I T

67 Geppert Electric revitalisiert

norwegisches Wasserkraftwerk Kraftwerk Rognsfossen

zial beim Korrosionsschutz Beschichtungstechnik

82 Wenn ein Traditionshandwerk

wiederbelebt wird Warmnieten – KW Laufenburg

86 Stahlwasserbau-Sanierung in XXL: Kompetenzbeweis in Mittelfranken Revitalisierung PSKW Happurg

ANZEIGEN AUGUST | 26 Etertec Opener Geppert Electric Opener Global Hydro U2 Verbund U3 Troyer U4 Alpe Pipe Systems 17 Amiblu 13 Aqua-Media International 12 Baumann Hydrotec 49 Bilfinger 79 Bilgram Wasserkraft 51 Braun Maschinenfabrik 10 EFG Turbinenbau 23 Egger PowAir 18 EN-CO/Sora 16 ENVIRAL 81 Geos Consulting ZT 21 Geotrade 19 Geppert Electric 67 Geppert Hydro 62 Gruner 59 Gugler 65 Hydro-Energie Roth 49 IB Dipl.-Ing. (FH) Stefan Materna 84 Idroweld 28 Ingenieur Koini & Knefz 22 Kelag 25 Kochendörfer 43 Krebs’ engineers 50 KWK Jahrestagung 3 KWT Hydro 50 Lindner Stimmler Rechtsanwälte 18 Mokveld 90 Muhr 89 Ossberger 37 Rizzi 41 ROBOR 76 Salzburg AG 15 TRM-Tiroler Rohre 14 vgbe 11 + 20 Watec-Hydro 53 Wiegert & Bähr 85 Wild Armaturen 31 Wild Metal 29 WWS Wasserkraft 73

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MEHR POWER FÜR DAS KRAFTWERK OTTENSTEIN

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Die Pumpenspirale für die 3. Pumpe im PSKW Ottenstein wurde erfolgreich angeliefert. Bis Ende des Jahres sollen die Arbeiten fertig sein.

70 Jahre ist das EVN-Kraftwerk Ottenstein im niederösterreichischen Waldviertel nun schon in Betrieb. Vier Francis-Turbinen erzeugen mit einer Leistung von je 12 MW Strom für etwa 20.000 Haushalte. Zwei dieser Turbinen waren bereits als Pumpturbinen ausgeführt und machten das Kraftwerk Ottenstein zum einzigen Pumpspeicherkraftwerk Niederösterreichs. Nun wird die Anlage um eine 3. Pumpe erweitert. „Ziel ist es, die Pumpkapazität deutlich zu erhöhen, was die Anlage effizienter und flexibler im Zusammenspiel mit erneuerbaren Energien macht“, erklärt EVN Sprecher Stefan Zach. Die Pumpleistung erhöht sich mit der neuen Pumpe von aktuell rund 19 MW auf 31 MW. Für die neue 3. Pumpe wurde kürzlich das Herzstück, die Pumpenspirale, angeliefert. Ihre Montage ist ein aufwändiges Unterfangen, immerhin handelt es sich um ein Bauteil mit einem Gewicht von rund 30 Tonnen, das in Millimeterarbeit in das bestehende Kraftwerk eingepasst werden musste. Das neueste Kapitel in der Geschichte des Kraftwerks fällt zugleich mit dessen 70. Geburtstag zusammen. Es wurde nach nur drei Jahren Bauzeit im Oktober 1956 erstmalig in Betrieb genommen. Am 6. Juli 1957 wurde es in Anwesenheit des damaligen Bundeskanzlers Julius Raab offiziell eröffnet. Bis heute ist Ottenstein das leistungsstärkste Wasserkraftwerk der EVN. Die Staumauer des EVN-Pumpspeicherkraftwerkes ist ein imposantes Bauwerk: 69 Meter hoch und bis zu 24 Meter dick. Sie hält rund 73 Mio. m3 Wasser zurück. Durch das gespeicherte Wasser im Staubecken und den direkten Anschluss an die 110 kV-Leitung kann das Kraftwerk vollkommen ohne äußere Stromversorgung mit der Stromproduktion und dem Wiederaufbau des Stromnetzes beginnen – im Falle eines Netzausfalls ist es also schwarzstartfähig.

Kraftwerk Ottenstein: ein wichtiger Eckpfeiler der Versorgungssicherheit. EINSCHALTUNG BRAUN-STWB 120x180 - 2021.qxp_EINSCHALTUNG STWB 122x90 20.10.21 13:26 Seite 2 10

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v.l.n.r. Angela Kröger (GF Avacon Natur), Rainer Schmittdiel (Avacon AG), Heiko Breithaupt (Bgm Blankenburg), Armin Willigmann (Energieminister Sachsen-Anhalt), Ronald Fiebelkorn (Bgm Oberharz am Brocken)

KRAFTWERK AN DER RAPPBODETALSPERRE IN BETRIEB

KELAG ERWEITERT WURTENSPEICHER

Die Kelag setzt mit der Sanierung und Erweiterung des Wurtenspeichers ein großes Infrastrukturprojekt für die Stromerzeugung aus Wasserkraft um. Im Frühjahr 2025 haben dafür die Bauarbeiten begonnen. Mit dem Projekt wird das Volumen des Wurtenspeichers, einem zentralen Speicher der Kraftwerksgruppe Fragant, von derzeit 2,7 Mio. m3 auf 5 Mio. m3 Wasser nahezu verdoppelt. Zur Verdeutlichung der Größenordnung des Projekts: Der fertige Ausbau entspricht dem Inhalt von rund 2.000 olympischen Schwimmbecken. Zu der Kraftwerksgruppe Fragant der Kelag gehören 15 Speicher, Triebwasserwege auf einer Gesamtlänge von rund 79 km und 10 Kraftwerke, die insgesamt rund 800 Millionen Kilowattstunden Strom erzeugen, was einem Jahresbedarf von etwa 225.000 Haushalten entspricht. „Der Wurtenspeicher übernimmt für die Kraftwerksgruppe Fragant eine Schlüsselrolle. Durch die nahezu Verdoppelung des Speichervolumens auf 5 Millionen Kubikmeter erhöhen wir deutlich die Flexibilität unserer Erzeugung und stärken gleichzeitig die Versorgungssicherheit. Das Projekt ist ein wichtiger Baustein für ein nachhaltiges und zukunftsfähiges Energiesystem. Mit einer Investitionssumme von rund 30 Millionen Euro schaffen wir zusätzliche Speicherkapazitäten für die effiziente Nutzung erneuerbarer Energie“, erläutert Kelag-Vorstand Reinhard Draxler.

9. und 10. September 2026 Berlin | Deutschland

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Mit einer Feierstunde an der Rappbodetalsperre in SachsenAnhalt hat Avacon Natur am 11. Juni die erfolgreiche Modernisierung und Erweiterung ihres Wasserkraftwerks gewürdigt. Im Mittelpunkt stand die offizielle Vorstellung der modernisierten Anlage mit ihrer neuen zweiten Turbine. An der Veranstaltung nahm unter anderem Sachsen-Anhalts Minister für Wissenschaft, Energie, Klimaschutz und Umwelt, Prof. Dr. Armin Willingmann, teil, der das Projekt in seinem Grußwort würdigte. Die Rappbodetalsperre ist Deutschlands höchste Trinkwassertalsperre und erfüllt seit Jahrzehnten zentrale Aufgaben für die Region – von der Trinkwasserversorgung über den Hochwasserschutz bis hin zur Wasserbewirtschaftung. Im Zuge der Maßnahmen wurden neben der Installation einer zweiten Turbine auch die Steuerungs- und Netztechnik umfassend erneuert. Teile der bestehenden Anlagen waren seit mehr als sechs Jahrzehnten in Betrieb. Darüber hinaus erfolgten Modernisierungen an der Netzinfrastruktur sowie langfristigen Sicherung der Bauwerksstruktur. Nach dem Baustart Anfang 2025 konnte die technische Inbetriebnahme bereits im März 2026 erfolgen. Mit einer jährlichen Stromerzeugung von rund 9,6 Gigawattstunden kann das Wasserkraftwerk künftig rechnerisch etwa 2.700 Haushalte mit erneuerbarem Strom versorgen. Die Investitionssumme für das Projekt beträgt rund drei Millionen Euro.

Kern des Projekts ist die Erhöhung des zwischen 1968 und 1971 errichteten Steinschüttdammes. Der Damm wird um rund 7 Meter erhöht, wodurch das Stauziel um insgesamt 8,5 Meter angehoben werden kann.

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I M P R E S S U M : 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 · Produziert gemäß Richtlinie Uz24 des Österreichischen Umweltzeichens, P.b.b. „03Z035382 M“ · Grundlegende Richtlinien: zek HYDRO ist eine parteiunabhängige FachzeitDruckerei Roser GmbH, UW-Nr. UZ24-1037 schrift 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.

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Mit der Eröffnung des KW Crodalöc Ende Juni ist ein wichtiger Teil des Gesamtprojekts Miralago erfolgreich abgeschlossen worden.

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KRAFTWERK CRODALÖC PRODUZIERT ERSTMALS STROM

Repower hat im Bündner Miralago das neue Kleinkraftwerk Crodalöc in Betrieb genommen. Die Anlage nutzt das Wasser des Bachs Crodalöc zur Stromproduktion. Später wird sie zudem den aktuell in Bau befindlichen Dotiersee speisen. Nach Abschluss des Gesamtprojekts wird der Talfluss Poschiavino wieder fischgängig sein. Die Leistung des Kleinkraftwerks beträgt 330 kW. Damit kann das Kleinkraftwerk Crodalöc jährlich rund 1,2 GWh erneuerbaren Strom produzieren. In Miralago am südlichen Ende des Lago di Poschiavo setzt Repower bis Ende 2028 ein umfangreiches Sanierungsprojekt um. Die umfangreichen Maßnahmen sichern den langfristigen Weiterbetrieb der Wasserkraftanlage Campocologno. Hydro2026 half.qxp_Layout 1 15/07/2026 12:16 Page 1

Die LEW zeigte, wie Wasserkraft klimafreundliche Energieversorgung, Grundwasserverfügbarkeit und Klimaanpassung miteinander verbindet.

BAYERISCHE ENERGIETAGE – INTERESSE AN WASSERKRAFT

Wie Energieerzeugung und wasserwirtschaftlicher Nutzen Hand in Hand gehen, zeigte die LEW beim Energietag an der Lechstaustufe Feldheim im Rahmen der Bayerischen Energietage. Zu diesem Zweck öffnete die LEW das Kraftwerk Feldheim für Besucherinnen und Besucher. Bei Fachvorträgen und Führungen erhielten die Gäste Einblicke in das Stützschwellenkraftwerk, seine Bedeutung für den regionalen Wasserhaushalt sowie das neu errichtete naturnahe Umgehungsgewässer mit Auwaldbewässerung. Dabei wurde deutlich: Moderne Wasserkraft trägt dazu bei, den Wasserhaushalt zu stabilisieren, Lebensräume zu sichern und die Region widerstandsfähiger gegenüber den Folgen des Klimawandels zu machen.

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Blick auf den Lac Noir in den Vogesen: Der Stausee bildete das Unterbecken des Pumpspeicherkraftwerks Lac Blanc / Lac Noir.

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Das 1979 errichtete Kraftwerk Strandfossen wird modernisiert. Seine Jahresproduktion wird dadurch von 154 GWh auf 168,5 GWh steigen.

Günther Weidenholzer (Global Hydro), Felix Minixhofer (Global Hydro), Michael Weberberger (TRUSTIFAI), Andreas Gruber (TRUSTIFAI) (v.l.)

ANDRITZ MODERNISIERT KRAFTWERK STRANDFOSSEN

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Die TRUSTIFAI GmbH, Österreichs Prüf- und Zertifizierungshub für Künstliche Intelligenz, hat gemeinsam mit TÜV AUSTRIA die erfolgreiche Inspektion eines innovativen KISystems der Global Hydro Energy GmbH abgeschlossen. Das System ermöglicht die Echtzeit-Erkennung und Quantifizierung von sedimentbedingtem Turbinenverschleiß in Wasserkraftwerken und stellt einen wichtigen Schritt für den sicheren, vertrauenswürdigen und nachhaltigen Einsatz von Künstlicher Intelligenz in der Energiebranche dar. Das von Global Hydro entwickelte System liefert Kraftwerksbetreibern wertvolle Informationen für eine vorausschauende Instandhaltung und unterstützt eine effizientere Betriebsführung.

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Hafslund, einer der größten Stromerzeuger Norwegens, hat ANDRITZ mit der Sanierung und Modernisierung des Kraftwerks Strandfossen am Fluss Glomma beauftragt. Durch die Modernisierung wird die Lebensdauer des Kraftwerks verlängert und seine installierte Gesamtleistung um mehr als 25 % gesteigert. Der „Water-to-Wire“-Auftrag von ANDRITZ umfasst eine neue Kaplanturbine, einen Generator sowie den vollständigen Austausch der Automatisierungssysteme und der elektrischen Anlage. Durch das Projekt wird die installierte Leistung des Kraftwerks dank einer erhöhten Durchflusskapazität um 6 MW gesteigert, wodurch sich die Gesamtleistung auf 28,5 MW erhöht. Es wird rund 11.000 norwegische Haushalte mit Strom versorgen. Die Inbetriebnahme ist für 2028 geplant.

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Fertigung einer Pumpturbine für das spanische Pumpspeicherkraftwerk Torrejón aus der ersten Projektphase

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VOITH MODERNISIERT PSKW TORREJÓN

Voith modernisiert zwei weitere Pumpturbinen im spanischen Wasserkraftwerk Torrejón. Der Auftrag von Iberdrola Generación S.A. knüpft an ein laufendes Modernisierungsprojekt an und setzt die Zusammenarbeit bei der schrittweisen Erneuerung der Anlage fort. Konkret betrifft der neue Auftrag die Modernisierung der beiden verbleibenden Pumpturbinen 1 und 2. Jede der beiden Maschinen verfügt über eine Leistung von 32,5 MW im Turbinenbetrieb und von 43 MW im Pumpbetrieb. Die ersten Arbeiten auf der Anlage sind für 2027 vorgesehen, die erste Inbetriebnahme soll 2028 erfolgen. Wie bereits bei den Turbinen 3 und 4 werden auch diese Einheiten für den Betrieb mit variabler Drehzahl ausgelegt.

Staatsminister Hubert Aiwanger betonte in seiner Rede die Rolle der Wasserkraft als Energiequelle der Gegenwart und Zukunft.

FEIER 100 JAHRE KRAFTWERK AM HÖLLENSTEINSEE

Mit einem feierlichen Festakt hat die Kraftwerk Am Höllenstein AG im Juni das 100-jährige Jubiläum des Kraftwerksbetriebs am Höllensteinsee begangen. Zahlreiche Gäste aus Politik und Wirtschaft sowie Wegbegleiter kamen dazu heute im Höllensteinhaus zusammen, um ein Jahrhundert Wasserkraft, Ingenieurskunst und regionale Energiegeschichte zu feiern. Seit seiner Inbetriebnahme am 14. Januar 1926 steht das Wasserkraftwerk am Schwarzen Regen für eine verlässliche und nachhaltige Stromerzeugung. Was in den 1920er Jahren als mutige und wegweisende Entscheidung des Straubinger Stadtrats begann, hat sich bis heute zu einem bedeutenden Baustein regionaler Energieversorgung entwickelt.

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SALZBURG AG: ERNEUERBARE WEITERHIN IM MITTELPUNKT

Die Salzburg AG setzt 2026 ihren Weg konsequent fort: Mit Investitionen von rund 311 Millionen Euro in die Energiezukunft, die Netze und die Mobilität bleibt das Unternehmen ein starker Partner in Salzburg. Der Ausbau der erneuerbaren Energien für mehr Unabhängigkeit in der Versorgung ist ein wichtiger Beitrag zur Transformation des Energiesystems, den die Salzburg AG vorantreibt: 2026 fließen rund 73 Millionen Euro in Projekte für nachhaltige Stromerzeugung. Gemeinsam mit der Lichtgenossenschaft Neukirchen errichtete die Salzburg AG ein Wasserkraftwerk am Obersulzbach. Unterhalb der alten Blauseesperre am Beginn des Obersulzbachtals werden bis zu neun Kubikmeter Wasser pro Sekunde gefasst und durch eine rund 2000 Meter lange Leitung ins Krafthaus transportiert. Das Krafthaus selbst liegt unmittelbar an der Salzach und erzeugt mit Hilfe von drei Turbinen und einer Das neue Kraftwerk Sulzau im Salzburger Pinzgau: Es wurde gemeinsam von der LichtgenosJahreserzeugung von rund 17 GWh Strom senschaft Neukirchen und der Salzburg AG realisiert – und liefert rund 17 GWh im Jahr. für die Region. Eine größere Francis-Turbine Das Kraftwerk Golling ist ein wichtiger Baustein beim Auskann im Sommer hohe und konstante Wassermengen abarbeibau der erneuerbaren Energien. Es befindet sich gerade ten. Eine kleinere Pelton-Turbine kann Tag- und Nachtschwanin der Genehmigungsphase und soll zukünftig jährlich kungen im Wasserdargebot ausgleichen und im Winter den rund 130 Millionen Kilowattstunden Strom aus WasserAlleinbetrieb übernehmen. Zusätzlich kommt eine DIVE-Turbine kraft erzeugen. Das reicht im Durchschnitt zur Versorgung im Bereich der Wasserfassung als Restwasserkraftwerk zum von 35.000 bis 40.000 Haushalten. Einsatz.

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ZUKUNFT IST NICHT. ZUKUNFT MACHT MAN.

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Der Energiespeicher Riedl gilt als Schlüsselprojekt für die Energietransformation in Bayern und Österreich.

Landeshauptmann Anton Mattle mit den TIWAG-Vorständen Michael Kraxner (l.) und Alexander Speckle (r.) auf der Dammmkrone.

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ENERGIESPEICHER RIEDL NIMMT NÄCHSTE HÜRDE

Das Landratsamt Passau hat am Freitag, dem 3. Juli 2026, die sofortige Vollziehung des Planfeststellungsbeschlusses für den Energiespeicher Riedl angeordnet. Damit entfällt die aufschiebende Wirkung der anhängigen Klagen, der Bescheid ist vollziehbar und das Projekt kann umgesetzt werden. Für V ERBUND als Eigentümerin der Donaukraftwerk Jochenstein AG ist dies ein wichtiger Schritt für die Realisierung eines zentralen In frastrukturprojekts der Energietransformation in Bayern und Österreich. Nach Prüfung des Antrags kam das Landratsamt Passau zu dem Schluss, dass hier ein besonderes öffentliches Interesse an einer sofortigen Vollziehung vorliegt. Überdies ist der Energiespeicher geeignet, volkswirtschaftliche Schäden in jenen Fällen abzuwenden, in denen bei einer Überproduktion von Solarstrom PV-Anlagen wegen fehlender Speichermöglichkeiten abgeschaltet und deren Betreiber entschädigt werden müssen. Der Energiespeicher Riedl ist als europäisches Projekt von gemeinschaftlichem Interesse (Project of Common Interest, PCI) eingestuft und damit ein anerkannter Baustein für eine sichere, nachhaltige und unabhängige Energieversorgung im Herzen Europas. Mit einer täglichen Speicherkapazität von 3,5 Mio. kWh und einer Leistung von mehr als 300 MW stellt das PSKW großtechnische Flexibilitätskapazitäten bereit, die für die Integration von Windkraft und Photovoltaik unverzichtbar sind. Die Kapazität des Energiespeichers reicht aus, um den Tagesbedarf von rund 350.000 Haushalten mit Strom zu decken.

AUSBAU KRAFTWERKSGRUPPE KÜHTAI VOR ABSCHLUSS

Am 29. April 2021 erfolgte der Startschuss für den Ausbau der Kraftwerksgruppe im Kühtai, Anfang Juli 2026 wurden die Arbeiten für den neuen Staudamm abgeschlossen. Die TIWAG investiert rd. 1,13 Mrd. Euro für zusätzliche Speicherkapazitäten und somit mehr Energieunabhängigkeit für Tirol. Landeshauptmann Anton Mattle setzte symbolisch den letzten Stein und zeigte sich bei seinem Besuch auf der Großbaustelle beeindruckt: „Der Ausbau der Kraftwerksgruppe im Kühtai ist eine Meisterleistung der Ingenieure und ein Meilenstein für die Tiroler Energiewende. Wir brauchen die Wasserkraft und insbesondere Pumpspeicherkraftwerke, um die Überschussenergie von Wind und Sonne zu speichern und Versorgungssicherheit sowie Netzstabilität zu gewährleisten.“ Insgesamt wurden rund 6,9 Mio. m³ Material für den insgesamt 113 m hohen Steinschüttdamm verbaut. „Das Material wurde dabei vollständig aus dem Aushub des Speicherraums bzw. dem anfallendem Tunnelausbruchsmaterial gewonnen“, informierte TIWAGVorstand Alexander Speckle. Der zusätzliche Speicher weist ein Nutzvolumen von 31 Mio. m³ auf. Über den Sommer erfolgt nun der langsame Probe-Einstau des Speichers. Dafür sorgt neben dem natürlichen Zufluss auch eine 25,6 Kilometer lange und unterirdische Beileitung. „Damit sind die wesentlichen Bestandteile unseres neuen Kraftwerks fertiggestellt. Im Herbst starten wir bereits mit dem Probebetrieb, die offizielle Eröffnung findet dann 2027 statt“, so Alexander Speckle.

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Das Hydro Alps Lab hat sich seit der Gründung 2021 bestens etabliert.

HYDRO ALPS LAB SETZT ENTWICKLUNG FORT

INGETEAM ERHÄLT AUFTRAG FÜR PSKW ILLVATN

Ingeteam hat einen Vertrag mit dem nor weg ischen Strom erzeuger Hydro Energi, einem Unternehmen des Industriekonzerns Norsk Hydro ASA, über die Lieferung eines Motorgenerators und eines Sanft an laufsystems für das Pumpspeicherprojekt Illvatn in der Gemeinde Luster, Norwegen, unterzeichnet. Das neue PSKW wird Wasser von Fivlemyrane in den Illvatn-Stausee pumpen, wodurch die Speicherkapazität um 90 Millionen m³ erhöht wird, wenn der Strombedarf in Norwegen seinen Höhepunkt erreicht. Die Anlage soll jährlich etwa 107 GWh saubere Energie liefern und damit in erster Linie die Aluminiumproduktion des Landes unterstützen. Ingeteam wird einen 56-MVA-INDAR-Motorgenerator (11 kV, 750 U/min) zusammen mit einem Sanftanlaufsystem liefern und damit eine zuverlässige und effiziente Lösung für den Betrieb der Anlage bereitstellen.

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Fünf Jahre nach seiner Gründung setzt das Forschungslabor Hydro Alps Lab seine Entwicklung fort. Die verschiedenen Partner – Alpiq, Forces Motrices Valaisannes (FMV), HYDRO Exploitation, OIKEN und die Hochschule für Ingenieurwissenschaften der HES-SO Valais-Wallis – haben den Vertrag zur Zusammenarbeit bis 2032 verlängert. Damit bekräftigen sie den Erfolg eines einzigartigen Modells, das Industrie und anwendungsorientierte Forschung zusammenbringt, um Innovationen im Bereich der Wasserkraft voranzutreiben, die Wettbewerbsfähigkeit der Branche zu stärken und Ingenieurinnen und Ingenieure auszubilden, die die Schweiz für eine erfolgreiche Energiewende benötigt. Seit seiner Gründung zur Unterstützung der digitalen Transformation der Wasserkraftbranche hat sich das Hydro Alps Lab in der Schweiz als führende Plattform für anwendungsorientierte Forschung im Bereich alpiner Wasserkraftanlagen etabliert.

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Bauarbeiten am Oberwasserspeicher des neuen PSKW Ebensee

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BAUFORTSCHRITT AM PSKW EBENSEE IN OÖ

Die Bauarbeiten für das neue Pumpspeicherkraftwerk Ebensee der Energie AG im oberösterreichischen Salzkammergut schreiten voran. Der Ausbruch der unterirdischen Kraftwerkskaverne ist mittlerweile abgeschlossen. Zudem wird intensiv am Oberwasserspeicher gearbeitet. Mit einer Länge von ca. 53 Meter, einer Breite von ca. 26 Meter sowie einer Höhe von ca. 41 Meter ist die Kraftwerkskaverne in etwa so groß wie die Kirche in Ebensee. Auch oberirdisch wird der Baufortschritt zunehmend sichtbar: Entlang der Langbathstraße werden große Stahlbauteile zur Baustelle transportiert und in der Anlage eingebaut. Intensive Arbeiten finden auch im Bereich des Oberwasserspeichers statt. Der Schwerpunkt liegt aktuell auf der Gewinnung und dem Einbau von Material für den Hauptdamm. Gleichzeitig werden entlang der Forststraßen Leitungen verlegt.

Maschinenhalle des Kraftwerks Schwabmünchen

LEW FEIERT 70. JUBILÄUM VON KW SCHWABMÜNCHEN

Mit einem Festakt, der offiziellen Einweihung des Gewässerentwicklungprojekts „Wertachau Vital“ und einem Tag der offenen Tür hat die LEW Anfang Juli das 70-jährige Bestehen des Kraftwerks Schwabmünchen gefeiert. Rund 500 Besucher innen und Besucher nutzten die Gelegenheit, einen Blick hinter die Kulissen des Kraftwerks zu werfen. Im Mittelpunkt der Veranstaltung stand die vielfältige Bedeutung des Kraftwerks für die Region – von der erneuerbaren Energieerzeugung über Hochwasserschutz und Gewässerentwicklung bis hin zur Stabilisierung des Grundwassers und der Sicherung der Trinkwasserversorgung. Im Rahmen des Projekts „Wertach Vital“ wurden auf einer Länge von rund 450 m Uferbereiche gesichert, neue Kies- und Gewässerstrukturen geschaffen sowie Flussabschnitte aufgeweitet. ÜBER 4 .000 PROJEK TE UND

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Die Fachtagung an der Freien Universität Bozen war gut besucht.

HYDRO+ WIDMET SICH UNERWARTETEN BETRIEBSFÄLLEN

GRÜNES LICHT FÜR STAUDAMMERHÖHUNG IM URI

Die Dammerhöhung um 15 m des Kraftwerks Göschenen im Kanton Uri ist eines der 16 auf nationaler Ebene priorisierten Wasserkraftprojekte in der Schweiz. Das dadurch gewonnene Speicher volumen am Göscheneralpsee ermöglicht die Verschiebung eines ansehnlichen Teils der Sommerproduktion in die Wintermonate und hilft damit, die Versorgungssicherheit zu verbessern. Mit einem Vorprojekt klärte die Kraftwerk Göschenen AG (KWG) in den vergangenen Monaten die technischen, ökologischen, rechtlichen, politischen und wirtschaftlichen Aspekte einer Dammerhöhung vertieft ab. Nach diesen Abklärungen stehen die Ampeln weiterhin auf grün. Deshalb hat der Verwaltungsrat der KWG beschlossen, die konkrete Bauprojektierung anzugehen. Das Projekt startet damit als eines der ersten Wasserkraftprojekte von nationalem Interesse in diese Phase.

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Unter dem Leitthema „Inspektion und Instandhaltung von Wasserkraftwerken – Unerwartete Betriebsfälle – Lessons learned“ veranstaltete HYDRO+ am 12. Juni 2026 an der Freien Universität Bozen eine ganztägige Fachtagung. Im Mittelpunkt standen Schadensfälle, Betriebssicherheit und Strategien zur Vermeidung sowie Bewältigung außergewöhnlicher Ereignisse in Wasserkraftanlagen. Internationale Experten aus Wissenschaft, Behörden, Energieversorgungsunternehmen und Ingenieurbüros beleuchteten anhand konkreter Praxisbeispiele unter anderem die Sicherheit von Stauanlagen, Schäden an Druckrohrleitungen, Resonanzphänomene in Francis-Turbinen sowie Erfahrungen aus Kanada, Italien und Österreich. Den Abschluss bildete eine Zusammenfassung der wichtigsten Erkenntnisse durch Prof. Markus Aufleger von der Universität Innsbruck.

Die Staumauer am Göscheneralpsee soll um 15 m erhöht werden.

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WASSERKRAFT LERNEN

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s gibt eine zunehmende Anzahl von jungen, studierwilligen Menschen, die mich fragen: „Wo kann ich Wasserkraft stu dieren?“ Und unerfreulicher Weise bleibe ich diese Antwort schuldig, weil es ein Studium, das sich zumindest als Schwer punkt mit Wasserkraft beschäftigt einfach nicht gibt. Und das gilt nicht nur für Österreich. Da mich dieses Thema nicht erst seit gestern beschäftigt, habe ich vor vielen Jahren einen Stu dienplan ausgearbeitet, der jedenfalls die meisten relevanten Themen der Wasserkraft umfasste und tatsächlich den Um fang eines Masterstudiums hatte. Leider fanden sich keine Mehrheiten im Entscheidungsprozess und es wurde niemals realisiert. Aber gelernt habe ich trotzdem viel dabei.

Essentiell und nicht zu ersetzen: eigene Erfahrungen Und nicht ganz zuletzt: Jeder gute Wasserkraftingenieur hat oder hatte in der Karriere einen Mentor – oder sagen wir ein fach einen Lehrer –, der nicht nur Erfahrungen weitergeben konnte – das geht ja bekanntlich kaum – sondern das Sam meln eigener Erfahrungen ermöglichte und begleitete. Ein un schätzbarer und auch unverzichtbarer Wert, den keine auch noch so gute Ausbildung ersetzen kann. Ziemlich schlimm ist es, wenn Lehrende nur Schulbuchwissen vermitteln können, weil sie keine eigenen Erfahrungen haben. Studierende merken oh nehin sofort, woran sie sind. Somit die Forderung: Lehrende in die Praxis! Ich hoffe, dass Sie mit Ihrer Anlage nicht allzusehr unter der Tro ckenheit leiden und wünsche Ihnen einen schönen Sommer Herzlich Ihr Pelikan

Wasserkraft als fächerübergreifende Materie An mitteleuropäischen Universitäten werden Studien zum Bau ingenieurwesen angeboten, die der „Sache“ natürlich nahe kommen aber dennoch wesentliche Lücken aufweisen. Die se Lücken entstehen wohl aus der Vielfalt der notwendigen Kompetenzen, die ein Wasserkraftingenieur aufweisen sollte und die von der Bautechnik und der Geologie, über die Hy dromechanik und Hydrologie bis zur Gewässerkunde und Ge wässerbiologie reichen. Auch soziologische und ökonomische Fähigkeiten sollten dabei nicht vergessen werden. Wasser kraft ist also eine tatsächlich sehr fachübergreifende Materie. Der Wasserkraftingenieur muss die Fähigkeit haben, ohne Be vorzugung seines eigenen persönlichen Schwerpunktes die Argumente und Erfordernisse anderer Fachbereiche nicht nur zu verstehen, sondern auch gleichberechtigt in seine Entschei dungen einfließen zu lassen. Letztlich geht es also um ehrliche Kompromisse. Nicht zuletzt geht es auch um die Sprache. Biologen spre chen von Biozönosen und Habitaten, Maschinenbauer spre chen von spezifischen Drehzahlen und Kavitation, Hydrome chaniker sprechen von Froude-Zahlen und Bauingenieure

sprechen von Erddrücken und zulässigen Spannungen. Wie soll sich das ausgehen, wenn keiner den anderen versteht. Der Wasserkraftingenieur muss alle „Sprachen“ zumindest im Ansatz verstehen. Es gibt einen riesengroßen Unterschied zwischen der Was serkraft und allen anderen erneuerbaren Energiequellen: Ein Windrad sieht üblicherweise fast genauso aus wie ein anderes. PV-Kollektoren unterscheiden sich äußerlich kaum voneinander. Auch Geothermie bleibt üblicherweise un sichtbar. Nur Wasserkraft besitzt eine unglaubliche Individu alität, die nicht nur in der Größe der Anlage, sondern auch in ihrem bautechnischen und hydraulischen Konzept zum Aus druck kommt. Genau diese Individualität führt zu der oben angesprochenen und erforderlichen Multidisziplinarität, die übrigens auch von den jeweils individuellen Erfordernissen geprägt ist.

Prof. Dr. Bernhard Pelikan Bildunterschrift

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P ROJ E KT E 21 Rund 2,7 Millionen Euro investierten Kelag und Kärnten Netz in die Modernisierung der Energieinfrastruktur in Hüttenberg.

WASSERKRAFTWERK UND SCHALTWERK HÜTTENBERG NACH KOMPLETTERNEUERUNG FÜR DIE ZUKUNFT GERÜSTET In Kärnten wurden vor wenigen Monaten das Kleinwasserkraftwerk und das dazugehörige Schaltwerk Hüttenberg nach einer Generalerneuerung offiziell wieder in Betrieb genommen. Rund 2,7 Millionen Euro investierten Landesenergieversorger Kelag und Kärnten Netz in die Modernisierung der Energieinfrastruktur im Görtschitztal. Der Aufwand, der für die Sanierungen der über 100 Jahre alten Anlagen betrieben wurde, war beträchtlich. Unter anderem wurde das Gebäude kernsaniert und statisch ertüchtigt, die Druckrohrleitung durch das Auftragen eines GFK-Inliners erneuert und ein neuer Unterwasserkanal errichtet. Die neue horizontalachsige Francis-Turbine im Krafthaus, die über ein breites Betriebsband hinweg effizient Strom produzieren kann, stammt vom Kärntner Branchenspezialisten EFG Turbinenbau. Dank der grundlegenden Modernisierungen sind die Hüttenberger Traditionsanlagen in jeglicher Hinsicht bestens für die Anforderungen der Zukunft gerüstet.

war ist der Hüttenberger Erzberg in Kärnten weniger bekannt als sein steirisches Pendant, die Qualität der dort geschürften Erze war aber bereits in der Antike geschätzt. Aus dem „Ferrum Noricum“, dem norischen Eisen, schmiedete das Römische Heer den Großteil seiner Waffen. Den industriellen Höhepunkt erlebte die Region im 19. Jahrhundert, damals galt der Hüttenberger Erzberg als wichtigstes Erzvorkommen der österreichisch-ungarischen Monarchie und als Zentrum der Kärntner Eisenindustrie. Obwohl der Bergwerksbetrieb 1978 endgültig eingestellt wurde, sind noch heute viele montanhistorische Zeitzeugen erhalten geblieben. An die reichhaltige Geschichte der Region erinnern in der Marktgemeinde Hüttenberg verschiedene Stationen wie das Schaubergwerk und das Bergbaumuseum.

Zeit für Generalerneuerung Die Stromproduktion aus Wasserkraft sollte am Kärntner Erzberg gegen Ende des 1. Weltkriegs Einzug halten. 1918 wurde von der Hüttenberger Bergwerksgesellschaft am Steirerbach ein Wasserkraftwerk errichtet, das elektrischen Strom für den Bergwerksbetrieb lieferte. Weil das Kleinkraftwerk allerdings nicht ausreichend Energie liefern konnte, wurde die Anlage

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Die alte Turbine hatte ihr technisches Lebensende erreicht.

An der Wehranlage wurden diverse Schützen von der Kelag erneuert.

später um ein dieselbetriebenes Stromaggregat erweitert. Die Ausmaße des Aggregats waren so beträchtlich, dass ein großer Zubau an das bestehende Maschinengebäude erforderlich wurde. 1978 fand der Bergbau in Hüttenberg schließlich sein Ende, woraufhin das Wasserkraftwerk und das Schaltwerk zwei Jahre später vom Kärntner Landesenergieversorger Kelag erworben wurden. Obwohl bei den Anlagen im Laufe der Jahrzehnte immer wieder Erneuerungsmaßnahmen durchgeführt worden waren, hatte der Zahn der Zeit dennoch seine Spuren hinterlassen. Um den modernen Stand der Technik bei ihren Traditionsanlagen herzustellen, hatten die Kelag und ihre Tochtergesellschaft Kelag Netz eine grundlegende Erneuerung beschlossen. Realisiert wurde das Projekt zwischen Frühjahr und Herbst 2025, im November des Vorjahres konnte bereits der Probebetrieb starten. Der erfolgreiche Projektabschluss wurde im Rahmen der offiziellen Wiederinbetriebnahme Mitte April 2026 gefeiert.

entsprechend angepasst und teilweise neu gestaltet werden. „Eine Herausforderung bei Sanierungen besteht immer darin, dass man in den Bestand nicht hineinschauen kann. Bei diesem Projekt mit einer über 7 m tiefen Baugrube mussten beispielsweise gewisse Mauerabschnitte neu unterfangen werden, weil diese früher nicht tief genug gegründet waren. Eine weitere Herausforderung war der Übergang zwischen älteren und neueren Gebäudeteilen, die regelmäßige Abklärungen mit dem Statiker erforderlich machten. Dank der gründlichen Vorplanung und der guten Zusammenarbeit mit der Baufirma und den Planungsbüros konnte der Umbau schnell realisiert werden“, erklärt Kelag-Bauingenieurin Viktoria Roth. Für die Ausführungsplanung des Projekts war das Klagenfurter Ingenieurbüro GEOS Consulting ZT-GmbH zuständig.

Anspruchsvolle Umbauten Das Kraftwerksgebäude am Steirerbach und die Schaltanlage sollten im Rahmen der Generalsanierung umfassend modernisiert und statisch ertüchtigt werden. Wegen der Neupositionierung des Maschinensatzes musste das Gebäude tief entkernt werden, dadurch musste auch der Unterwasserkanal

Neues Innenleben für Druckrohrleitung Auch die Wehranlage und der Triebwasserweg blieben von der umfassenden Sanierung des Kraftwerks nicht unberührt. An der Wasserfassung am Steirerbach sorgte die Konstruktionsabteilung der Kelag für die Erneuerung der Wehr-, Einlauf- und Spülschützen. Von der Wasserfassung weg führt der Kraftabstieg zunächst als ca. 1,2 Kilometer langer Freispiegelkanal bis zum Wasserschloss des Kraftwerks. Während der Umbauten wurde der Kanal trockengelegt und diverse Aus-

Millimeterarbeit bei der Montage des Synchron-Generators im Maschinengebäude

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EFG

Der Maschinenraum musste wegen der Tieferlegung der Turbine tief entkernt werden, auch der Unterwasserkanal wurde erneuert.

Neues Maschinenkonzept Obwohl die Ausbauwassermenge und die Fallhöhe unverändert geblieben sind, konnte die Erzeugungskapazität des Kraftwerks um beachtliche 27 Prozent gesteigert werden. Zu

verdanken ist dies in erster Linie dem Kärntner Wasserkraftspezialisten EFG Turbinenbau, der in enger Abstimmung mit der Kelag ein optimiertes Maschinenkonzept für den Standort entwickelt hatte. „Bei einem Projekt dieser Art muss man die gesamte bestehende technische Ausrüstung und Anordnung in Frage stellen. Die alte Maschine war für eine Saughöhe von rund 5 m konzipiert worden – das hat man zwar vor über 100 Jahren so gebaut, ist heute aber längst nicht mehr Standard. Bei den ersten Besprechungen mit der Kelag war schnell klar, dass wieder eine Francis-Turbine zum Einsatz kommen sollte. Allerdings mit einer niedrigeren spezifischen Drehzahl, um somit einen breiten Wirkungsgradbereich abdecken zu können. Ein wichtiger Punkt des neuen Konzepts war zudem das Tieferlegen der Maschinenachse auf das Niveau der Druckrohrleitung. Dadurch haben wir es geschafft, den Bestpunkt der Turbine Richtung Teillastbereich zu verschieben“, erklärt Gero Pretis, Technischer Leiter bei EFG.

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besserungsarbeiten durchgeführt. Weit umfangreicher gestaltete sich die Sanierung des finalen Abschnitts des Triebwasserwegs, der als ca. 130 m lange Stahlleitung über einen steilen Hang vom Wasserschloss ins Krafthaus führt. „Die über 100 Jahre alte Stahlleitung auszutauschen wäre mit sehr großem Aufwand verbunden gewesen, deswegen wurde eine andere Lösung gesucht. Es wurde beschlossen, diesen Abschnitt mit einem grabenlosen Verfahren zu sanieren. Das hat sich in der Umsetzung als ideale Variante herausgestellt“, sagt Kelag-Projektleiter Florian Kopeinig. Zum Einsatz kam eine „Rohr in Rohr“-Lösung, sprich das Auftragen einer neuen Schicht aus glasfaserverstärktem Kunststoff (GFK) in die bestehende Rohrleitung. Die Anwendung des Verfahrens erfordert gründliche Vorarbeiten, die rund drei Monate in Anspruch nahmen. Dabei wurde unter anderem die genietete Stahlleitung mit dem Durchmesser DN950 mittels Kamerabefahrung inspiziert, um etwaige Schäden festzustellen. Das Auftragen der neuen Leitung selbst ging äußerst rasch innerhalb von nur zwei Tagen erfolgreich über die Bühne. Bei der finalen Einbringung wurde die neue GFK-Schicht mittels hohem Luftdruck an die Rohrinnenwand gepresst und anschließend durch den Einsatz von Wasserdampf ausgehärtet.

Eindruck vom Einbringen des GFK-Inliners in die bestehende Stahlleitung

Stromproduktion erheblich gesteigert Die EFG-Ingenieure waren bei dem Projekt in Hüttenberg nicht nur mit dem Maschinenbau beschäftigt. In Kooperation mit der Rohrsanierungsfirma erstellten die Wasserkraftprofis auch eine Lösung für den Übergang von der alten auf die neue Druckrohrleitung. „Die Schnittstelle zwischen der bestehenden Stahlleitung und dem GFK-Inliner war eine Herausforderung, mit der wir uns intensiv beschäftigten. Es musste ein definierter Anschluss für den Übergang zur Turbine geschaf-

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Leitapparat der Francis-Turbine

fen werden. Dazu wurde – vereinfacht gesagt – eine Muffe über die zuvor innen mit der Stahlleitung verpressten GFKSchale gespannt. An diese Muffe schließt das Mauerrohr, das ins Krafthaus führt, an. Danach folgt ein Reduktionskrümmer, der für die Neuausrichtung der Maschine benötigt wurde, und die Absperrklappe vor der Turbine“, so Gero Pretis. EFG-Geschäftsführer Werner Goldberger betont den hohen Eigenfertigungsgrad, der die Lösungen der Kärntner auszeichnet: „Vom Übergang der Druckrohrleitung über die Absperrklappe bis hin zur Turbine handelt es sich zu 100 Prozent um eigene Konstruktionen. In der Maschine steckt unsere jahrzehntelange Erfahrung, die letztendlich die erhebliche Leistungssteigerung des Kraftwerks möglich macht.“ Vervollständigt wird der neue Maschinensatz mit 521 kW Engpassleistung durch einen direkt mit dem Laufrad gekoppelten Synchron-Generator vom oberösterreichischen Hersteller Hitzinger. Damit der Generator ungeachtet der Umgebungsbedingungen zu jeder Zeit sein volles Leistungspotential abrufen kann, wurde dieser mit © EFG

Der Maschinensatz wurde von EFG für ein Höchstmaß an Effizienz konstruiert.

einer Wasserkühlung ausgestattet. Beim Hydraulikaggregat der Turbine, das bereits vor über zehn Jahren erneuert worden war, stellte EFG seine Revitalisierungskompetenz unter Beweis, dieses wurde saniert und auf den neuesten Stand der Technik gebracht. Gero Pretis zeigt sich sehr zufrieden über das Ergebnis des Erneuerungsprojekts im Görtschitztal: „Durch die Herausnahme der Zwischenebene im Krafthaus und die Verringerung der Saughöhe wurde das Potential geschaffen, um ein viel größeres Betriebsband abzudecken. Damit haben wir es ermöglicht, trotz herausfordernder Randbedingungen und der unveränderten Ausbauwassermenge und Fallhöhe, die Stromproduktion der Anlage auf ein neues Level zu heben.“ Neben der Erneuerung des Maschinensatzes wurde natürlich auch die elektro- und regelungstechnische Ausrüstung einer grundlegenden Modernisierung unterzogen. Während die Leittechnik von den Betreibern selbst programmiert wurde, setzte die Kelag bei der Lieferung der niederspannungsseitigen Kraftwerksausrüstung auf die Ing. Koini & Knefz GmbH.

T EC H N I S C H E DAT E N • Ausbauwassermenge: 1.094 l/s • Nettofallhöhe: 54,4 m • Turbine: Francis-Turbine • Turbinenachse: Horizontal • Drehzahl: 750 U/min • Engpassleistung: 521 kW • Hersteller: EFG Turbinenbau • Generator: Synchron • Spannung: 400 V • Nennscheinleistung: 650 kVA • Hersteller: Hitzinger Power Solutions GmbH • Jahresarbeit: ca. 2,8 GWh

Die Francis-Turbinenspirale kurz vor Auslieferung

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Vogelperspektive auf das grundlegend erneuerte Wasserkraftwerk und das angeschlossene Schaltwerk in Hüttenberg.

Die Branchenspezialisten aus dem obersteirischen Zeltweg waren für die elektrotechnische Planung, den Schaltschrankbau und die Montage zuständig.

Draxler betonte, dass alle Aufträge zur Sanierung und Modernisierung an heimische Unternehmen vergeben und somit ein Beitrag zur Wertschöpfung in Österreich geleistet wurde. Bei der Erneuerung des Schaltwerks stand der Fokus auf die Automatisierung und Fernwirkfähigkeit des Kraftwerks, erklärte Michael Marketz, Geschäftsführer der Kärnten Netz: „Im Fall von Störungen können wir jetzt aus der Ferne umschalten, das betroffene Gebiet schneller eingrenzen und damit betroffene Kundinnen und Kundenanlagen rascher wieder versorgen.“ In Summe wurden von der Kelag und Kärnten Netz rund 2,7 Millionen Euro in die Modernisierung der Energieinfrastruktur im Kärntner Görtschitztal investiert.

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Investition in lokale Energieinfrastruktur Kelag-Projektleiter Florian Kopeinig sprach bei der offiziellen Wiederinbetriebnahme von einem spannenden Projekt, das von einer partnerschaftlichen Herangehensweise zwischen den beteiligten Unternehmen und innovativen Lösungen gekennzeichnet war. Dank der grundlegenden Erneuerung kann das Kraftwerk im Regeljahr nun rund 2,8 Millionen Kilowattstunden Ökostrom produzieren. Kelag-Vorstand Reinhard

Kelag-Projektleiter Florian Kopeinig, Martin Goldberger von EFG, KelagBauingenieurin Viktoria Roth, Kelag-Betriebsleiter Markus Schoaß und Werner Goldberger von EFG (v.li.)

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Rund 5 Jahre nach Baustart ging das neue Kleinwasserkraftwerk Sousbach im Lauterbrunnental im Sommer 2025 erstmals in Betrieb.

BERNER KRAFTWERK SOUSBACH LIEFERT NACH SCHWIERIGER BAUPHASE ÜBER 30 GWH ÖKOSTROM Nachdem das Kraftwerk Sousbach im Lauterbrunnental bereits im Sommer des Vorjahres erstmals Strom produziert hat, wurde es im Juni 2026 von den Projektpartnern BKW und EWL Genossenschaft Lauterbrunnen offiziell eingeweiht. Bei der Realisierung des neuen Hochdruckkraftwerks im Berner Oberland war vor allem die Herstellung der Triebwasserstrecke mit enormen Schwierigkeiten verbunden. Die zum Teil äußerst komplexen geologischen Bedingungen, unter denen die Vortriebsarbeiten für das knapp 3 Kilometer lange Stollen-Schacht-System durchgeführt wurden, stellten eine große Herausforderung dar. Die Pelton-Turbine in der Kraftwerkszentrale erreicht bei vollem Wasserdargebot 11,7 MW Engpassleistung, darüber hinaus ermöglicht eine spezielle Zusatzdüse einen effektiven Winterbetrieb. Im Regeljahr kann das neue Ökostromkraftwerk sauberen Strom für ca. 6.700 Haushalte produzieren.

m Lauterbrunnental, das unter anderem für die Lauberhornabfahrt in Wengen und die imposante Landschaft mit Aussicht auf das Bergmassiv von Eiger, Mönch und Jungfrau bekannt ist, wurde vor kurzem ein spannendes Wasserkraftprojekt erfolgreich abgeschlossen. Mit der Realisierung des Kraftwerks Sousbach wurde eines der letzten erschließbaren Wasserkraftpotentiale im Kanton Bern für die saubere Stromproduktion nutzbar gemacht. Bis der Baustart vor gut sechs Jahren erfolgen konnte, sollte dem Projekt eine rund zwölf Jahre dauernde Planungs- und Projektierungsphase vorangehen. Umgesetzt wurde das Projekt schließlich vom Berner Energiekonzern BKW und der EWL Genossenschaft Lauterbrunnen.

Als rechtlicher Rahmen wurde die Kraftwerk Sousbach AG gegründet, an der die BKW 90 Prozent der Anteile hält, die restlichen Anteile stehen im Besitz der EWL Genossenschaft Lauterbrunnen. Nachdem das Projekt im November 2019 vom Kanton Bern die wasserrechtliche Konzession erhalten hatte, wurde im Juli 2020 das Baugesuch und eine Projektänderung bewilligt, bereits einen Monat darauf konnte die Umsetzungsphase in Angriff genommen werden. Den Bewilligungen vorausgegangen war ein zweistufiges Verfahren zur Umweltverträglichkeitsprüfung. Mit diesem Verfahren hatte die Kraftwerk Sousbach AG ein bewilligungsfähiges Wasserkraftprojekt erarbeitet, das alle umweltrechtlichen Anforderungen erfüllt.

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Im unteren Stollen musste die Druckrohrleitung wegen der hohen Druckstufe aus geschweißten Stahlrohren hergestellt werden.

Turbinenspirale mit Verteilrohrleitung während der Bauphase

Apparatekammer mit Drosselklappe

schen Sprengvortriebs erstellt wurden, kam beim Senkrechtschacht das „Raise-Boring“-Verfahren zur Anwendung. Wie der Name schon sagt, wird bei diesem Verfahren entlang einer zuvor erstellten Pilotbohrung ein kreisrunder Schacht von unten nach oben erbohrt. Wasserfassung mit Kavernenentsander Auch am Standort der Wasserfassung, die sich optisch gut abgeschirmt direkt hinter einem Felsriegel befindet, waren aufwändige Sicherungsmaßnahmen notwendig. Der Standort bietet Patrick Manz zufolge in punkto Naturgefahren ideale Bedingungen: Es gibt dort keine Steinschläge, zudem besteht nur eine sehr geringe Lawinengefährdung. Zum Aufstauen des Sousbach wurde eine feste Wehrschwelle errichtet, die Triebwasserentnahme erfolgt durch eine rechtsufrige Ausleitung. An das Einlaufbauwerk schließt ein Entkieser an, der den groben Schotter aus dem Gebirgsbach vom Eintritt in den Triebwasserweg abhält. Für den Schutz vor Geschwemmsel und Treibgut sorgt ein nachgeschalteter horizontaler Schutzrechen. Danach fließt das Triebwasser in den großzügig dimensionierten Entsander, der in einer rund 70 m langen unterirdischen Kaverne untergebracht ist. Der Entsander ist mit einem Sandabzugsystem, das von der Hochschule Rapperswil entwickelt wurde, ausgestattet. Nach dem Entsanderbecken be-

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Stromproduktion unter Hochdruck Ein Punkt, der beim neuen Kleinwasserkraftwerk im Lauterbrunnental besonders hervorsticht, ist die imposante Fallhöhe, die der Anlage ein hohes Leistungspotential verschafft. Zwischen der Wasserfassung in „Sousläger“ und der Kraftwerkszentrale im Ortsteil „Sandweidli“ liegen weit über 900 m Höhenunterschied, die durch einen komplett unterirdischen Triebwasserweg miteinander verbunden sind. BKW-Projektleiter Patrick Manz betont im Gespräch mit zek HYDRO, dass die herausfordernden Bedingungen bei der Herstellung des Stollen-Schacht-Systems für einen dauerhaft erhöhten Puls bei den beteiligten Unternehmen sorgen sollten. „Wegen der schwierigen geologischen Bedingungen, die trotz umfangreicher Voruntersuchungen nicht in dem Ausmaß prognostiziert worden waren, ging der Vortrieb deutlich langsamer als geplant vor sich. Es waren eine Unmenge an zusätzlichen Bauund Sicherungsmaßnahmen notwendig, die sich letztendlich auch in den Projektkosten niedergeschlagen haben.“ Die Triebwasserstrecke besteht aus einem oberen Stollen mit 1.570 m Länge und einem unteren Stollen mit 1.030 m Länge, die beide mit ca. 20 Grad Steigung nach oben führen. Verbunden sind die beiden Schrägstollen durch einen ca. 380 m tiefen Senkrechtschacht, der sich in der Mitte der Triebwasserstrecke befindet. Während die Schrägstollen mit der Methode des bergmänni-

Im oberen Schrägstollen besteht die Druckrohrleitung aus duktilen Gussrohren DN900 und DN800 INTEGRAL TSZ, die vom Schweizer Branchenexperten Wild Armaturen AG geliefert wurden.

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Vogelperspektive auf die Wasserfassung.

findet sich die Apparatekammer mit der Drosselklappe, gleich danach beginnt die Druckrohrleitung. Für die Ausführung des gesamten Stahlwasserbauequipments an der Wasserfassung sorgte die Südtiroler Wild Metal GmbH, die bereits eine ganze Reihe von BKW-Kraftwerken mit ihren bewährten Lösungen ausgestattet hat. Zum Lieferumfang der Branchenspezialisten zählte unter anderem der Horizontalrechen und die Rechenreinigungsmaschine mit ölhydraulischem Antrieb samt Hydraulikaggregat. Der Entsander und der Entkieser wurden von den Südtirolern mit den Abzugsrohren und Spülschiebern ausgestattet. Komplettiert wurde der Lieferumfang von Wild Metal durch die Drosselklappe inklusive Anschlussverrohrung und das Hydraulikaggregat, das für die Regelung der Absperrund Regulierorgane an der Wasserfassung sorgt. Geologische Störzonen Damit der senkrechte Lotschacht zwischen den Schrägstollen erstellt werden konnte, musste im Gebiet Hacketewald ein bergmännischer Zwischenangriff erfolgen. Dabei wurde ein Zwischenstollen und eine anschließende Schachtkopfkaverne erstellt, in dem das Bohrgerät für das Raise-Boring-Verfahren installiert wurde. „Der Zwischenstollen hätte ursprünglich nur 20 m lang werden sollen. Letztendlich musste man aber 200 m in den Berg hineinarbeiten, bis geeignete Bedingungen für die Errichtung der Kaverne gegeben waren. Diese geologischen Störzonen, die aus Sackungsmassen und zerklüftetem Felsabschnitten bestanden, sorgten vor allem bei der Erstellung des Lotschachts für enorme Herausforderungen“, so Patrick Manz.

Vortriebsschweißmaschine in der Schachtkopfkaverne bei der Rohrverlegung im Vertikalschacht

Bei der Pilotbohrung des Raise-Boring-Verfahrens floss das für die Steuerung des Bohrkopfs und den Transport des Bohrguts erforderliche Kühlwasser in die zerklüfteten Felsen ab. In der Folge musste das Gestänge ausgebaut, der Bohrbereich mit Zement verfüllt und neu überbohrt werden. Durch dieses ungeplante Prozedere wurde das Bohrgestänge überdurchschnittlich beansprucht. Diese Umstände waren dem Baufortschritt natürlich nicht zuträglich. Im Anschluss an die Pilotbohrung wurde im unteren Stollen auf einen größeren Bohrkopf gewechselt, und der eigentliche Schacht mit 2 Meter Durchmesser von unten nach oben gebohrt. Nachdem der Schacht erstellt war,

Mit dem Kraftwerksbau wurde eines der letzten ungenutzten Wasserkraftpotentiale im Berner Oberland erschlossen.

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wurde dieser zur finalen Stabilisierung mit zusätzlichen Armierungen und Spritzbeton ausgekleidet, erst danach konnte die vertikale Druckrohrleitung erstellt werden.

Wild Metal GmbH

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Profis verlegen Guss- und Stahlrohre Während die Druckrohrleitung im oberen Schrägstollen mit duktilen Gussrohren in der Dimension DN900 und DN800 hergestellt wurde, kamen im Lotschacht und dem unteren Schrägschacht wegen der höheren Druckstufen geschweißte Stahlrohre zum Einsatz. Geliefert wurden die duktilen Gussrohre, deren Muffenverbindungen ein schnelles Vorankommen bei der Rohrverlegung ermöglichten, von der Schweizer Wild Armaturen AG. Der Branchenexperte, der 2026 sein 50. Jubiläum begeht, leistete bereits während der Projektierungsphase tatkräftige Unterstützung. Die hochwertigen Rohre wurden im Stollen auf zwei Auflagerungen montiert – einem Fixpunktlager und einem Gleitlager. Weil das Fixpunktlager alle even- Die leistungsstarke Pelton-Turbine sorgt für eine ganzjährig effiziente Stromproduktion. tuell vorhandenen Schubkräfte aufnimmt, konnte die Gussleitung ohne separate Schubsicherung erstellt Insgesamt wurden Schritt für Schritt 64 Rohre verschweißt, die werden. Für die fachgerechte Ausführung der Stahlleitungen miteinander rund 200 Tonnen Gewicht auf die Windenkonstsorgte der italienische Branchenspezialist IDROWELD, der im ruktion bringen sollten. Das enorme Gewicht der Fallleitung Wasserkraftsektor einen hervorragenden Ruf genießt. In orwird von zwei betonierten Fixpunkten am oberen und unteren ganisatorischer Hinsicht war IDROWELD beim Lotschacht als Ende des Lotschachts abgefangen, zusätzlich wurde der RingSub-Auftragnehmer für die Gasser Felstechnik AG beschäftigt, spalt zwischen der Stahlpanzerung und der Schachtsicherung beim unteren Schrägschacht waren die Italiener als Hauptüber eine abschließende Fallleitung mit Beton verfüllt. Im unteauftragnehmer für die Lieferung und Verlegung der Rohre ren Schrägstollen verringert sich die Rohrdimension wieder auf zuständig. Für den Einbau der Druckrohre DN1000 im SenkDN700, dort wurden die Stahlrohre von IDROWELD auf Rohrrechtschacht wurde eine spezielle Vortriebsschweißmaschine sätteln montiert. Nach dem Stollenportal geht die Druckrohrleiin der Schachtkopfkaverne installiert. Die jeweils 6 m langen tung ins Erdreich über und verläuft auf direktem Weg Richtung Rohrschüsse wurden mittels Hallenkran eingehoben, über Maschinengebäude. der Schweißmaschine positioniert und manuell zusammengeschweißt. Nach der Qualitätskontrolle der Schweißnähte Spezielle Pelton-Maschine erfolgte das Auftragen des Korrosionsschutzes auf der RohrinDie Kraftwerkszentrale in Sandweidli wurde rechtsufrig des nenseite und das Hinabsenken mit einer Winde in den Schacht. Sousbach direkt oberhalb der Kantonsstraße errichtet. Auch

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Die neue Ökostromanlage deckt im Regeljahr den Strombedarf von rund 6.700 Durchschnittshaushalten zu 100 Prozent nachhaltig ab.

dort herrschten instabile geologische Verhältnisse, weswegen eine Vielzahl von Gründungspfählen für die Fundamentierung des Gebäudes erforderlich war. Das Herzstück des Kraftwerks bildet eine vertikalachsige Pelton-Turbine, die bei vollem Wasserdargebot 11,7 MW Engpassleistung erreicht. Patrick Manz erläutert die besondere Ausführung der Turbine: „Es handelt sich um eine ‚4 plus 1‘-Maschine. Das heißt, es gibt vier reguläre Düsen und eine kleinere Zusatzdüse, die mit nur 70 l/s betrieben werden kann. Der Hintergrund dieser Ausführung ist das Speichervolumen der Anlage, das eine effektive Betriebsweise während der wasserarmen Wintermonate ermöglicht. Mit der Entsanderkaverne und dem Vorbecken im Außenbereich der Wasserfassung können wir rund 800 m³ Wasser speichern. Aufgrund der Sunk- und Schwallthematik dürfen wir im Winter aber nur maximal 70 l/s verwenden. Durch die Sonderkonstruktion der Turbine mit der kleineren Zusatzdüse wird es möglich, die eigentlich für eine weitaus größere Leistung ausgelegte Maschine mit 400 kW im sogenannten intermittierenden Winterbetrieb zu fahren.“ Vervollständigt wird der Maschinensatz durch einen direkt mit dem Laufrad gekoppelten Synchron-Generator, der bei der Montage mit einem Mobilkran durch einen Dachausschnitt eingehoben wurde. Die Kühlung des 15,2 MVA-Generators erfolgt durch einen im Unterwasserbereich platzierten Wärmetau-

scher, der vom abgearbeiteten Triebwasser der Turbine umspült wird. Ökostrom für 6.700 Haushalte Rund fünf Jahre nach Baubeginn ging das Kraftwerk Sousbach im Sommer 2025 erstmals in Betrieb, die offizielle Inbetriebnahme durch die Projektpartner BKW und EWL Genossenschaft Lauterbrunnen fand schließlich im Juni 2026 statt. Patrick Manz, der das Projekt über 18 Jahre lang betreut hat, zieht ein durchwegs positives Resümee über die neue Ökostromanlage im Berner Oberland. „Die Projektumsetzung und Planung war in vielerlei Hinsicht sehr aufwändig und durchaus vergleichbar mit einem Großwasserkraftprojekt. Die Geologie führte zu weit überhöhten Baukosten – prognostiziert waren rund 50 Millionen Franken, geworden sind es schließlich 70 Millionen. Dennoch bin ich überzeugt, dass wir ein gutes Werk geschaffen haben, das über Generationen hinweg saubere Energie liefern wird.“ Im Regeljahr kann das Kraftwerk Sousbach ca. 30,6 GWh Strom erzeugen, womit umgerechnet der Jahresbedarf von ca. 6.700 Durchschnittshaushalten abgedeckt wird. Als ökologische Ausgleichsmaßnahme sorgen die Projektpartner noch für die Aufwertung der Weißen Lütschine im Lauterbrunnental, dort werden auf einer Länge von knapp 300 m durch verschiedene gewässerökologische Maßnahmen Laichareale für Bachforellen geschaffen.

T EC H N I S C H E DAT E N • Ausbauwassermenge: 1,4 m³/s • Bruttofallhöhe: 917m • Turbine: Pelton-Turbine • Turbinenachse: Vertikal • Drehzahl: 750 U/min • Engpassleistung: 11,7 MW • Hersteller: Andritz Hydro • Generator: Synchron • Spannung: 6.300 V • Nennscheinleistung: 15,2 MVA • Hersteller: TES VSETIN • Jahresarbeit: ca. 30,6 GWh Die Kraftwerkszentrale beherbergt modernste Wasserkrafttechnik.

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Ort: Kandersteg

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Über insgesamt zwei Jahre und drei Monate erstreckte sich das Umbauprojekt am Kraftwerk Donkéa in Guinea. Die komplett neue elektromechanische Ausrüstung der Anlage wurde von Global Hydro als Water-to-Wire-Lösung umgesetzt.

GLOBAL HYDRO REALISIERT ERFOLGREICHES REVITALISIERUNGSPROJEKT IN GUINEA Gegen Ende letzten Jahres konnte das Kraftwerk Donkéa, rund 130 Kilometer nordöstlich der guineischen Hauptstadt Conakry, wieder zurück in den Regelbetrieb gebracht werden. Die in den 1960ern errichtete Anlage, die in den Jahren zuvor schon starke technische Mängel aufgewiesen hatte, wurde im Rahmen eines umfangreichen Revitalisierungsprozesses von Oktober 2023 bis Ende 2025 auf den neuesten Stand der Technik gebracht. Dabei setzte der international agierende Wasserkraftspezialist Global Hydro auf die enge Zusammenarbeit zwischen seiner Tochtergesellschaft in Indien und dem Hauptsitz in Österreich. Und dies höchst erfolgreich: Im interkontinentalen Teamwork gelang es, nicht nur die defekte Anlage wieder in ein modernes Wasserkraftwerk zu verwandeln, sondern zudem die Leistung der beiden Francis-Spiralturbinensätze von bislang je 7,65 MW auf je 8,40 MW zu erhöhen. Nach mehreren erfolgreich realisierten Projekten in Afrika setzte Global Hydro mit Donkéa erstmals ein Wasserkraftprojekt in Guinea um und unterstreicht damit seine Kompetenz bei anspruchsvollen Revitalisierungsprojekten.

asser besitzt das westafrikanische Guinea im Überfluss und verfügt über eines der größten bislang ungenutzten Wasserkraftpotenziale Afrikas. Mit einer real installierbaren Leistung von rund 6 GW und einem technisch nutzbaren Energiepotenzial von etwa 19.400 GWh pro Jahr bringt das westafrikanische Land, das flächenmäßig etwa dem Vereinigten Königreich entspricht, hervorragende natürliche Voraussetzungen für die nachhaltige Stromerzeugung aus Wasserkraft mit. Dennoch ist ein erheblicher Teil dieses Potenzials bis heute unerschlossen oder wird nur eingeschränkt genutzt. In den vergangenen Jahrzehnten lag der Schwerpunkt der Investitionen vorrangig auf dem Bau großer Wasserkraftwerke, die sowohl die nationale Stromversorgung als auch die Wirtschaft über den Energiehandel stärken. Gerade in jüngster Zeit rücken aber auch bestehende kleine und mittlere Wasserkraftanlagen zunehmend in den Fokus. Ihre Modernisierung bietet die Möglichkeit, vorhandene Infrastruktur effizient weiterzuentwickeln und zusätzliche

Erzeugungskapazitäten zu erschließen – und dies ohne allzu großen Kostenaufwand. Ein Paradebeispiel dafür: das Kraftwerk Donkéa am Samouru Fluss in der Präfektur Kindia. Altbestand war in desolatem Zustand Über Jahre hinweg war das Kraftwerk, das ungefähr 130 Kilometer nordöstlich der guineischen Hauptstadt Conakry liegt, mit technischen Problemen in Betrieb gewesen. Daher gab es bereits 2019 erste Bestrebungen, die Anlage elektromechanisch zu sanieren. „Aber dann kam die COVID-Pandemie, und das Projekt wurde auf Eis gelegt“, erzählt der Direktor der indischen Tochtergesellschaft von Global Hydro. Er war von Anfang an direkt involviert, als er und sein Team 2021 erstmalig das Kraftwerk inspizieren konnten. „So wie wir die Anlage damals vorfanden, war sie in absolut keinem guten Zustand: Eine Maschine wurde nur auf Teillast betrieben und wies starke Leckagen an der Wellendichtung auf – und die zweite Turbine war ohnehin seit geraumer

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Projektleiter. Er verweist darauf, dass man in diesem Punkt bereits in intensivem fachlichen Austausch mit den Ingenieuren von Global Hydro Austria gestanden war, die beim Design der Turbinen ihr Können unter Beweis stellen konnten.

Zeit stillgelegt. Die Maschinentechnik aus den 1960er Jahren war desolat – das betraf sowohl die beiden Francis-Spiralturbinen als auch die beiden Generatoren“, so der Direktor der Niederlassung, der in diesem Zusammenhang nicht unerwähnt lässt: „In der Branche war davon zu hören, dass sich in den letzten 30 Jahren bereits so manches Unternehmen erfolglos an der Sanierung der Anlage versucht hatte.“ Nach der Zeit der Pandemie wurde das Projekt wieder in Angriff genommen, und 2023 wurde Global Hydro der Auftrag zur elektromechanischen Modernisierung des Kraftwerks erteilt. Warum sich der Betreiber im Fall des Kraftwerks Donkéa für eine Revitalisierung anstelle eines vollständigen Neubaus entschieden hatte, basierte auf mehreren Überlegungen: Zum einen kann die bestehende Infrastruktur gezielt weitergenutzt, zum anderen der Ressourcenverbrauch massiv reduziert und darüber hinaus auch die Projektlaufzeit deutlich verkürzt werden. Gleichzeitig lassen sich die Investitionskosten gegenüber einem Neubau spürbar senken. Dieser Ansatz ist für Wasserkraftbetreiber ganz generell attraktiv, weil er technische Erneuerung, wirtschaftliche Effizienz und einen verantwortungsvollen Umgang mit vorhandenen Ressourcen miteinander verbindet. Konstruktionspläne dringend gesucht Im Herbst 2023 machte sich Global Hydro umgehend an die Bestandsaufnahme der elektromechanischen Ausrüstung, bestehend aus zwei Francis-Spiralturbinen, den Generatoren und sämtlichen Hilfseinrichtungen. Moderne 3D-Vermessungen und eine exakte Erfassung der Bestandsgeometrie sollten ein genaues Bild über die Rahmenbedingungen im Krafthaus liefern. Doch dabei stieß man an Grenzen. „Ungewöhnlich war, dass wir im Vorfeld den Laufrad-Durchmesser nicht kannten, weil zu Beginn keine Konstruktionspläne des Erstausrüsters vorlagen. Die Pläne wurden zwar gefunden, dennoch konnten die exakten Anschlussmaße erst nach erfolgter Maschinendemontage eruiert werden“, erklärt der

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Das hydraulische Design der Laufräder für das Kraftwerk Donkéa wurde am Global Hydro Standort in Österreich entwickelt.

Engineering unter anspruchsvollen Randbedingungen Ein wichtiger Punkt, den es zu berücksichtigen galt, ergab sich aus der Dimension der bestehenden Rohrleitung: Diese erforderte, dass bei der Einlaufklappe mit DN1700 eine Zwischengröße entwickelt werden musste. Aufgrund der vergleichsweise kleinen Rohrdimension stellte auch die Strömungsgeschwindigkeit eine besondere Herausforderung dar. „Bedingt durch die schon kleinere Einlaufklappe sowie die räumlichen Vorgaben, resultierend aus Einlaufrohrachse und Saugrohrachse, mussten sämtliche Bauteile an diese Einbauverhältnisse angepasst und entsprechend optimiert werden“, führt Simon Hofmann, Team Lead Engineering Francis bei Global Hydro im Detail aus. Außerdem war kundenseitig gefordert, dass das Laufrad nach unten hin ausbaubar sein muss. Dementsprechend musste die Zugänglichkeit im Saugrohrbereich sowie das Turbinendesign adaptiert werden. Im Hinblick auf das Laufrad-Design nutzte man für die beiden Donkéa-Maschinensätze ein Referenzlaufrad aus der Eigenentwicklung von Global Hydro, für das umfangreiche Prototypmessungen und CFD-Auswertungen vorlagen. Das Referenzdesign wurde folglich für die Bedingungen im Kraftwerk Donkéa numerisch weiterentwickelt und bestmöglich adaptiert. „Konkret bedeutete das nicht nur die Anpassung des Laufrads an die vorhandene Saugrohrgeometrie unter Nutzung neuester CFD-optimierter Geometrie-Generation, sondern auch die Optimierung des Zusammenspiels zwischen Laufrad, Leitapparat und bestehendem Saugrohr“, erklärt Lorenz Neururer, Team Lead HydroLab bei Global Hydro. Die beiden Laufräder wurden vom Design her am Standort in Oberösterreich entwickelt, dort 2024 gefertigt und anschließend nach Westafrika geliefert.

Reverse-Engineering mit eigenen Herausforderungen Während also Laufrad-Design und -fertigung in den Händen von Global Hydro Austria lagen, war das Team des Tochterunternehmens vor allem für die Aufgaben vor Ort verantwortlich. Der Projektleiter von Global Hydro verweist darauf, dass die Vorgehensweise zu einem wesentlichen Teil aus dem so-

Die Geometrie des neuen Laufrads wurde CFD-optimiert und an die speziellen Bedingungen am Standort in Guinea angepasst.

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Die beiden neuen Maschinensätze wurden perfekt an die Zwänge der Bestandsgeometrie angepasst und so ausgelegt, dass die Ausbauleistung der Maschinen um rund 10 Prozent auf nunmehr 16,8 MW erhöht werden konnten. Seit Ende letzten Jahres ist die Anlage im Regelbetrieb.

genannten „Reverse-Engineering“ – also einer technischen Rekonstruktion – besteht. Die Herausforderungen, die damit verbunden sind, resultierten zum einen aus beengten räumlichen Verhältnissen, aus den möglichen Unwägbarkeiten einer älteren Infrastruktur und natürlich aus der geforderten Präzision. Dabei bedeutete Revitalisierung im Fall des Kraftwerks Donkéa im Wesentlichen eine komplette Erneuerung des elektromechanischen Equipments. Im Krafthaus wurden rund 95 Prozent der Ausrüstung erneuert – von Turbine und Generator angefangen, über Hilfseinrichtungen, Aggregate, bis zu Kabel und Steuerungspaneele wurde alles neu gemacht. Erhalten blieben im Wesentlichen nur das Saugrohr und die Baustruktur des Maschinenhauses. Die eigentliche Ingenieurleistung dieses Projekts reicht somit im Grunde weit über den Austausch elektromechanischer Komponenten hinaus. Ziel war es, eine vollständig neue Anlagentechnik präzise in die bestehende Kraftwerksgeometrie zu integrieren – eine Aufgabe, die höchste Planungs- und Entwicklungskompetenz erforderte. Mithilfe einer detaillierten 3D-Bestandsaufnahme, Reverse Engineering sowie CFD-gestützter Strömungssimulationen gelang es den Ingenieuren von Global Hydro, die neue Turbinentechnologie exakt auf die vorhandenen Einbauverhältnisse abzustimmen.

für Betrieb und Instandhaltung über einen Zeitraum von fünf Jahren. Als erfahrener Water-to-Wire-Anbieter, der in der Lage ist, alles aus einer Hand zu liefern, verantwortete Global Hydro die komplette elektromechanische Revitalisierung des Kraftwerks – von der Konzeption und dem Engineering über Fertigung, Projektmanagement und Montage bis hin zur Inbetriebnahme. Das bedeutet natürlich, dass auf diese Weise Schnittstellenprobleme vollständig ausgeschlossen werden. Mit dem anschließenden Betriebs- und Wartungsvertrag (Operation & Maintenance) begleitet das Unternehmen den Betreiber auch langfristig und gewährleistet eine nachhaltige Anlagenperformance über den gesamten Lebenszyklus.

Elektromechanische Ausrüstung aus einer Hand In Summe umfasste der Lieferumfang von Global Hydro neben den Turbinen-Generator-Sätzen auch die Steuerungs- und Schutzsysteme, Turbinenregler, Hauptabsperrorgane, Transformatoren, Schaltanlagen, die Integration in das SCADA-System sowie sämtliche zugehörigen mechanischen und elektrischen Nebenanlagen, wie etwa ein komplettes HLK-System für das ganze Maschinenhaus. Außerdem war natürlich auch die Demontage der bestehenden Altanlagen im Auftragspaket von Global Hydro enthalten – ebenso wie der Vertrag

Starke Zusammenarbeit zwischen Österreich und Indien In der Rückschau führt der Direktor der Niederlassung von Global Hydro in Indien vor allem einen Punkt als zentrale Voraussetzung für Projekte dieser Art an: „Wie bei Global Hydro üblich, ist eine umfangreiche und hochpräzise 3D-Bestandsaufnahme unumgänglich. Für ein perfektes Ergebnis sollte man dafür möglichst viel Zeit und Aufwand investieren.“ Die Zusammenarbeit zwischen den beiden Standorten, die geografisch weit voneinander entfernt liegen, stellte sich letztlich über die gesamte Umsetzungsphase als äußerst erfolg-

Verzögerungen in der internationalen Lieferkette Neben den technischen Herausforderungen, die das Projekt prägten, beeinflussten auch externe Faktoren den Ablauf. Zeitweise kam es zu erheblichen Verzögerungen in der internationalen Lieferkette und bei der Hafenlogistik, wodurch sich einzelne Lieferungen um mehrere Monate verschoben. Dank einer engen Zusammenarbeit zwischen den Projektteams vor Ort und den Engineering-Standorten konnte der Terminplan dennoch an die Anforderungen angepasst und das Projekt erfolgreich abgeschlossen werden.

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Auch die neuen Schaltanlagen im Maschinenhaus wurden von Global Hydro geliefert, installiert und in Betrieb genommen.

Modernisierung steigert Leistung um rund zehn Prozent Um das Projekt im Zeitplan abzuwickeln, wurde im Februar 2025 mit den Montagearbeiten begonnen. Waren sämtliche Bauteile und Maschinen einmal auf der Baustelle eingetroffen, verlief die Montage sehr zügig. So wurden etwa die Turbinen innerhalb von nur 2 Monaten professionell installiert – eine rekordverdächtige Zeit. Nachdem die Maschinensätze kurz vor dem Jahreswechsel in Betrieb genommen worden waren, konnte das Kraftwerk Donkéa wieder ans Netz genommen werden. Schon die Inbetriebnahmephase und die ersten Betriebswochen bestätigten sämtliche Erwartungen an die neue Ma-

T EC H N I S C H E DAT E N • Bruttofallhöhe: 77,25 m • Durchfluss: 13 m³/s • Turbine: Francis-Spiralturbine • Hersteller: Global Hydro • Leistung mechanisch: 8,59 MW • Leistung gesamt: 16,8 MW • Laufradaustrittsdurchmesser: 1.286 mm • Generator: synchron • Generatorgewicht: ca. 90 t • Drehzahl: 500 rpm • Absperrarmatur: 13 t • Turbinen-Antriebsstrang: 5,6 t, Länge 4 m • Wiederinbetriebnahme: Dezember 2025

Den Ingenieuren von Global Hydro gelang es, eine komplett neue elektromechanische Ausrüstung in die bestehende Geometrie zu implementieren.

schine: Die installierte Gesamtleistung konnte von in Summe 15,3 MW auf nunmehr 16,8 MW erhöht werden. Das bedeutet eine massive Leistungssteigerung um circa 10 Prozent. Mit der erfolgreichen Revitalisierung des Kraftwerks Donkéa wurde nicht nur die Leistungsfähigkeit der Anlage nachhaltig gesteigert, sondern zugleich die Grundlage für einen wirtschaftlichen und sicheren Betrieb über viele Jahre geschaffen. Moderne Turbinentechnologie, leistungsfähige Steuerungsund Schutzsysteme sowie die gezielte Erneuerung zentraler Komponenten erhöhen die Anlagenverfügbarkeit, reduzieren den Wartungsaufwand und verlängern die Lebensdauer der gesamten Anlage. Für den Betreiber bedeutet dies eine langfristig sichere Betriebsführung, eine höhere Wirtschaftlichkeit und die Gewissheit, dass bestehende Infrastruktur auch künftig zuverlässig zur nachhaltigen Energieversorgung beitragen kann.

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reich dar. Die enge Zusammenarbeit zwischen dem Hauptsitz von Global Hydro in Österreich und dem Tochterunternehmen in Indien erwies sich als wesentlicher Erfolgsfaktor des Projekts. Das zeigte sich nicht zuletzt in der engen Kooperation, den regelmäßigen Abstimmungen online sowie bei gemeinsamen Baustellenbesuchen. Daher freut man sich auch am Hauptsitz in Österreich über die gelungene Kooperation, bei der beide Teams ihre jeweiligen Stärken optimal einbringen konnten. Auf diese Weise konnten auch Synergien bestmöglich genutzt werden.

Kraftwerk mit großer Bedeutung für die Region „Wir können heute auf ein erfolgreiches Kraftwerksprojekt zurückblicken, das keineswegs einfach zu realisieren war“, resümiert der Direktor des Tochterunternehmens von Global Hydro in Indien. Er verweist darauf, dass das Kraftwerk Donkéa nicht zu den größten Wasserkraftwerken Guineas zählt, es aber trotzdem von großer Bedeutung für die Region sei. Schließlich versorgt das Kraftwerk Fabriken sowie kleinere Dörfer und Siedlungen in der Präfektur Kindia. Das Projekt Donkéa zeigt exemplarisch, wie bestehende Wasserkraftwerke durch moderne elektromechanische Ausrüstung, präzises Engineering und internationale Zusammenarbeit nachhaltig modernisiert und leistungsfähiger gemacht werden können. Gleichzeitig unterstreicht es die Kompetenz von Global Hydro bei komplexen Revitalisierungsprojekten unter anspruchsvollsten Rahmenbedingungen. AUGUST | 26

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Bevor die Reintalangerhütte im Spätherbst letzten Jahres in die Winterruhe geschickt wurde, gelang es dem Team der Fa. OSSBERGER unter der Leitung von Dieter Wirth (2.v.l.), den alten Maschinensatz auszubauen. Dieser wurde zur Sanierung und Modernisierung ins Werk nach Weißenburg geliefert.

BELIEBTE ALPENVEREINSHÜTTE NUTZT ÖKOSTROM AUS EIGENEM KRAFTWERK MIT DURCHSTRÖM-TECHNOLOGIE Eine neue Turbinenanlage mit höherem Gefälle, der die Reintalangerhütte am Fuße der Zugspitze mit Strom versorgen soll, kam aus Kostengründen nicht in Frage. Daher entschieden sich die Verantwortlichen der Alpenvereinssektion München für eine Überholung und Teilerneuerung der bestehenden Anlage, die vom Team der Firma OSSBERGER im Frühling dieses Jahres erfolgreich abgeschlossen werden konnte. Ausgestattet mit einem neuen, strömungsoptimierten Laufrad aus Edelstahl, wartungsfreien Leitschaufellagern und einer modernen Steuerung sowie einem neuen Synchrongenerator wurde die Anlage nicht nur auf den Letztstand der Technik gebracht, sondern darüber hinaus auch die elektrische Leistung um knapp 20 Prozent hinaufgeschraubt. Damit wird die Energieversorgung der beliebten Alpenvereinshütte an den gestiegenen Bedarf angepasst.

ür die meisten Wanderer und Alpinisten, die über den klassischen Weg in Richtung Deutschlands höchstem Berg, der Zugspitze, unterwegs sind, ist die idyllisch gelegene Reintalangerhütte ein höchst beliebter und entsprechend stark frequentierter Stützpunkt. Sie wurde schon 1881 auf circa 1370 m Seehöhe am hinteren Ende der GarmischPartenkirchener Reintal-Schlucht in unmittelbarer Nähe zur glasklaren Partnach erbaut. Heute wird sie von der Sektion

Die ausgebaute alte Maschine wurde per Helikopter ins Tal gebracht.

München betrieben und ist üblicherweise von Ende Mai bis Mitte Oktober bewirtschaftet. Über sauberen Strom zur Eigenversorgung verfügt die Berghütte im Wetterstein seit dem Jahr 1983, als eine zweizellige Durchströmturbine von OSSBERGER mit mechanischem Drehzahlregler installiert wurde. Für Notfälle steht auch ein Dieselaggregat zur Verfügung. Warum man sich damals schon für die Durchströmtechnologie von OSSBERGER entschieden hatte, liegt auf der Hand: Schließlich zählt auf einer Berghütte weniger Spitzenleistung und hochgeschraubte Wirkungsgrade, sondern vielmehr Wartungsarmut, Zuverlässigkeit, Langlebigkeit und Erzeugung auch dann, wenn wenig Wasser fließt. Exakt das, was die typische OSSBERGER-Turbine ausmacht. Ausbau der alten Maschine im Herbst 2025 2025 wurde von der Sektion München eine Energiestudie zur Verbesserung der angespannten Energiesituation aufgrund der hohen Besucherzahlen und der behördlichen Auflagen bezüglich Kühlung, BMA, Trinkwasseraufbereitung, Kläranlage, etc. in Auftrag gegeben. Das Ergebnis der Studie bewertete zwar den Neubau des Maschinensatzes in Kombination mit der Nutzung einer größeren Fallhöhe als grundsätzlich positiv. Doch aufgrund der Kosten kam diese Variante nicht in Frage, daher entschieden sich die Verantwortlichen für eine Über-

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Wie neu: Der rundum sanierte Maschinensatz der Reintalangerhütte.

holung der bestehenden Durchströmturbine und die Modernisierung des Maschinensatzes sowie der Steuerung mit Einbau eines Batteriespeichers, sowie einer Wärmepumpe und – falls noch nicht ausreichend – optional eine PV-Anlage. Der Auftrag über das Projekt erging an die Firma OSSBERGER. Unter der Führung des erfahrenen Technikers Dieter Wirth wurde der Ausbau des über 40 Jahre alten Maschinensatzes im Spätherbst 2025, unmittelbar vor der Winterruhe der Hütte bewerkstelligt. Die Bauteile wurden per Helikopter ins Tal verfrachtet und danach per Lkw ins OSSBERGER-Werk nach Weißenburg gebracht.

triebnahme mit nur einem Elektrotechniker von OSSBERGER über die Bühne – und das absolut problemlos. Dank der langjährigen Erfahrung im Reglerbau war vor Ort nur eine Feinjustierung der Regelparameter nötig, was sich letztlich über den neuen Fernzugriff bewerkstelligen ließ. „Für mich eine Sensation, wie gut die Montage der Anlage vorbereitet war und wie professionell sie umgesetzt worden ist“, schwärmt Hüttenwirt Andy Kiechle.

Modernisierung im OSSBERGER-Werk in Weißenburg Im OSSBERGER-Werk wurde in der Folge das Turbinengehäuse überholt, neue wartungslose Leitschaufellager eingebaut und ein neues, strömungsoptimiertes Edelstahl-Laufrad gefertigt und implementiert. „Anstelle des mechanischen Drehzahlreglers kam nun eine moderne Steuerungseinheit zum Einsatz, bestehend aus einem Hydraulikaggregat mit Regelventilen, einem digitalen Drehzahlregler, Touch-Panel und einem SCADA-System mit Fernzugriff“, umreißt Dieter Wirth, über viele Jahre Technischer Leiter bei OSSBERGER, einen zentralen Teil des Modernisierungspakets. Er verweist im Weiteren darauf, dass neben der Anschaffung eines neuen 6-poligen Synchrongenerators auch ein neues, verlustarmes Getriebe sowie ein neues Schwungrad, angepasst auf die niedrigere Generatordrehzahl, eingebaut wurden. „Durch die Reduzierung der Antriebsdrehzahl von zuvor 1.500 U/min auf nun 1.000 U/min ist mit einem deutlich geringerem Verschleiß der Lager zu rechnen“, so der Experte. Nachdem man im Hinblick auf eine möglichst einfache Montage bei der Berghütte den Maschinensatz auf einen gemeinsamen Aggregatrahmen passgenau vormontiert hatte, stand der Montage im Frühling dieses Jahres nichts mehr im Weg.

Solider Gastro-Betrieb dank neuem Energiesystem Mit Beginn der Hüttensaison 2026 präsentierte sich die Energieversorgung der bekannten Reintalangerhütte auf neuen Beinen. Gegenüber dem Altbestand konnte die elektrische Leistung von bislang 17 kW auf 21 kW gesteigert werden, was immerhin einer Steigerung von knapp 20 Prozent entspricht. Hinzu kommt, dass die neue Steuerung Zu- und Abschaltungen von Lasten bis zu 15 kW ohne nennenswerte Drehzahlabweichung toleriert. Für Hüttenwirt Andy Kiechle, der mit dem Hüttenbetrieb in den letzten Jahren immer öfter an die Grenzen der Energiekapazitäten gekommen war, eine neue Ära: „Früher musste ich mit meinen angeschlossenen Geräten immer wieder ‚jonglieren‘, um zu große Frequenzschwankungen auszugleichen. Das ist nun Vergangenheit. Dank der neuen Anlagensteuerung funktionieren jetzt auch Geräte mit erhöhter Anforderung an die Frequenz – wie etwa Küchenmaschinen mit Softstart oder auch Mikrowellen. Schön, dass mein Team und ich uns nun wieder weniger darum und mehr um unsere Gäste und um die Hütte kümmern können.“

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Die Montage der neuen Bauteile erfolgte im Frühling 2026.

„Sensationelle“ Montage im Frühling 2026 Da im Frühling der Schnee zum Teil noch sehr hoch lag, wurden nicht nur der Maschinensatz, sondern auch die Monteure der Firma OSSBERGER mit dem Hubschrauber zur Reintalangerhütte hochgeflogen. „Für den Einbau hatten wir zwar keine professionelle Hebetechnik zur Verfügung, aber mit der Unterstützung des Teams von Hüttenwirt Andy Kiechle war die Maschinenmontage trotzdem innerhalb von zwei Tagen erledigt“, erinnert sich Dieter Wirth. Nachdem auch die Verkabelungsarbeiten abgeschlossen waren, ging die WiederinbeAUGUST | 26

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Ein beeindruckender Maschinenkoloss im Fertigungswerk der Firma TROYER im Südtiroler Sterzing nimmt nach und nach Formen an. Der erfahrene Wasserkraftspezialist fertigt aktuell 6 Peltonturbinen mit einer Leistung von insgesamt knapp 158 MW für zwei Hochdruck-Kraftwerke in Ecuador.

SÜDTIROLER BEEINDRUCKEN MIT TURBINEN-TECHNIK DER SUPERLATIVE FÜR KRAFTWERK IN ECUADOR Trifft gebündeltes Triebwasser mit mehr als 520 km/h auf ein Turbinenlaufrad, wird jedes Detail der Wasserkraftmaschine zur Frage hoher Ingenieurskunst. Genau das ist bei Las Peñas 1 im Süden von Ecuador der Fall. Mit einer Nettofallhöhe von 1.120 Metern zählt das Kraftwerk zu den technisch anspruchsvollsten Projekten, die der Südtiroler Wasserkraftspezialist TROYER bislang realisiert hat – und markiert einen echten Meilenstein in der Geschichte des Unternehmens. Für die Provinz Zamora Chinchipe ist das Projekt ebenfalls hoch relevant: Mit Las Peñas 1 und Las Peñas 2 entstehen in der Anden-Region zwei Laufwasserkraftwerke mit TROYER -Technologie, die Ecuadors Stromversorgung weiter stärken und zugleich neue Maßstäbe in Sachen Hochdruck-Wasserkraftwerke setzen. Die Inbetriebnahme beider Kraftwerke ist für Herbst 2027 avisiert.

ie Wasserkraft gilt als das Rückgrat der ecuadorianischen Stromversorgung. Rund vier Fünftel des landesweit erzeugten Stroms stammen aus Wasserkraftwerken, die vorrangig das enorme Gefälle der Anden und die wasserreichen Zuflüsse des Amazonas nutzen. Aktuell liegt die gesamte installierte Wasserkraftleistung in Ecuador bei rund 5,4 GW – Tendenz steigend. Überregionale Bekanntheit erlangte etwa Coca Codo Sinclair, das größte Wasserkraftwerk des Landes mit 1.500 MW installierter Leistung, das 2016 ans Netz gegangen ist. Vor dem Hintergrund eines hoch aktiven lateinamerikanischen Wasserkraftmarkts wird in der südlichen Andenprovinz Zamora Chinchipe gerade an den beiden Laufwasserkraftwerken Las Peñas 1 und Las Peñas 2 am Fluss Yacuchingari gearbeitet. Ihr Anlagenkonzept folgt jeweils einem klassischen Schema: Über flussnahe Wasserfassungen wird das Wasser zunächst einem Zuleitungskanal und anschließend einer Druckrohrleitung zugeführt, bevor es im Krafthaus mittels Pelton-Turbinen zur Stromerzeugung ge-

nutzt wird. Doch hinter diesem vertrauten Prinzip verbirgt sich eine technische Besonderheit, die selbst erfahrene Wasserkraftingenieure aufhorchen lässt: Eine Netto-Gefällstufe von 1.120 m, die beim Kraftwerk Las Peñas 1 hydroelektrisch genutzt wird. Spezial-Stähle für extreme Drücke im Einsatz „Wir haben in der über 90-jährigen Geschichte der Firma TROYER bereits Anlagen mit Betriebsdrücken über 100 bar realisiert“, erzählt der Technische Leiter und Verwaltungsratsmitglied Dr.-Ing. Stefan Troyer. „Dieser extreme Hochdruck-Bereich ist somit für uns kein Neuland. Las Peñas 1 ist aber doch eine besondere Herausforderung, da es neben der außergewöhnlich großen Fallhöhe auch eine sehr beachtliche Maschinenleistung aufweist. Es ist das leistungsstärkste Höchstdruckkraftwerk, das wir bisher produzieren durften.“ Der Fachmann verweist darauf, dass immerhin jede der vier 2-düsigen Peltonturbinen im Kraftwerk Las Peñas 1 auf eine Leistung von jeweils 26,4 MW ausgelegt ist.

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Die technischen Anforderungen bei einem Projekt dieser Größenordnung sind erheblich: Speziell die hohen Drücke, in Kombination mit relativ großen Rohrdurchmessern, stellen enorme Anforderungen an die Konstruktion und die Auswahl „Das mechanische Profil der Laufradbecher wird speziell ausgelegt, damit das Laufrad den durch den Wasserstrahl verursachten Kräften standhalten kann.“ – Dr.-Ing. Stefan Troyer, Technischer Leiter TROYER

der Werkstoffe. Zum Einsatz kommen ausschließlich besonders widerstandsfähige Stähle, die von den üblicherweise in der Kleinwasserkraft verwendeten Werkstoffen abweichen. Die Rohrleitungen weisen Wandstärken von etwa 30 bis 40 Millimeter auf. Sämtliche Berechnungen, Konstruktionen und technische Zeichnungen müssen dementsprechend angepasst werden, damit die Komponenten den hohen Belastungen und Leistungsanforderungen dauerhaft standhalten.

Ingenieure von TROYER früh in Planung eingebunden Die Turbinen für die beiden Kraftwerke weisen dabei durchaus erhebliche Unterschiede auf, auch wenn sie leistungsmäßig eng beisammen liegen. Bei Las Peñas 1 kommen vier vertikalachsige 2-düsige Peltonturbinen mit einem Schluckvermögen von jeweils 2.650 l/s zum Einsatz. Las Peñas 2 wird mit zwei ebenfalls vertikalachsigen 4-düsigen Peltonturbinen ausgestattet.“ Das Maschinenduo ist für eine Netto-Fallhöhe von 475,4 m und die doch erheblich größere Ausbauwassermenge von je 6.150 l/s konzipiert. Damit erreicht jede der Maschinen eine Nennleistung von 26,1 MW. Eine frühzeitige Abstimmung zwischen TROYER und dem Kunden ist wesentlich, um die Auslegung der Kraftwerke und der elektromechanischen Ausrüstung optimal aufeinander abzustimmen. Nachdem die Projektentwicklung 2024 gestartet war, konnte der verbindliche Vertrag mit TROYER im September 2025 unterzeichnet werden. Seitdem wird mit Hochdruck an den Maschinen im Werk in Sterzing gearbeitet. Neben den insgesamt sechs Turbinen gehören zum Lieferumfang der Südtiroler auch Anschlussrohrleitungen, Hauptabsperr organe, Hydraulikaggregate, Generatoren, Steuerungs- und Schutzschränke, das SCADA-System, Mittelspannungsschaltanlagen sowie Hilfsdieselgeneratoren.

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Wasserstrahl trifft mit 523 km/h auf Laufradbecher In welche Bereiche die Physik in diesem Fall vorstößt, zeigt alleine die Strahlgeschwindigkeit: Sie beträgt bei den Maschinen für Las Peñas 1 rund 145 m/s, was etwa 523 km/h entspricht. Dazu Stefan Troyer: „Dadurch rücken die mechanischen Eigenschaften und die Belastbarkeit der einzelnen Komponenten besonders stark in den Fokus. Das mechanische Profil der Becher wird speziell ausgelegt, damit das Laufrad den durch den Wasserstrahl verursachten Kräften standhalten kann. Gleichzeitig wird der Lebensdauer der Komponenten besondere Aufmerksamkeit gewidmet, da bei diesen Betriebsbedingungen mit einer erhöhten Beanspruchung und einem potenziell stärkeren Verschleiß gerechnet werden muss.“ Bei Ultra-Hochdruck-Peltonanlagen ist demnach das Laufrad weit mehr als ein besonders massiv ausgeführtes Standardbauteil. Jeder Becher wird beim Eintritt in den Hochge-

schwindigkeitsstrahl schlagartig belastet und unmittelbar danach wieder entlastet – millionenfach über die Lebensdauer der Maschine. Entscheidend sind daher aus Sicht des Konstrukteurs spannungsarme Übergänge zwischen Becher und Laufradscheibe, eine hochpräzise und symmetrische Strahlteilung am Mittelschneider sowie ein auf die periodischen Anregungen abgestimmtes Schwingungsverhalten. Hydraulische Effizienz, Ermüdungsfestigkeit und Laufradmasse müssen dabei gemeinsam optimiert werden: Zusätzliche Materialstärke erhöht zwar lokal die Steifigkeit, zugleich aber auch Fliehkräfte und dynamische Belastungen. Vor diesem Hintergrund bringt TROYER seine langjährige Erfahrung und umfassende Engineering-Kompetenz gezielt in die Auslegung der Maschinen ein.

Angesichts der außergewöhnlichen Druckverhältnisse müssen die hoch beanspruchten Komponenten mit eng definierten Schweißverfahren gefertigt und umfassend zerstörungsfrei geprüft werden.

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Visualisierung der Einbausituation der vier Maschinensätze in der Kraftwerkszentrale des in Bau befindlichen Wasserkraftprojekts Las Peñas 1.

Modernes Automatisierungskonzept für beide Kraftwerke Auch logistisch ist das Projekt durchaus eine Herausforderung. Nach der Fertigung in Südtirol gelangen die Turbinenkomponenten zunächst innerhalb von etwa einer Woche zum europäischen Verschiffungshafen, einschließlich der erforderlichen Verladeformalitäten. Es folgt eine voraussichtlich fünf- bis sechswöchige Seereise nach Guayaquil an der Pazifikküste Ecuadors. Den anschließenden Transport zur Baustelle in der Andenprovinz Zamora Chinchipe organisiert der Auftraggeber. Mit der Auslieferung endet die Verantwortung von TROYER jedoch keineswegs. Das Unternehmen begleitet die Anlagen über ihren gesamten Lebenszyklus hinweg und bietet als Systempartner Leistungen in den Bereichen Maschinenbau, Elektrotechnik, Automation und Service an. Ein rund um die Uhr verfügbarer Remote-Support ermöglicht die Analyse von Betriebszuständen, die gezielte Eingrenzung von Störungen und die schnelle Bearbeitung technischer Fragestellungen aus der Ferne. Gleichzeitig sorgt das umfassende Automatisierungskonzept dafür, dass Las Peñas 1 und Las Peñas 2 künftig weitgehend ohne dauerhaft vor Ort anwesendes Betriebspersonal betrieben werden können – und ermöglicht damit einen hohen Automatisierungsgrad für beide Wasserkraftanlagen. Jahresproduktion entspricht 25–30 % des Strombedarfs von Quito Für Ecuador kommt den beiden Kraftwerken eine Bedeutung zu, die weit über die Region Zamora Chinchipe hinausreicht. Nachdem das Land in den vergangenen Jahren wiederholt von Stromengpässen und staatlich geregelten Lastabschaltungen betroffen war, gilt der Ausbau der Erzeugungskapazitäten als zentrales Element zur Stabilisierung der Stromversorgung. Mit ihrer für Herbst 2027 geplanten Inbetriebnahme werden Las Peñas 1 und Las Peñas 2 zusammen über eine in-

stallierte Leistung von knapp 158 MW verfügen. Ihre jährliche Stromproduktion entspricht voraussichtlich rund einem Viertel bis knapp einem Drittel des Strombedarfs der Hauptstadt Quito. Für TROYER markiert das Projekt zugleich einen Meilenstein: Las Peñas 1 wird das bislang größte Wasserkraftwerk der Unternehmensgeschichte und unterstreicht die strategische Ausrichtung auf den lateinamerikanischen Markt. Gerade Ecuador gilt aufgrund seiner reichen Wasserkraftressourcen und des weiterhin hohen Ausbaubedarfs als Zukunftsmarkt mit großem Potenzial. Und die Wasserkrafttechnik aus den Alpen scheint dafür bestens geeignet zu sein.

T EC H N I S C H E DAT E N Las Peñas 1 • Netto-Fallhöhe bei Qmax: 1.120 m • Ausbauwassermenge: je 2.650 l/s • Leistung: je 26,4 MW • Turbinen: 4 x 2-düsige Peltonturbine • Leistung total: 105,6 MW Las Peñas 2 • Netto-Fallhöhe bei Qmax: 475,4 m • Ausbauwassermenge: je 6.150 l/s • Leistung: je 26,1 MW • Turbinen: 2 x 4-düsige Peltonturbine • Leistung total: 52,2 MW • E&M-Lieferumfang: TROYER • Inbetriebnahme: Herbst 2027

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Das neue Dotierkraftwerk am Fuß der Staumauer Burvagn erzeugt seit dem Frühjahr 2026 sauberen Strom.

DOTIERKRAFTWERK BURVAGN VERSORGT 220 BÜNDNER HAUSHALTE MIT SAUBEREM STROM

Mit dem im Frühjahr abgeschlossenen Bau eines neuen Dotierkraftwerks an der Wehranlage des Kraftwerks Tiefencastel West hat das Elektrizitätswerk der Stadt Zürich (ewz) zwei Fliegen mit einer Klappe geschlagen. Durch die Umbauten an der Wehranlage Burvagn kann die im Zuge der Konzessionsverlängerung erhöhte Restwasserabgabe ökologisch sinnvoll und energetisch effizient genutzt werden. Im Zuge der Bauarbeiten musste unter anderem ein rund 18 Meter langer Durchstich durch den Schüttdamm und die betonierte Staumauer erstellt werden. Das Herzstück der Anlage bildet eine doppelt regulierte Kaplan-Turbine mit 270 kW Engpassleistung, mit der ewz im Regeljahr bis zu 1 Million Kilowattstunden Ökostrom erzeugen wird.

ie Kraftwerke Mittelbünden sind eine bedeutende Kraftwerksgruppe im Kanton Graubünden, die 1909 mit der Inbetriebnahme des Elektrizitätswerks Albula entstanden ist. Im Laufe der Jahre und Jahrzehnte wurde der Kraftwerksverbund, der aus mehreren Kraftwerkszentralen und großen Stauanlagen wie dem 62 Millionen Kubikmeter fassenden Lai da Marmorera besteht, immer weiter ausgebaut. Heute erzeugt ewz mit der Kraftwerksgruppe Mittelbünden alljährlich rund 750 GWh Ökostrom.

Fassungsvermögen. Der Speicher wurde 1949 gleichzeitig mit der Zentrale Tiefencastel West in den Betrieb genommen. Am Ufer des Lai da Burvagn befindet sich auch das Maschinengebäude des Kleinwasserkraftwerks Adont, das im Herbst 2021 erstmals Strom produziert hat. Rund fünf Jahre später ging am Fuß der Staumauer im Frühjahr 2026 das Dotierkraftwerk Burvagn in Betrieb. Die Entstehung des neuen Dotierkraftwerks ist

Restwasser produziert Strom Obwohl die leistungsstärksten Anlagen bereits vor langer Zeit gebaut wurden, hat die Kraftwerksgruppe in der jüngeren Vergangenheit stetigen Zuwachs um mehrere Klein- bzw. Dotierwasserkraftwerke erhalten. Das neueste Dotierkraftwerk der Kraftwerke Mittelbünden wurde am Lai da Burvagn errichtet, einem klassischen Speichersee mit rund 200.000 m³ AUGUST | 26

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stürzen im Gewässerverlauf gibt, welche die Fischwanderung ohnehin erschweren bzw. verunmöglichen.“

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Auf der Innenseite der Staumauer wurde ein Einlaufbauwerk errichtet.

mit der Konzessionsverlängerung des Kraftwerks Tiefencastel West verbunden, erklärt ewz-Projektleiter Martin Klauenbösch: „Die Herstellung einer simultandynamischen Dotierung am Wehr Burvagn war eine der wichtigsten Auflagen, die wir im Zuge der Rekonzessionierung erfüllen mussten. Mit den bestehenden Einrichtungen an der Wehranlage konnte man nur provisorisch bzw. im Revisionsfall dotieren.“ Nach eingehender Prüfung wurde beschlossen, die vorgeschriebene Dotierung mit dem Bau eines Restwasserkraftwerks zu verbinden. Anstelle die Energie durch eine reine Dotiereinrichtung zu vernichten, kann das hydroenergetische Potential des Wassers somit zur Stromproduktion genutzt werden. Martin Klauenbösch merkt an, dass von behördlicher Seite ursprünglich auch die Errichtung einer Fischaufstiegsanlage an der Wehranlage verfügt worden war: „Mit einer Höhendifferenz von ca. zehn Metern und betriebsbedingten Wasserspiegelschwankungen von bis zu drei Metern herrschen an der Wehranlage Burvagn sehr herausfordernde Rahmenbedingungen. Im Rahmen eines Variantenstudiums wurden verschiedene Systeme eingehend auf ihre Tauglichkeit für den Standort überprüft. Letztlich wurde aber von der Behörde der Bau eines Fischabstieges als unverhältnismäßig beurteilt. Diese Entscheidung wurde auch mit dem Hintergrund getroffen, dass es schon weit unterhalb der Wehranlage an der Julia eine Vielzahl von natürlichen Ab-

Staumauer wird durchstochen Um das neue Dotierkraftwerk realisieren zu können, musste ein Durchstich durch die Wehranlage erstellt werden. Die mittlerweile über 75 Jahre alte Staueinrichtung besteht auf der Wasserseite aus einer ca. 2 Meter starken Betonmauer, an die eine breite Erdschüttung angrenzt. Zu Beginn der Bauarbeiten wurde der Lai da Burvagn komplett entleert, um die wasserseitigen Betonarbeiten durchführen zu können. Der rund 5-monatige Leerstand wurde von ewz auch dazu genutzt, um in der Zentrale des Kraftwerks Tiefencastel verschiedene Revisionsarbeiten zu erledigen. „Auf der Wasserseite des Wehres wurde zuerst das Einlaufbauwerk errichtet. Danach konnte die Aussparung in der Betonmauer mit mehreren Kernbohrungen erstellt werden. Nachdem das Bauwerk fertiggestellt war, konnte dieses mit Dammbalken abgedichtet werden, und die Arbeiten wechselten auf die Luftseite der Staumauer“, erklärt Martin Klauenbösch. Zuständig für die Errichtung des Maschinengebäudes war der Bündner Bauspezialist Rizzi AG. Der Durchstich durch die Staumauer wurde durch ein Spezialtiefbauunternehmen erstellt, die Tief- und Erdbauarbeiten wurden von der Firma Luzio Tiefbau AG ausgeführt. Damit die Betonmauer der Stauanlage durch Vibrationen keinen Schaden nimmt, wurde der Durchstich mit der Anwendung eines Pressverfahrens hergestellt. Dabei wurde ein Vortriebsrohr mit 1,2 Meter Durchmesser durch die rund 16 m breite Schüttung gepresst und anschließend durch die zuvor erstellte Kernbohrung an der Betonmauer geführt. Das Einlaufbauwerk wurde mit einem vertikalen Schutzrechen bestückt, der Treibgut von der Ausleitung durch den Staudamm abhält. Kaplan-Turbine vereint Zuverlässigkeit und Effizienz Das Maschinengebäude wurde so tief wie möglich am Mauerfuß errichtet. Ausgelegt wurde das neue Dotierkraftwerk auf eine maximale Ausbauwassermenge von 3 m³/s, der nutzbare Fallhöhenbereich liegt zwischen 7 und 10 m. Die Restwasserabgabe, die den natürlichen Gang des Gewässers nachbil-

T EC H N I S C H E DAT E N • Ausbauwassermenge: 3 m³/s • Fallhöhenbereich: 7 - 10 m • Turbine: Kaplan-Turbine • Turbinenachse: Vertikal • Drehzahl: 600 U/min • Engpassleistung: 270 kW • Hersteller: Kochendörfer Wasserkraftanlagen • Generator: Synchron-Generator • Nennscheinleistung: 300 kVA • Hersteller: Hitzinger Power Solutions • Regelarbeitsvermögen: 1 GWh Absperrklappe mit Fallgewicht vor der Turbine

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den soll, besteht aus einem Sockelbetrag von 800 l/s, hinzu kommt noch ein dynamisch bemessener Anteil, der sich aus den jeweiligen Zuflussbedingungen ergibt. Bei der Maschinenwahl des Kraftwerks stand Martin Klauenbösch zufolge der Aspekt der Zuverlässigkeit im Vordergrund. Umgesetzt wurde nun eine doppeltregulierte Kaplan-Turbine in vertikalachsiger Bauform, die über ein breites Betriebsband hinweg Strom erzeugen kann. Diese Maschine garantiert nicht nur einen stabilen Betrieb, sondern sorgt konstruktionsbedingt auch für ein Höchstmaß an Effizienz. Gefertigt wurde die maßgeschneiderte Turbine vom deutschen Branchenspezialisten Kochendörfer Wasserkraftanlagen, der für das Projekt Burvagn ein leistungsstarkes Komplettpaket geschnürt hatte. Die Maschine, die bei vollem Wasserdargebot 270 kW Engpassleistung erreicht, ermöglicht dem Kraftwerk auch bei schwankender Fallhöhe und variierendem Zufluss ein hohes Leistungspotential. Dafür sorgt die zweifache Regulierfähigkeit der Turbine mittels verstellbarer Leit- und Laufradschaufeln, deren Steuerung durch ein Hydraulikaggregat erfolgt. Vervollständigt wird der Maschinensatz durch einen direkt mit dem Laufrad gekoppelten Synchron-Generator vom österreichischen Traditionshersteller

Hitzinger in wassergekühlter Ausführung. Die elektro- und leittechnischen Komponenten, die für den vollautomatischen Anlagenbetrieb sorgen, befinden sich auf derselben Ebene wie der Maschinensatz im Krafthaus. Fernüberwacht und geregelt wird die Anlage durch die zentrale ewz-Leitwarte in Sils, die Einspeisung des erzeugten Stroms ins regionale Netz erfolgt an einer nahegelegenen Trafostation.

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Die vertikalachsige Kaplan-Turbine vom deutschen Wasserkraftexperten Kochendörfer sorgt für ein Maximum an Effizienz.

Ökostrom für 220 Haushalte Nach einer zügig verlaufenen Bauphase hat das neue Dotierkraftwerk am 8. Mai 2026 erstmals Strom produziert. Martin Klauenbösch spricht in seinem Resümee von einem anspruchsvollen Projekt, dass vor allem während der Planungsphase mit großem Aufwand verbunden war: „Das Endergebnis mit einer ruhig und effizient laufenden Anlage zeigt, dass sich der Aufwand gelohnt hat. Absolut positiv zu bewerten ist auch der Umstand, dass an der Projektumsetzung eine ganze Reihe von regionalen Unternehmen beschäftigt war.“ Mit dem Neubau wird ewz jährlich bis zu 1 Gigawattstunde erneuerbaren Strom produzieren, umgerechnet entspricht das dem Verbrauch von rund 220 durchschnittlichen Bündner Haushalten.

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Das Aostatal: Am Standort von Cogne Acciai Speciali verbindet Aosta II alpine Wasserkraft, grünen Wasserstoff und industrielle Dekarbonisierung.

WASSERKRAFT FÜR GRÜNEN WASSERSTOFF: STREAMDIVER-TECHNOLOGIE IM AOSTATAL Im norditalienischen Aostatal, eingebettet zwischen alpiner Topografie, industrieller Tradition und dem Flusslauf der Dora Baltea, zeigt das Projekt Aosta II ein wegweisendes Beispiel für die direkte Kopplung von erneuerbarer Stromerzeugung und industrieller Dekarbonisierung. Am Standort von Cogne Acciai Speciali S.p.A. (Cogne Edelstahl), einem traditionsreichen Edelstahlunternehmen in Aosta, wird grüner Wasserstoff für ausgewählte Produktionsprozesse direkt vor Ort erzeugt. Eine zentrale Rolle übernimmt dabei die StreamDiver-Technologie von Voith, die mit drei kompakten Turbineneinheiten nahezu 1 MW Leistung bereitstellt und damit die Wasserstoffelektrolyse kontinuierlich unterstützt.

nter dem Namen „Green Hydrogen in Cogne“ verbindet das Projekt erneuerbare Stromerzeugung, Wasserstoffelektrolyse und industrielle Anwendung an einem Standort. Ende Juni 2026 wurde die Produktion von grünem Wasserstoff offiziell gestartet. Zum Gesamtsystem gehören ein 1-MW-AEM-Elektrolyseur, eine Photovoltaikanlage mit 300 kW sowie eine geplante jährliche Wasserstoffproduktion von bis zu 165 Tonnen. Einen wichtigen Rahmen bildet die europäische Förderarchitektur des italienischen PNRR: Das Projekt wurde über die Investitionslinie zur Erzeugung von erneuerbarem Wasserstoff in ehemaligen Industriearealen mit 7,9 Mio. Euro unterstützt und ist damit Teil der NextGenerationEU-Strategie für grüne Transformation und industrielle Dekarbonisierung. Ziel ist es, fossiles Erdgas in einem industriellen Wärmebehandlungsprozess zu ersetzen. Energie dort erzeugen, wo sie gebraucht wird Die Stahlindustrie steht europaweit unter hohem Transformationsdruck. Energieintensive Prozesse müssen langfristig dekarbonisiert werden, ohne Versorgungssicherheit, Produktionsqualität oder Wettbewerbsfähigkeit zu gefährden. Für Cogne Acciai Speciali bedeutet dies nicht nur, erneuerbare

Energie einzukaufen, sondern sie möglichst nahe am eigenen Verbrauchsort zu erzeugen und in industrielle Prozesse zu integrieren. Das Projekt fügt sich in eine bereits laufende Dekarbonisierungsstrategie des Betreibers ein. Cogne Acciai Speciali nutzt seit Jänner 2024 in seinen europäischen Werken Strom aus 100 % erneuerbaren Quellen. Gleichzeitig bleiben energieintensive thermische Prozesse eine zentrale Herausforderung, weil dort bislang fossiles Erdgas eingesetzt wird. Mit „Green Hydrogen in Cogne“ wird dieser nächste Transformationsschritt konkret: Erneuerbare Energie aus Wasserkraft und Photovoltaik wird direkt am Standort genutzt, um grünen Wasserstoff zu erzeugen und den Erdgaseinsatz in einem Wärmebehandlungsofen gezielt zu reduzieren. So wird aus bilanziell erneuerbarem Strom eine prozessnahe Dekarbonisierungslösung für die industrielle Anwendung. Genau hier setzt das Projekt Aosta II an. In unmittelbarer Nähe zum Werk wurde ein Wasserweg an der Dora Baltea neu erschlossen, um die Wasserkraft direkt in das Energiesystem des Industriestandorts einzubinden. Es handelt sich dabei um eine Neuanlage, bei der die drei StreamDiver-Einheiten in eine neu errichtete wasserbauliche Struktur integriert

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StreamDiver als technisches Bindeglied Für die Wasserkraftnutzung am Standort wurden drei StreamDiver-Einheiten von Voith vorgesehen. Zwei größere Einheiten des Typs SD-16.95 erreichen jeweils eine Leistung von 372 kW, ergänzt durch eine kleinere regulierbare Einheit des Typs SD-13.1 mit 218 kW. Zusammen ergibt sich eine mechanische Gesamtleistung von 962 kW; elektrisch stehen insgesamt 924 kW zur Verfügung. Die Turbinen sind für eine Nettofallhöhe von 2,9 m ausgelegt und nutzen die hydrologischen Bedingungen des neu gefassten Wasserwegs an der Dora Baltea mit hohen Durchflussmengen bei sehr geringer Fallhöhe. Die Entscheidung für StreamDiver-Technologie folgt einer klaren technischen Logik. Bei niedrigen Fallhöhen werden klassische Kraftwerkskonzepte schnell baulich aufwendig und wirtschaftlich anspruchsvoll. Große Maschinenhäuser, umfangreiche Betonarbeiten und komplexe periphere Systeme können den Nutzen kleiner und mittlerer Wasserkraftstandorte erheblich reduzieren. Der StreamDiver verfolgt dagegen einen modularen Ansatz: kompakte, vollständig integrierte Turbinen-Generator-Einheiten, die direkt im Wasserweg installiert werden und mit möglichst wenig zusätzlicher Infrastruktur auskommen. Die Turbinen arbeiten als spezielle Kaplan-Einheiten, die direkt mit Generatoren gekoppelt sind. Bei Aosta II kommen wassergekühlte Permanentmagnetgeneratoren des Lieferanten ELIN zum Einsatz. Die größeren Einheiten arbeiten mit einer Nenndrehzahl von 200 U/min, die kleinere regulierbare Einheit mit einem Drehzahlbereich von 180 bis 311 U/min.

Die automatische Turbinensteuerung umfasst digitale Governor-Funktionen, Start- und Stoppsequenzen, Synchronisierung sowie die Überwachung zentraler Betriebsparameter wie Drehzahl, Lager- und Wicklungstemperatur, Lagerverschleiß, Vibrationen und Wasserstand. Modulares Konzept bei niedriger Fallhöhe Die hydrologischen Rahmendaten machen den Standort besonders anspruchsvoll. Mit einer Nettofallhöhe von lediglich 2,89 und 2,9 m befindet sich Aosta II klar im Niederdruckbereich. Gleichzeitig stehen relevante Durchflussmengen zur Verfügung: Die beiden größeren Einheiten sind jeweils auf 15,78 m³/s ausgelegt, die kleinere Einheit auf 9,3 m³/s. In Summe ergibt sich ein Konzept, das nicht auf eine einzelne große Maschine setzt, sondern auf die flexible Kombination mehrerer Einheiten. Dieser Mehrmaschinenansatz ist für den Standort entscheidend. Während die beiden größeren StreamDiver-Einheiten den Hauptanteil der Energieerzeugung übernehmen, erweitert die kleinere regulierbare Einheit den nutzbaren Betriebsbereich. Sie ermöglicht eine feinere Anpassung an wechselnde Durchflüsse und unterstützt damit eine gleichmäßigere Energieversorgung für die Elektrolyse. Gerade für Wasserstoffprojekte ist diese Betriebsqualität zentral: Elektrolyseure profitieren von planbarer, kontinuierlicher Stromversorgung, auch wenn erneuerbare Quellen naturgemäß Schwankungen unterliegen. Im Zusammenspiel mit der Photovoltaikanlage entsteht dadurch ein hybrides Energiesystem. Die Photovoltaik liefert insbesondere tagsüber zusätzliche Leistung, während die Wasserkraft eine kontinuierlichere Grundversorgung ermöglicht.

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Zusammenspiel von Photovoltaik, Wasserkraft und Elektrolyse

Elektrolyse und Stahlproduktion am Standort funktional ineinandergreifen.

wurden. Die Wasserkraftanlage wird mit einer Photovoltaikanlage auf dem Werksgelände kombiniert. Der erzeugte Strom versorgt den Elektrolyseur, der Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff aufspaltet. Damit entsteht kein isoliertes Energieprojekt, sondern ein industrielles Gesamtsystem, in dem Wasser, Sonne,

Die Aosta-II-Anlage verbindet neu errichtete Wasserführung, StreamDiver-Technologie und grünen Wasserstoff direkt am Industriestandort von Cogne Acciai Speciali.

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Blick auf den neu erschlossenen Wasserweg der Aosta-II-Anlage: Die wasserbauliche Struktur führt das Wasser der Dora Baltea zu den drei StreamDiver-Einheiten.

Weniger Bauaufwand, mehr industrielle Wirkung Ein weiteres Argument für den Einsatz der StreamDiver-Technologie liegt im reduzierten baulichen Aufwand. Die Einheiten sind kompakt, modular aufgebaut und für eine schnelle Montage konzipiert. Für industrielle Standorte ist dies ein entscheidender Vorteil: Bauzeiten, Eingriffe in bestehende Infrastruktur und Betriebsunterbrechungen lassen sich reduzieren. Der StreamDiver ist für kleine Wasserkraftstandorte ideal, bei denen Bauaufwand und periphere Ausrüstung möglichst gering bleiben sollen. Genau diese Eigenschaft macht die Technologie für Aosta II besonders interessant: Nicht die maximale Einzelmaschinenleistung steht im Vordergrund, sondern die effiziente Nutzung des standortnah erschlossenen Wasserpotenzials zur Versorgung eines industriellen Transformationsprojekts.

der Kopplung mit der Elektrolyse zählt vor allem eine verlässliche, planbare Stromversorgung für einen zukunftssicheren Produktionsalltag.

Ölfrei, wartungsarm und gewässerschonend Neben der kompakten Bauweise ist die ökologische Ausführung der StreamDiver-Einheiten ein zentraler Aspekt. Die Technologie kommt ohne Öl- und Fettschmierung im wasserberührten Bereich aus. Die Lager sind wassergeschmiert, wodurch das Risiko von Schmierstoffeinträgen in das Gewässer deutlich reduziert wird. Auch im Betrieb ergeben sich Vorteile. Die vollständig unter Wasser installierten Einheiten arbeiten sehr geräuscharm und sind auf lange Wartungsintervalle ausgelegt. Der modulare Aufbau reduziert die Komplexität der Anlage und erleichtert die Instandhaltung. Entscheidend ist die zuverlässige Einbindung in das übergeordnete Produktionssystem. Ausfälle oder aufwendige Wartungseingriffe betreffen demnach nicht allein die Energieproduktion, sondern auch die Wirtschaftlichkeit der Wasserstofferzeugung. Gerade in © VOITH

Drei vormontierte StreamDiver-Einheiten für Aosta II: Zwei größere SD-16.95-Einheiten werden durch eine kleinere regulierbare SD-13.1Einheit ergänzt.

Schematische Darstellung der drei horizontal integrierten StreamDiverEinheiten im Wasserweg der Aosta-II-Anlage.

Grüner Wasserstoff als Baustein der Transformation Während in der klassischen Primärstahlherstellung häufig Koks eingesetzt wird, um dem Eisenerz Sauerstoff zu entziehen, kann grüner Wasserstoff diese Funktion in wasserstoffbasierten Direktreduktionsverfahren perspektivisch CO2-ärmer übernehmen. Bei Cogne Acciai Speciali setzt die Transformation jedoch an einer anderen, unmittelbar umsetzbaren Stelle an: Der vor Ort erzeugte Wasserstoff soll den Erdgaseinsatz in einem Wärmebehandlungsprozess reduzieren und damit einen konkreten Schritt zur Dekarbonisierung des bestehenden Werks ermöglichen. Der Elektrolyseur soll bis zu 165 Tonnen grünen Wasserstoff pro Jahr produzieren. Durch dessen Einsatz sollen jährlich rund 115.000 m³ Erdgas eingespart und etwa 230 Tonnen CO2-Emissionen vermieden werden. Diese Zahlen zeigen zugleich die Stärke und die Grenze des Projekts: Aosta II dekarbonisiert nicht auf einen Schlag die gesamte Stahlproduktion. Vielmehr handelt es sich um einen konkreten, industriell eingebetteten Schritt, bei dem grüner Wasserstoff dort eingesetzt wird, wo er technisch und prozessual bereits sinnvoll integriert werden kann. Die globale Dekarbonisierung energieintensiver Industrieprozesse wird nicht allein durch Großprojekte erfolgen. Sie braucht auch dezentrale, skalierbare und standortnahe Lösungen, die erneuerbare Energie direkt mit industriellen Anwendungen verbinden. Umsetzung im industriellen Bestand Der Projektverlauf folgte einem engen, klar strukturierten Zeitplan. Der Vertrag für den Voith-Lieferumfang wurde am 10. Juni 2024 unterzeichnet. Lieferung und Einbau der drei StreamDiver-Einheiten erfolgten im September 2025. Die elektrische Fertigstellung wurde am 8. April 2026 gemeldet; „Entscheidend ist, die Verbindung zwischen Planung und Umsetzung wirklich zu verstehen. Wer Montage und Inbetriebnahme vor Ort erlebt, erkennt Schnittstellen früher, kann Entscheidungen fundierter treffen und dem Kunden auch in anspruchsvollen Situationen sicher begegnen. Für mich ist genau diese Nähe zur Praxis besonders wertvoll – insbesondere dann, wenn am Ende alle Komponenten zuverlässig zusammenspielen und die technische Lösung gleichzeitig einen konkreten Beitrag zur CO2-Reduktion leistet“, so Georg Hackl, Projektleiter Voith Hydro Österreich.

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Bauphase von Aosta II: Für die Neuanlage wurde der Wasserweg an der Dora Baltea neu erschlossen und in eine wasserbauliche Struktur überführt.

die Commissioning- und Testing-Aktivitäten konnten bereits am 23. April 2026 erfolgreich abgeschlossen werden. Damit waren die wesentlichen technischen Voraussetzungen geschaffen, um die Wasserkraftanlage in das übergeordnete Green-Hydrogen-System am Standort einzubinden.

Learnings und Ausblick Für Cogne Acciai Speciali ist die Wasserkraftanlage ein konkreter Baustein auf dem Weg zu emissionsärmeren Produktionsprozessen. Für Voith zeigt Aosta II, wie modulare Detailansicht einer StreamDiver-EinNiederdrucktechnologie in heit: Werksmontagehalle St. Pölten, industrielle Anwendungen Österreich hineinwachsen kann. Für die Branche wird deutlich, dass grüner Wasserstoff nicht allein von der Elektrolyseurleistung abhängt, sondern von der Qualität der erneuerbaren Energieversorgung dahinter. Damit steht Aosta II für einen pragmatischen, technisch fundierten Weg der Transformation: vorhandene Ressourcen nutzen, bauliche Komplexität reduzieren, erneuerbare Energie lokal erzeugen und industrielle Prozesse Schritt für Schritt dekarbonisieren. Das Projekt „Green Hydrogen in Cogne“ wird von der Europäischen Union – NextGenerationEU finanziert.

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Bedeutung für Region und Industrie Für das Aostatal besitzt das Projekt auch eine regionale Dimension: Es verbindet alpine Wasserkraft, industrielle Geschichte und den Anspruch, wirtschaftliche Entwicklung mit ökologischer Verantwortung zu koppeln. Mit „Green Hydrogen in Cogne“ wird diese Standorttradition um eine neue energiepolitische Komponente erweitert. Es zeigt, wie kleine und mittlere Wasserkraftstandorte künftig international stärker in industrielle Energiesysteme eingebunden werden könn-

ten – nicht nur zur Einspeisung ins Netz, sondern auch zur direkten Versorgung von Elektrolyseuren, Rechenzentren, kommunalen Versorgungsnetzen oder energieintensiven Produktionsprozessen.

• Projekt: Aosta II • Standort: Aosta, Italien • Betreiber/Kunde: Cogne Acciai Speciali S.p.A. (Cogne Edelstahl) • Gewässer: Dora Baltea • Turbinentyp: StreamDiver • Anzahl der Turbinen: 3 • Turbinenkonfiguration: 2 x SD-16.95, 1 x SD-13.1 • Laufraddurchmesser: 1.695 mm | 1.310 mm • Montageart: horizontal • Nettofallhöhe: 2,9 m • Nenndurchfluss: 2 x 15,78 m³/s + 1 x 9,3 m³/s • Leistung mechanisch: 2 x 372 kW + 1 x 218 kW • Leistung elektrisch: 2 x 357 kW + 1 x 210 kW • Mechanische/Elektrische Gesamtleistung: 0,96 MW | 0,92 MW • Nenndrehzahl Turbine: 200 U/min | 311 U/min • Generatoren: wassergekühlte Permanentmagnetgeneratoren • Generatorlieferant: ELIN Motoren • Besonderheit: ölfreie und fettfreie StreamDiver-Technologie mit wassergeschmierten Lagern • Elektrolyseur: AEM-Elektrolyseur mit 1 MW • Photovoltaikleistung: 300 kW • Geplante Wasserstoffproduktion: bis zu 165 t H2/Jahr • Erwartete Einsparung: ca. 115.000 m³ Erdgas und ca. 230 t CO2/Jahr

Die regulierbare SD-13.1-Einheit ermöglicht eine feinere Anpassung an wechselnde Durchflüsse.

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©Krebs’ engineers GmbH

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Das Kleinwasserkraftwerk Ersingen in Baden-Württemberg wurde für rund eine Million Euro technisch grundlegend modernisiert und mit ökologischen Schlüsselmaßnahmen wie Fischaufstieg, Fischschutz und einer automatisierten Rechenreinigung auf den neusten Stand gebracht.

TRADITIONSREICHES KRAFTWERK AN DER RISS GEHT RUNDUM ERNEUERT IN EINE NEUE ÄRA Die rund 600-jährige Geschichte der Wasserkraftnutzung am traditionsreichen Standort am Mühlenweg an der Riß in Ersingen, Baden-Württemberg, wurde erst unlängst um ein weiteres Kapitel ergänzt. Das Kleinkraftwerk, das seit den 1960er Jahren von der Familie Hermann betrieben worden ist, wurde von Sommer letzten bis zum Frühling dieses Jahres ökologisch aufgewertet und zudem einem eingehenden Sanierungs- und Modernisierungsprogramm unterzogen. Einerseits konnte die behördlich geforderte Fischdurchgängigkeit sowie der Fischschutz hergestellt und andererseits eine Modernisierung der elektromaschinellen Ausrüstung umgesetzt werden, sodass das Kleinwasserkraftwerk heute im langjährigen Mittel rund 400.000 kWh liefert, genug um damit bis zu 150 Haushalte mit grünem Strom zu versorgen.

istorisch belegt ist der Mühlenbetrieb an der Riß am Standort im baden-württembergischen Ersingen dank einer urkundlichen Erwähnung aus 1401. Über fünf Jahrhunderte wurde demnach die Kraft der Riß für den Mühlenbetrieb genutzt, ehe man 1903 erstmals am Standort Strom erzeugte. Das Zeitalter der Elektrizität hatte Einzug gehalten, und das neue Kraftwerk sollte über viele Jahre Ersingen und die umliegenden Dörfer mit Strom versorgen. Es war ein zentraler Teil der kommunalen Energie-Infrastruktur geworden und das sollte es auch bleiben. In den 1960er Jahren ging das Kraftwerk in den Besitz der Familie Hermann über, die es bis zuletzt mit viel persönlichem Aufwand betreute. „Gerade für meinen Vater war das Kraftwerk eine Herzensangelegenheit. Es war ihm auch wichtig, dass die Anlage in Familienbesitz bleibt“, erzählt Bettina Algrim, die kürzlich die Anlage von ihrer Mutter Elisabeth Hermann übernommen hatte. Diese hatte nach dem Tod des Mannes für den Weiterbetrieb der Anlage gesorgt. „In den letzten Jahren war die Anlage schon recht störanfällig geworden. Sie war eben in die Jahre gekommen“, erzählt Bettina Algrim und meint ergänzend: „Gerade am Einlauf ist es immer wieder zu Problemen gekommen, wenn das Treibgut den Zufluss in den Triebwasserweg verlegt hat. Meine Mut-

ter hat dann mithilfe von Nachbarn in Handarbeit den Rechen wieder säubern müssen. Das war schon sehr aufwändig.“ Lösung für ein wasserbauliches Nadelöhr Das Kleinkraftwerk an der Riß war eindeutig in die Jahre gekommen. Doch nicht nur technisch war ein Upgrade unumgänglich geworden. Auch in ökologischer Hinsicht bestand Handlungsbedarf. „Im Mittelpunkt des gesamten Projekts stand die Umsetzung der Ziele gemäß Wasserhaushaltsgesetz. Das heißt: Ohne ökologische Aufwertung der Anlage mit Fischschutzrechen, Fischauf- und -abstieg wäre die technische Modernisierung nicht möglich gewesen“, bringt es Andreas Zoller vom Ingenieurbüro Hydro-Energie Roth auf den Punkt. Zoller zeichnete für die komplette Planung des Kraftwerksprojekts verantwortlich – vom Vorprojekt bis zur Detailplanung und ist selbstverständlich mit den zentralen Anforderungen und Herausforderungen des Projekts bestens vertraut. Er bestätigt, dass vor allem der ökologische Aspekt dabei im Fokus gestanden habe: „Was die Anlage gerade in fischökologischer Hinsicht bedeutend macht, ist ihre Lage als letzte Barriere vor der Einmündung der Riß in die Donau. Sie stellt für die Fische eine Art Nadelöhr dar, über welches man in die Riß

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aufsteigen kann.“ Vor diesem Hintergrund entwickelte das in Karlsruhe ansässige Planungsbüro eine umfassende Lösung für eine Fischaufstiegshilfe, einen Fischabstieg sowie ein modernes Schutzrechensystem.

Grünes Licht im Juli 2024 „Nach Monaten der Planungen und Abstimmungen mit den Behörden des Landratsamts Alb-Donau-Kreis erhielten wir mit der Genehmigung für die ökologische Modernisierung der Anlage im Juli 2024 grünes Licht für das Umbauprojekt“, erinnert sich Andreas Zoller. Man konnte in die Umsetzungsphase gehen. Grundsätzlich besteht der gesamte Anlagenkomplex aus dem Wehr, das rund 2 Kilometer oberhalb des Krafthauses situiert ist, dem Oberwasser- Ein moderner Vertikal-Slot-Pass mit 28 Becken ermöglicht den Fischen in der Riß den problemlosen kanal und eben dem Krafthaus selbst, und sicheren Aufstieg ins Oberwasser. in dem bis vor kurzem eine 60 Jahre alte vertikale Francis-Schachtturbine installiert war. Selbige Fischen den Weg von einem Becken ins nächste. Der neue hatte ihre Rotationsenergie über ein Getriebe auf den be- Fischwanderkorridor erstreckt sich über eine Länge von 80 stehenden Asynchrongenerator übertragen. An der Wehran- Meter und weist in Summe 28 Becken mit einer lichten Breite lage können Wassermengen, welche die Ausbauwassermen- von 2,25 m auf. Der Höhenunterschied zwischen den einzelnen ge des Kraftwerks überschreiten, in den parallel geführten, Becken beträgt dabei weniger als 12 cm und ist somit für die künstlich errichteten Viehsaumgraben abgeschlagen wer- Fische einfach zu überwinden. Der Vertical-Slot-Pass wird mit den. Um eine Fischfalle im Viehsaumgraben zu verhindern, hat einer konstanten Wassermenge von 330 l/s dotiert. das Land Baden-Württemberg 2007 am Hochwasserwehr ca. Außerdem wurde auch für eine einfache Passierbarkeit vom 2,6 km oberhalb des Kraftwerks ein Umgehungsgerinne mit Oberwasser ins Unterwasser mit einem neuen, sicheren Fischeiner konstanten Dotation von 200 l/s errichtet und somit öko- abstieg gesorgt. Der Abstieg – direkt am Ende des Feinrelogisch an das Ökosystem der Riß angebunden. chens situiert – wird konstant mit 100 l/s dotiert. „Zusammen mit dem neuen Fischschutz wurden damit die bestehenden Fischwanderung an der Riß wieder möglich Vorgaben des Wasserhaushaltsgesetzes erfüllt. Diese MaßIm Zuge der Ökologisierung des Traditionskraftwerks in Er- nahmen stellten die Grundvoraussetzung dar, dass wir damit singen wurde nun ein moderner Fischaufstieg errichtet, der eine Vergütung nach EEG 2023 für den eingespeisten Strom den Flussbewohnern eine einfache Passage ins Oberwasser erzielen konnten“, so Planer Andreas Zoller. ermöglicht. Zu diesem Zweck wurde das bewährte Schlitzpasssystem – auch Vertical-Slot-Pass genannt – gewählt. Neues Rechensystem bietet Schutz für Fische Dieser Bautyp ist durch eine durchgehende Reihe von künst- Ein zentrales Thema betraf eben auch den Fischschutz, der vor lich geschaffenen Becken gekennzeichnet, die über die ge- allem durch ein neues Flussrechenprofil gewährleistet wird. samte Höhe einen vertikalen Schlitz aufweisen. Dieses Design Die horizontal angeordneten Rechenstäbe mit Flussrechenreduziert die Stärke der Strömung und erleichtert damit den profil weisen einen Stababstand von gerade einmal 15 mm auf,

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Die Francis-Schachtturbine aus den 60ern war noch in sehr gutem Zustand. Daher wurde sie professionell überholt und modernisiert.

wodurch das Eindringen von Fischen in den Triebwasserweg, auch von jungen und kleineren Tieren, effektiv vermieden wird. Konzipiert, gefertigt und montiert wurde der neue Feinrechen inklusive neuer Horizontal-Rechenreinigungsmaschine vom Branchenspezialisten Baumann Hydrotec GmbH & Co. KG aus Wangen im Allgäu. Das Unternehmen hat in der Vergangenheit vor allem durch den gemeinsam mit Hydro-Energie Roth GmbH entwickelten Hydro-Fischlift Bekanntheit in der Wasserkraftbranche im DACH-Raum erlangt. Der Hydro-Fischlift stellt eine technische Option einer Fischwanderhilfe für extrem beengte Platzverhältnisse, große Höhenunterschiede und stark schwankende Stau- oder Oberwasserstände dar. Die von Baumann mitgelieferte Steuerung für die neue Rechenanlage in Ersingen erlaubt nun sowohl einen vollautomatischen als auch einen manuellen Betrieb vor Ort. Aus gewässerökologischer Sicht bringt die horizontale Rechenanlage neben dem Fischschutz einen weiteren wichtigen Vorteil mit sich: Das Geschwemmsel, das vom Rechenreiniger entfernt wird, wird dem Gewässer nicht mehr entnommen, sondern kann ganz einfach in Fließrichtung ins Unterwasser weiterbefördert werden. Turbine aus den 60ern wird saniert Doch das Modernisierungspaket sollte sich nicht nur auf ökologische Aspekte beschränken. Auch eine Überholung bzw. Teilerneuerung des Maschinensatzes stand auf dem Programm. Da sich die Voith-Turbine, eine vertikale FrancisSchachtturbine aus den 1960ern, grundsätzlich in gutem Zustand befunden hatte, lag es nahe, die Maschine nicht auszutauschen, sondern sie von Grund auf zu sanieren. Umgesetzt wurde dies in mustergültiger Art von der KWT Hydro Anlagenbau GmbH aus Pforzheim. Dabei wurde unter anderem der Turbinenregler ausgetauscht und neue lautlose Hydraulikventile installiert. Diese tragen ihren Teil dazu bei, dass der Maschinensatz heute extrem leise läuft. „Unseren Messungen zufolge ist es gelungen, die Betriebsgeräusche von zuvor 92dBA auf nunmehr maximal 75dBA zu reduzieren. Das ist erheblich“, freut sich Planer Andreas Zoller.

Über den neuen Fischabstieg geht‘s für die Fische mühelos ins Unterwasser.

PMG verbessert die Gesamt-Performance Der größte Anteil an der Geräuschminimierung lässt sich allerdings auf den neuen Generator zurückführen. Sowohl Getriebe als auch der alte Asynchrongenerator wurden rückgebaut und durch einen modernen Permanentmagnetgenerator (PMG) des renommierten Herstellers Krebs’ engineers GmbH ersetzt. Der Name ist in der Branche bestens bekannt. Mit über 30 Jahren Erfahrung steht Krebs‘ engineers für rotierende elektrische Maschinen und Generatoren in kundenspezifischer Sonderausführung. Um das Turbinenkennfeld mit bestmöglichem Wirkungsgrad auszunutzen, erfolgt bei Krebs‘ engineers die Drehzahlanpassung in Schritten von einem Polpaar. Bei der individuellen Auslegung des Generators werden auch die örtlichen Gegebenheiten bei der Durchmesserauswahl berücksichtigt. Dadurch konnte der Generator ohne jede Anpassung am Mauerring und unter Beibehaltung der Tragwerksstatik ohne Zwischenkupplung auf die bestehende Turbine montiert werden. Der frühestens nach 150.000 Betriebsstunden notwendige Lagertausch wird ohne Mobilisierung des Generators oder wesentlicher Teilbaugruppen vor Ort mit einfachem Werkzeug erfolgen.

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Bilgram entwickelte eine benutzerfreundliche Visualisierungsoberfläche.

Für Wasserkraftanlagen sind die wichtigsten Eigenschaften eines PMG oft sehr entscheidend. Die Generatoren von Krebs‘ engineers verfügen über höhere Effizienz und hervorragenden Wirkungsgrad, besonders im Teillastbereich. Ein resultierend hohes Drehmoment ermöglicht eine sehr kompakte, robuste und dennoch gewichtsoptimierte Bauweise. Im Gegensatz zu klassischen Induktionsmaschinen treten im Rotor kaum thermische Verluste durch Magnetisierungsströme auf. Das merkt man auch an der Maschine in Ersingen. Planer und Bauherrin gehen von einer Effizienzsteigerung im zweistelligen Prozentbereich – im Teillastbetrieb bis zu 30 % – aus.

kann die Anlage weiterhin vom lokalen Panel eingesehen und bedient werden. Das verstärkt die Resilienz des Kraftwerks grundsätzlich.“ Damit wurde nicht nur eine zeitgemäße Steuerung der Anlage und ein praktikabler Fernzugriff eingerichtet, sondern zugleich auch ein bedienerfreundliches Visualisierungssystem implementiert.

Bewusster Verzicht auf Cloud-Technologie Zur Erhöhung der Gesamt-Performance der Anlage trägt selbstredend auch die Steuerung bei, die nun ebenfalls komplett erneuert und modernisiert wurde. Sie wurde von der Firma Bilgram Wasserkraft aus Weiler im Allgäu realisiert, die sich in den letzten Jahren speziell in Sachen Leistungsoptimierung von Wasserkraftanlagen einen sehr guten Ruf erarbeitet und die im Laufe ihrer Firmengeschichte bereits mehr als 200 Turbinensteuerungen verwirklicht hat. Bilgram liefert dabei ein vollwertiges SCADA System auf der Basis von einem HTML5 Webserver mit Vector Grafik und einem verschlüsselten https Zugang als Bestandteil der Turbinensteuerung. Das heißt, dass der Webserver auf der Turbinensteuerung läuft. Über das Bedienpanel vor Ort an der Schaltanlage oder über eine Fernsteuerung via Internet wird auf diesen lokalen Webserver zugegriffen. Projektleiter Andreas Zoller geht ins Detail: „Der Clou daran: Bei Bilgram wird keine Cloud-Technologie verwendet. Sollte aus irgendeinem Grund einmal das Internet ausfallen, so

Strom für bis zu 150 Haushalte Knapp 1 Million Euro hat die Betreiberfamilie in das Projekt gesteckt. Mit der Rundumsanierung der Kraftwerksanlage in Ersingen schreibt die Traditionsanlage ein neues Kapitel. Die moderne Wasserkrafttechnik ermöglicht nun einen zeitgemäßen und modernen Betrieb, was sich vor allem im Bedienkomfort für die Betreiberin manifestiert. „Die Zeiten, in denen wir manuell den Rechen reinigen mussten und immer jemand vor Ort sein musste, sind damit nun hoffentlich vorbei. Heute können wir auch aus der Ferne die Anlage beobachten und im Notfall eingreifen“, sagt Bettina Algrim und freut sich natürlich auch über den erzielten Leistungszuwachs: „Gemeinsam mit den Partnern aus der Wasserkraftindustrie ist es gelungen, die bislang gegebenen hydraulischen Verluste zu minimieren und mit der Effizienzsteigerung der Maschinen insgesamt das Leistungsvermögen der Anlage zu erhöhen.“ In Summe erzeugt das modernisierte Kraftwerk heute im Regeljahr rund 400.000 kWh, ausreichend um damit rund 150 Haushalte mit grünem Strom zu versorgen. Das Kraftwerk definiert sich als sogenannter „Überschuss-Einspeiser“, es wird also ein Teil des erzeugten Stroms selbst verbraucht, und der Überschuss wird ins Netz der EnBW eingespeist. Anfang Mai dieses Jahres ging die Anlage nun in den Regelbetrieb.

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Die neue Steuerung kommt aus Resilienz-Gründen ohne Cloud-Technik aus.

T EC H N I S C H E DAT E N • Fallhöhe: 2,8 m • Ausbauwassermenge: 4,6 m3/s • Turbine: Francis-Schachtturbine (Bj: 1960er) • Generator: PMG Fabrikat: Krebs‘ engineers • Generatorleistung: 90 kW • Stahlwasserbau & RRM: Baumann HYDROTEC • Turbinensanierung: KWT Hydro Anlagenbau GmbH • Steuerung & Automation: Bilgram Wasserkraft • Fischaufstieg: L: 80 ∂h < 0,12 m Dotation: 330 l/s • Fischabstieg: Dotation: 100 l/s • Horizontalrechen: Stababstand: 15 mm • Generalplanung: Hydro-Energie Roth • Jahreserzeugung: 400.000 kWh

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WATEC-HYDRO – MIT INNOVATION DIE ZUKUNFT DER KLEINWASSERKRAFT GESTALTEN

ie Anforderungen an moderne Wasserkraftanlagen steigen weiterhin kontinuierlich. Höhere Wirkungsgrade, maximale Betriebssicherheit, wirtschaftlicher Anlagenbetrieb und nachhaltige Lösungen sind die entscheidenden Erfolgsfaktoren. Der erfahrene Wasserkraftspezialist WATECHydro aus dem Unterallgäu begegnet diesen Herausforderungen mit einer konsequenten Innovationsstrategie, die Forschung, Entwicklung und praktische Erfahrung miteinander verbindet.

Forschung, Entwicklung und zertifizierte Qualität Um das hydraulische Turbninendesign einer unabhängigen wissenschaftlichen Bewertung zu unterziehen, initiierte WATEC-Hydro eine Forschungskooperation mit der Universität Stuttgart. „Unsere Turbinen haben sich über Jahre in der Praxis bewährt und ihren hohen Qualitätsstandard unter Beweis gestellt. Dennoch wollten wir das bestehende Design mit modernsten Simulationsmethoden analysieren, um mögliche Optimierungspotenziale systematisch zu identifizieren“, erläutert CEO Dr.-Ing. Daniel Brumme. Gemeinsam mit den Experten des Fachbereichs Dynamik wurden Anfang des vergangenen Jahres umfangreiche Untersuchungen am Design der doppelt regulierten WATEC-Kaplan-Turbine auf Basis hochauflösender 3DStrömungssimulationen durchgeführt. Untersucht wurde speziell das Zusammenspiel von Leit- und Laufradverstellung, um über den gesamten

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Mit zahlreichen technischen Innovationen, dem gezielten Ausbau seiner Entwicklungskompetenz und einer verstärkten regionalen Präsenz hat WATEC-Hydro in den vergangenen Jahren wichtige Weichen für die Zukunft gestellt. Im Mittelpunkt stehen dabei die kontinuierliche Verbesserung der Turbinentechnologie, langlebige und wartungsarme Systemlösungen sowie höchste Qualitätsstandards. Gleichzeitig unterstreichen neue Kooperationen und die Eröffnung einer Niederlassung in Österreich den Anspruch des Unternehmens, innovative und nachhaltige Lösungen für die Kleinwasserkraft aus einer Hand anzubieten.

WATEC-Hydro verfolgt seit Jahren konsequent das Ziel, Wasserkraftanlagen effizienter, langlebiger und wirtschaftlicher zu gestalten.

Betriebsbereich eine maximale Anlagenperformance zu erreichen. „Im Fokus stand eine weitere Steigerung des Wirkungsgrades sowohl im Teil- als auch im Volllastbetrieb. Gleichzeitig wurden Strömungszustände untersucht, die Schwingungen oder Kavitation begünstigen können, um diese möglichst zu vermeiden“, erklärt Dr.Ing. Daniel Brumme, der sich bereits im Rahmen seiner Dissertation mit 3D-Simulationsverfahren beschäftigt hat. Die Untersuchungen belegten, dass eine hydraulische Wirkungsgradsteigerung um circa 2 - 3 % möglich ist – konservativ bewertet. Damit diese Innovationskraft dauerhaft und reproduzierbar in höchste Produktqualität mündet, ist WATEC-Hydro nach DIN EN ISO 9001:2015 zertifiziert. Das Qualitätsmanagement stellt sicher, dass Entwicklung, Fertigung und Inbetriebnahme nach klar definierten Prozessen erfolgen und jeder Innovations-

schritt höchsten Qualitätsansprüchen gerecht wird. Maximale Betriebssicherheit und Langlebigkeit Ein weiteres wichtiges Qualitätskriterium betrifft die Robustheit und damit verbundene Langlebigkeit der einzelnen Komponenten, damit eine Wasserkraftmaschine auch unter anspruchsvollsten Einsatzbedingungen dauerhaft zuverlässig arbeitet. Aus diesem Grund haben die Ingenieure von WATECHydro eine neue Wellenabdichtung konzipiert, die zwei spezielle Wellendichtringe mit einer VA-Wellenhülse in Spezialbeschichtung kombiniert. Für extrem anspruchsvolle Einsatzbedingungen, etwa mit besonders hohem Sedimenteintrag, kann das System optional sogar um eine dritte, redundante Dichtung ergänzt werden. Das reduziert den Verschleiß in der Turbine und erhöht die Standzeiten.

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Bei WATEC-Hydro setzt man auf die eigene Fertigungskompetenz.

Kompetenz ausbauen. Zukunft gestalten. Nachhaltige Innovation erfordert nicht nur moderne Technologien, sondern auch starke Kompetenzen und verlässliche

Moderne doppeltregulierte direktgekoppelte WATEC-Kaplanturbine

Partnerschaften. Deshalb investiert WATEC-Hydro konsequent in den Ausbau seiner Entwicklungs- und Fertigungskompetenz. „Die Erweiterung der Konstruktionsabteilung um zusätzliche Ingenieure und Techniker stärkt unsere Innovationskraft und ermöglicht noch individuellere und effizientere Lösungen für anspruchsvolle Wasserkraftprojekte“, erklärt Dr.-Ing. Daniel Brumme. Mit der Eröffnung der österreichischen Niederlassung in Traismauer im Jahr 2026 wurde zugleich die regionale Präsenz weiter ausgebaut. Ein wesentlicher Erfolgsfaktor ist darüber hinaus die enge Zusammenarbeit mit langjährigen Partnern: Die seit 2002 bestehenden exklusiven Kooperationen im Stahlbau und in der CNC-Bearbeitung wurden zu langfristigen strategischen Partnerschaften weiterentwickelt. So bündelt WATEC-Hydro Entwicklung, Fertigung und regionales Know-how zu einem leistungsfähigen Netzwerk, das höchste Qualitätsstandards, kurze Reaktionszeiten und nachhaltiges Wachstum sichert.

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Diesem Zweck dient auch der bei WATEC-Hydro verwendete Premium-Korrosionsschutz nach Offshore-Standard. Alle Stahl- und Gussteile werden zuvor sandgestrahlt und anschließend mit einem mehrschichtigen Polyurethan-Beschichtungssystem (mind. 400 μm) versehen. Diese Kombination bietet langfristigen Schutz selbst unter extremen Bedingungen. Ebenfalls im Sinne der Langlebigkeit und einer maximalen Anlagenverfügbarkeit setzt der Allgäuer Turbinenspezialist auf sensorbasierte Lagerüberwachung. Zur präventiven Zustandskontrolle sind Trag-, Steuer- und Führungslager mit modernen Sensoren für Temperatur- und Schwingungsüberwachung ausgestattet. Auf Wunsch können auch die Generatorlager in die Überwachung vollständig integriert werden. Eine längere Lebensdauer, darüber hinaus aber auch geringeren Wartungsaufwand und eine konstant hohe Leistungsübertragung garantieren die Habasit-Polyamidriemen, die WATEC-Hydro seit 2025 in sein Angebotsportfolio mit aufgenommen hat. Sie stellen ebenfalls einen weiteren Schritt zur Nachhaltigkeit und Betriebseffizienz dar.

Blick auf den Leitapparat mit sensorbasierter Lagerüberwachung

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©alle Bilder: Gruner

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Neue Spitallamm 2 Staumauer im August 2025 nach dem Ersteinstau

DIGITAL VON DER KONZEPTSTUDIE ÜBER DIE AUSFÜHRUNG ZUM BETRIEB – EIN GRUNER ERFAHRUNGSBERICHT ZUR DIGITALISIERUNG IN DER WASSERKRAFT Der zielgerichtete Einsatz von Technologie verändert die Wasserkraftbranche grundlegend. Insbesondere Building Information Modelling (BIM) unterstützt diese digitale Transformation, indem es Planung, Bau und Betrieb effizienter gestaltet. BIM geht weit über die Erstellung und Verwaltung datenreicher 3D-Modelle hinaus: es ist ein strukturierter, kollaborativer Ansatz, der auf einer gemeinsamen Datenumgebung (CDE) als Single Source of Truth basiert. Standardisierte Datenstrukturen und Zusammenarbeitsprozesse (nach ISO 19650) ermöglichen einen konsistenten Austausch zwischen verschiedenen Beteiligten. Gerade bei komplexen Projekten, wie Wasserkraftanlagen, bieten digitale Prozesse entscheidende Vorteile. In der Planungsphase ersetzen digitale Parameterstudien nach und nach den händischen Entwurf auf Papier. Digitale Baugrundmodelle helfen bei der Bewertung der Standsicherheit von Staudämmen und Tunnels, und deterministische hydrologische Modelle werden durch KI-gestützte probabilistische Prognosen ersetzt. Durch BIM wird die Visualisierung, Kollisionsprüfung, BIM2FEM-Simulationen, Optimierung des Bauprogramms und Nachhaltigkeitsanalysen unterstützt und Kosten sowie Risiken werden verringert. Die modellbasierte Bauausführung (BIM2Field) ermöglicht präzisere und flexibler anpassbare Planungs- und Bauprozesse. Der langfristige Mehrwert eines digitalen Zwillings liegt im Betrieb und der Instandhaltung für das Asset- und Facility-Management sowie in der Echtzeitüberwachung, der Performance- und Szenarienanalyse und sich kontinuierlich weiterentwickelnden Anwendungsfällen.

runer positioniert sich als Vorreiter in der digitalen Trans‑ formation – innovative Methoden werden entlang des gesamten Projektlebenszyklus konsequent eingesetzt. Bereits in der Bestandsaufnahme kommen moderne Vermessungs‑ technologien wie Scan2BIM zum Einsatz, bei denen bestehen‑ de Anlagen mittels Laserscanning oder Fotogrammmetrie er‑ fasst und direkt in präzise, datenreiche 3D‑Modelle überführt werden. Dies ermöglicht eine effiziente Digitalisierung von Bestandsbauwerken und schafft eine verlässliche Grundla‑ ge für Umbauten, Erweiterungen und Betrieb. In frühen Pro‑ jektphasen nutzt Gruner parametrische Modellierung wie Jumping Dams, um effizient Variantenstudien und Machbar‑ keitsanalysen durchzuführen. Diese Methode erlaubt eine regelbasierte Generierung von Talsperrenentwürfen unter Berücksichtigung der Geländegeometrie und projektspezi‑

fischer Randbedingungen. Dadurch können unterschiedliche Standorte, Achslagen und Bauwerkstypen schnell visualisiert und bewertet werden. Ein weiterer Schwerpunkt liegt auf der Digitalisierung des Baugrunds. Durch die Integration geo‑ technischer Daten in dreidimensionale Modelle entsteht ein ganzheitliches Verständnis der Wechselwirkungen zwischen Bauwerk und Untergrund. Digitale Baugrundmodelle ermög‑ lichen bei räumlicher Anordnung von Untertagebauwerken wie Kavernen, Wasserschlössern oder Stollen Risikozonen zu umgehen, die Planungsqualität zu verbessern und Risiken zu reduzieren, insbesondere bei komplexen Infrastruktur‑ projekten wie Wasserkraftanlagen. Auch auf der Baustelle treibt Gruner die Digitalisierung aktiv voran. Im Rahmen der modellbasierten Bauausführung (BIM2Field) werden digitale Modelle mit der gesamten erforderlichen 3D-Geometrie, den

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Attributen und zusätzlichen Spezifikationen angereichert. Alle erforderlichen Informationen stehen jederzeit aktuell auf mo‑ bilen Endgeräten zur Verfügung, wodurch Fehler reduziert und Prozesse effizienter gestaltet werden. Abgeschlossen wird dieser ganzheitliche Ansatz durch den Einsatz von Digital Twins, die das reale Bauwerk nicht nur im Bau, sondern auch später im Betrieb digital abbilden. Durch die Verknüpfung von relevanten Planungsdaten mit Echtzeit‑ informationen aus Sensoren können Betrieb, Instandhaltung und Monitoring optimiert werden. Insgesamt zeigt sich, dass Gruner durch die konsequente Nutzung digitaler Technolo‑ gien eine führende Rolle in der Umsetzung moderner, effizien‑ ter und nachhaltiger Bauprozesse einnimmt. Entscheidungsfindung dank „Jumping Dams“ Gruner fördert die Digitalisierung im Bauwesen auch mit selbstentwickelten Werkzeugen, wie zum Beispiel „Jumping Dams“. Dabei handelt es sich um ein Tool, welches es ermög‑ licht, Talsperren schnell und automatisiert zu entwerfen. Das Programm fungiert als Parameterstudie (parametrische Pla‑ nung mit Hilfe von Rhino und Grasshopper) und beschleunigt das Design für die Vorprojektphase, indem die wesentlichen Entwurfsregeln für unterschiedliche Talsperrentypen – bei‑

spielsweise Bogenstaumauern – in einem Skript integriert sind. Auf Basis des Geländemodells wird so eine erste Geometrie generiert, wobei der Entwurf von Beginn weg die Topografie berücksichtigt. Solche Ansätze erlauben es, in kurzer Zeit zahlreiche Va‑ rianten zu untersuchen, indem beispielsweise die Lage der Staumauer verändert und alternative Standorte analysiert werden. Darüber hinaus können unterschiedliche Talsperren‑ typen berücksichtigt werden. Der große Vorteil liegt in der schnellen Ermittlung wesentlicher Kenngrößen wie Speicher‑ volumen und Bauwerksvolumen (Betonbedarf, Aushub- und Schüttvolumen), die wiederum eine erste Abschätzung der Baukosten, Materialbewirtschaftungskonzepte und Wirt‑ schaftlichkeitsberechnungen ermöglichen.

Dreidimensionale Baugrundmodelle Die Digitalisierung des Baugrunds stellt einen wichtigen Bau‑ stein moderner Planungsprozesse dar und gewinnt insbe‑ sondere bei komplexen Infrastrukturprojekten zunehmend an Bedeutung. Durch die Integration geotechnischer Daten in dreidimensionale Modelle wird der Untergrund nicht mehr nur punktuell betrachtet, sondern als konsistentes, räumlich erfassbares System verstanden. Digitale Baugrundmodelle vereinen Informationen aus Bohrungen, Laborversuchen und geophysikalischen Messungen und ermöglichen so eine reali‑ tätsnahe Abbildung der geologischen Verhältnisse. Dadurch können Wechselwirkungen zwischen Bauwerk und Bau‑ grund frühzeitig erkannt und fundierte Entscheidungen früh in der Planungsphase getroffen werden. Risiken durch Set‑ zungen, Instabilitäten oder kritische Zonen können durch die Darstellung der räumlichen Ausdehnung besser abgeschätzt und minimiert werden. In Kombination mit BIM entsteht ein durchgängiges Modell, das Planung, Ausführung und Betrieb verbindet. Ergänzend ermöglichen Sensorik und Monitoring im Betrieb eine kontinuierliche Erfassung des Baugrundver‑ haltens, wodurch langfristig Sicherheit, Wirtschaftlichkeit und Nachhaltigkeit von Bauwerken verbessert werden.

Anwendungsbeispiel zur Jumping Dams Software und Visualisierung an den Beispielen Trift und Gornerli

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Damit wird die Entscheidungsfindung in frühen Projektphasen erheblich unterstützt und beschleunigt. Besonders von Nutzen für die Bauherrschaft ist, dass auch eine schnelle Visualisie‑ rung möglich ist. So können bereits in frühen Projektphasen der Einfluss einer Talsperre auf die umliegende Umwelt auf‑ gezeigt werden und die verschiedenen Interessensgruppen – speziell auch die Bevölkerung – miteinbezogen werden. Die direkte Übernahme der Geometrie in CAD Programme und BIM-Modelle sowie als Shapefile für GIS-Anwendungen ist möglich und schließt die Lücke zwischen der Entwurfs- und Planungsphase.

Dreidimensionales Baugrundmodell mit Erkundungsbohrungen

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Vergrößerung des Grimselsees mit Erhöhung der Passstraße, der Seeuferegg- und Spitallammsperren in der gemeinsamen Datenumgebung (CDE)

stände, Geologie und unterirdischen Leitungen betrachtet und entwickelt werden. © Gruner

Planung und Visualisierung Im Vorprojekt der Vergrößung des Grimselsees erstellte Gruner als federführendes Ingenieurbüro proaktiv konzeptionelle Modelle zur Erhöhung der Staumauern Spitallamm 2 und Seeuferegg, sowohl für den internen Gebrauch als auch zur Erstellung von 2D-Plänen. Die Phase wurde mit einem besonderen Resultat abgeschlossen: der Lieferung eines fotorealistischen Videos, das dem Kunden geholfen hat, mit den lokalen Gemeinden und Behörden zu kommunizieren, um so das Verständnis zu verbessern und davon zu überzeugen, dass das Projekt genauso gut ist, wie es aussieht. Dies schuf weiteres Vertrauen in den kompetenten Einsatz und die Zusammenarbeit im Bereich digitaler Prozesse und Technologien.

Scan2BIM Scan2BIM beschreibt die Überführung von Bestandsbauwerken oder Geländeaufnahmen in ein digitales BIM‑Modell mithilfe von Laserscanning (z. B. LiDAR) und Punktwolkenverarbeitung. Dieser Ansatz ist besonders bei komplexen Infrastrukturprojekten, bei denen eine präzise Abbildung des Ist‑Zustands erforderlich ist, relevant. Insbesondere für die historische Seeufereggsperre am Grimselsee haben die Ingenieure und BIM-Spezialisten sorgfältig die Archive durchforstet, um die Pläne aus den 1930er zu digitalisieren und als Grundlage für die Modellierung der bestehenden Mauer zu verwenden. Der Vergleich der alten Pläne mit modernen Scandaten hat ein vollständiges Bild der Staumauer und seiner Nebenanlagen geliefert.

Einblick in die digitalisierte Seeufereggsperre

Vorprojekt: Fotorealistische Visualisierung zur Projektkommunikation

Digitale Zusammenarbeit Gruner ist der digitale Projektleiter (BIM-Management und Gesamtkoordination) und Fachspezialist Talsperren für das Projekt „Vergrösserung Grimselsee“. Eine weitere Ingenieurgemeinschaft erarbeitet das Projekt „Verlegung Grimselpassstrasse“ (Verlegung der Straße, neue Brücke und Stützmauern). Alle Projektbeteiligten arbeiten zusammen auf der Grundlage einer einzigen Informationsquelle, der sogenannten Common Data Environment (CDE), wodurch die Anforderungen des Bauherrn kanalisiert und Verbesserungen und Veränderungen an einzelnen Projektteilen im Gesamtprojekt koordiniert werden. Die strukturierte Gesamtkoordination zwischen den verschiedenen Disziplinen ist besonders kritisch für den Anschlussbereich zwischen der erhöhten Passstraße und der Seeufereggsperre. Dieser Bereich muss von allen Planern koordiniert im Hinblick auf die Bauteile, Bauzu-

4D-Planung und modellbasiertes Bauen Digitale Planung und Optimierung spielen im Bauprozess eine zentrale Rolle. Die datenreichen Modelle werden mit Attributen angereichert, was die Simulation von Bauphasen ermöglicht, indem Modellobjekte (Bauelemente) mit einem anfänglichen Bauprogramm verknüpft werden. Wie der Digital Project Lead Jack Fairgrieve erklärte: „Wir bauen virtuell, bevor wir physisch bauen, was ein iterativer Prozess ist“. Dies stärkt das Vertrauen in die Ergebnisse und schafft eine solide Grundlage für die modellbasierte Bauausführung, wodurch Zeit eingespart, die Gesamtkosten optimiert und qualitativ hochwertigere, besser koordinierte Ergebnisse auf der Baustelle erzielt werden. Zu beachten ist auch, dass Planungsaufwand und Ressourcen früher in der Planungsphase eingesetzt werden, die Kosten jedoch durch Effizienz und insgesamt fundiertere Entscheidungen während der Bauphase weitgehend wieder hereingeholt werden. Zudem ist die frühzeitige Einbindung eines BIM2Field-kompetenten Bauunternehmers in digitalen kollaborativen Arbeitsabläufen besonders relevant, da des-

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BIM2FEM: Parametrische Modellierung und strukturelle Berechnung Im Beispiel der Staumauern Spittallamm neu und Seeuferegg nutzten BIM-Spezialisten und Ingenieure fortschritt‑ liche parametrische Modellierungen mit Software wie Rhino und Grasshopper, um die komplexen Formen beider erhöhten Talsperren in der Vorprojekt- und Bauprojektpha‑ se zu definieren und zu verfeinern. Diese Modelle dienten als entscheidende Grundlage für die Erstellung komplexer Finite-Elemente-Modelle (FEM) für die statischen und dyna‑ mischen Berechnungen sowie für die BIM-Modelle. Ange‑ sichts der komplexen Geometrien hat Gruner die Grenzen und Möglichkeiten der Software ausgereizt. Durch effiziente und strukturierte Arbeitsabläufe konnten viel Zeit und Auf‑ wand eingespart werden.

Schnitt der Zentrale Hauterive im 3D-Modell und digitalisierter Umgebung

Über die geometrische Modellierung der Anlage hinaus legte das Projekt einen starken Schwerpunkt auf das BIM-Informa‑ tionsmanagement. Standardisierte gemeinsame Parameter und das Anlagenklassifizierungssystem der Groupe E (RDSPP) wurden mithilfe eines maßgeschneiderten, mit Dynamo ent‑ wickelten automatisierten Workflows in die BIM-Modelle in‑ tegriert, wodurch validierte Anlageinformationen direkt aus Autodesk Forma in die entsprechenden Revit-Modellelemen‑ te übertragen werden konnten. Das Projekt wurde sowohl im nativen Revit- als auch im IFC4-Format geliefert, unterstützt durch eine geometrische Validierung anhand der registrier‑ ten Punktwolken und einer umfassenden technischen Dokumentation. Damit wurde der Groupe E eine zuverlässige digitale Grund‑ lage für den zukünftigen Betrieb und Modernisierung die‑ ser strategisch wichtigen Wasserkraftanlage bereitgestellt. Durch die Kombination von Reality Capture, BIM, strukturier‑

Modellansicht der Zentrale Hauterive

BIM-Methodik in interdisziplinären Teams Die Planung als BIM-Modell in 3D wurde auch beim Pump‑ speicherkraftwerk Aya in den Philippinen angewendet. Auf‑ grund der komplexen geologischen und seismischen Bedin‑ gungen stellt das Projekt hohe Anforderungen an Planung und Koordination. Die Planung mittels BIM-Methodik spielte eine zentrale Rol‑ le, insbesondere für die interdisziplinäre Zusammenarbeit. Bestehende Topografie, Bathymetrie, Baugrundverhältnisse sowie geplante Aushub‑ und Baggerarbeiten wurden in Civil 3D modelliert. Die baulichen Strukturen entstanden in Revit, während hydromechanische Komponenten und Einbauteile in SolidWorks entwickelt und anschließend in das Gesamt‑ modell integriert wurden. Dadurch entstand ein konsistentes, disziplinübergreifendes 3D‑Modell als zentrale Informations‑ basis. Die BIM‑Prozesse wurden auf Wunsch des Auftraggebers eingeführt, um die Koordination zu verbessern. Als zentrale Plattform diente die Autodesk Construction Cloud als Com‑ mon Data Environment (CDE). Sie ermöglichte allen Projekt‑ beteiligten den Zugriff auf aktuelle Daten und unterstützte die strukturierte Kommunikation. Die technische Koordination

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Hauterive – von Scan2BIM zum Betrieb Auch im Rahmen der Modernisierung des historischen Was‑ serkraftwerks Hauterive und der dazugehörigen Hochspan‑ nungsumspannstation erbrachte Gruner einen umfassenden Scan2BIM-Service. Dies ermöglichte die Erstellung einer prä‑ zisen digitalen Darstellung der bestehenden Anlagen. Unter Verwendung von Laserscandaten in Verbindung mit vorhan‑ dener Dokumentation und ingenieurtechnischem Fachwissen wurden multidisziplinäre BIM-Modelle entwickelt und nach Bereichen und Fachgebieten strukturiert, um künftige Sanie‑ rungs-, Koordinations-, Instandhaltungs- und Anlagenma‑ nagementaktivitäten zu unterstützen.

ten Anlageinformationen, Automatisierung und openBIM-Be‑ reitstellung in einem einzigen koordinierten Workflow zeigt das Projekt, wie digitales Engineering den gesamten Lebens‑ zyklus bestehender Infrastrukturen unterstützen kann.

sen Fachwissen und Erfahrung bereits in einer früheren Pro‑ jektphase genutzt werden können.

3D Modell des Krafthauses von Aya PSP

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basierte auf Kollisionsprüfungen und einem systematischen Issue‑Management. Dabei lag der Fokus insbesondere auf den Bauabläufen, der Zugänglichkeit, Sicherheit und der Ab‑ stimmung der Anlagentechnik. Ein zentraler Erfolgsfaktor war die gewählte hierarchische Mo‑ dellstruktur. Das Projekt wurde in Teilmodelle nach Bauwerken und Disziplinen unterteilt. So wurde das Kraftwerk separat mo‑ delliert, unabhängig von Einlaufbauwerk und Druckleitung. Ins‑ gesamt wurden mehrere Einzelmodelle – im Fall des Kraftwerks sechs – zu einem gemeinsamen Modell zusammengeführt. Dieser Ansatz bietet mehrere Vorteile: • klare Zuordnung von Verantwortlichkeiten je Fachdisziplin, • bessere Handhabbarkeit der Modellgrößen, gezielte Analyse einzelner Projektbereiche, • sowie die Eingrenzung von Fehlern auf bestimmte Teilmo‑ delle. Dadurch können Teams parallel weiterarbeiten, auch wenn in anderen Bereichen Probleme auftreten. Gleichzeitig ver‑ bessert die Struktur die Kommunikation zwischen Ingenieuren und Modellautoren erheblich.

Modellbasierte Bauausführung am Beispiel Fischaufstieg des KW Bremgarten-Zufikon Eine sorgfältige 3D‑Planung bildet die Grundlage für eine erfolgreiche Ausführung. Im vorliegenden BIM‑Projekt eines Neubaus einer Fischaufstiegshilfe zeigte sich besonders deutlich, wie durchgängige Prozesse, zentrale Datenstruk‑ turen und konsequente Modellnutzung einen effizienten In‑ formationsfluss von der Planung bis auf die Baustelle ermög‑ lichen. Die modellbasierte Bauausführung stellt dabei einen wichti‑ gen Schritt in Richtung effizienterer und digitalisierter Baupro‑ zesse dar. Anstelle klassischer 2D‑Pläne greifen die Projekt‑ beteiligten direkt auf das zentrale, stets aktuelle BIM‑Modell zu, beispielsweise über Tablets, Totalstationen oder Augmen‑ ted‑Reality‑Anwendungen. Dadurch wird sichergestellt, dass alle Beteiligten mit den kor‑ rekten Daten arbeiten und Planungsänderungen sofort auf der Baustelle verfügbar sind. Die Nutzung von BIM‑Modellen in der Ausführung ermög‑ licht eine präzisere Umsetzung der Planung, da geometrische Informationen direkt vor Ort überprüft werden können. Zu‑ gleich ermöglicht das 3D-Modell ein schnelles Verständnis selbst komplexer Geometrien und Bauwerke, wodurch Miss‑ verständnisse auf der Baustelle reduziert werden.

3D Modell - Fischaufstieg des KW Bremgarten-Zufikon

Vom Modell zur Ausführung – Fischaufstieg des KW Bremgarten-Zufikon

Zudem wird die gewerkeübergreifende Koordination verbessert, da potenzielle Konflikte bereits frühzeitig in der Pla‑ nungsphase erkannt und gelöst werden. Darüber hinaus steigert die modellbasierte Bauausführung die Effizienz, indem Prozesse wie Absteckung, Materialbestel‑ lung oder Qualitätskontrolle direkt aus dem Modell gesteuert werden. Das spart Zeit, reduziert Fehler und minimiert Nach‑ arbeiten. Gleichzeitig verbessert die digitale Dokumentation die Nachvollziehbarkeit und Qualitätssicherung während der gesamten Bauphase. Insgesamt zeigt sich, dass die Integration von BIM nicht nur präzisere und schnellere Abläufe ermöglicht, sondern auch den Weg zu vollständig digitalisierten Baustellen und zukünf‑ tigen Anwendungen wie dem digitalen Zwilling ebnet. Der Weg zum digitalen Zwilling Ein Digital Twin (digitaler Zwilling) ist ein virtuelles Abbild eines realen Bauwerks, das über den gesamten Lebenszyklus hin‑ weg kontinuierlich mit Daten aus Planung, Bau und Betrieb aktualisiert wird. Während BIM vor allem die Planungs‑ und Ausführungsphase unterstützt, erweitert der digitale Zwilling diese Informationen in die Betriebsphase und verknüpft sie mit Echtzeitdaten. In Infrastrukturprojekten wie Wasserkraftanlagen oder Um‑ spannwerken ermöglicht der digitale Zwilling eine laufende Überwachung und Analyse des Bauwerkszustands. Sensor‑ daten – etwa zu Temperatur, Druck, Feuchtigkeit, Verformung oder Setzungen – werden direkt mit dem digitalen Modell verknüpft. So entsteht ein dynamisches System, das den aktu‑ ellen Zustand der Anlage jederzeit realitätsnah abbildet. Typische Anwendungsbeispiele sind: • Zustandsüberwachung: Permanente Kontrolle von Bau‑ teilen (z. B. Staumauer, Tunnel, Generatoren) zur frühzeiti‑ gen Erkennung von Schäden oder Abweichungen • Predictive Maintenance: Vorausschauende Wartung durch Trendanalysen und automatische Warnsysteme • Betriebsoptimierung: Analyse von Anlagenleistung und Effizienz (z. B. Energieproduktion bei Wasserkraftwerken) • Sicherheitsmanagement: Simulation von Szenarien wie Hochwasser, Laständerungen oder Störfällen • Inspektionen: Einsatz von Drohnen oder Robotern mit LiDAR‑Sensoren zur automatisierten Datenerfassung.

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Ein konkretes Beispiel aus der Praxis ist das Botterens‑Pro‑ jekt von Gruner, bei dem der digitale Zwilling bereits als Ziel definiert wurde. Dort soll jedes Bauteil mit 40 bis 70 Daten‑ feldern ausgestattet werden, um Planung, Bau und Betrieb umfassend abzubilden. Diese strukturierte Datengrundla‑ ge ermöglicht es dem Betreiber, Wartungsintervalle gezielt zu planen, Anlagenzustände zu überwachen und fundierte Entscheidungen zu treffen. Auch im Wasserkraftbereich – etwa bei Projekten wie Grim‑ sel oder Aya – bildet BIM die Grundlage für zukünftige digi‑ tale Zwillinge. Die detaillierten 3D‑Modelle und strukturier‑ ten Daten können später mit Echtzeitinformationen ergänzt werden. Langfristig lassen sich so komplexe Anlagen voll‑ ständig digital überwachen und steuern. Ein entscheidender Erfolgsfaktor ist dabei eine klare Daten‑ struktur und Governance. Nur wenn Daten konsistent erfasst, klassifiziert (z. B. nach IFC‑Standards) und gepflegt werden, kann ein digitaler Zwilling zuverlässig funktionieren.

Gruner Kontakt: Dr. Georg Möller, Abteilungsleiter Wasserkraft DACH

Mit Künstlicher Intelligenz zu präzisen Prognosen Gruner arbeitet auch aktiv mit Werkzeugen, welche sich der Künstlichen Intelligenz (KI) bedienen. So beteiligt sich Gruner an der Entwicklung von Tools wie dem Tethys Fore‑ casting System. Tethys erfasst hydrologische und meteoro‑ logische Daten, verarbeitet diese und gibt probabilistische Prognosen aus. Im Vergleich zu klassischen, physikbasierten Methoden der Vorhersage bieten KI‑gestützte Modelle wesentliche Vor‑ teile: sie sind präziser, kostengünstiger, flexibler und besser skalierbar. Zudem lassen sie sich schneller implementieren und einfacher an unterschiedliche Projektbedingungen an‑ passen Gruner nutzt diese Technologien gezielt, um Prognosen zu verbessern und Entscheidungsprozesse sowohl in der Pla‑ nung als auch im Betrieb von Anlagen zu unterstützen. Parallel zur praktischen Anwendung wird Tethys kontinuierlich weiterentwickelt. Zusammen mit dem Forschungs‑ teams FORESIGHT der Universität Lissabon und PREDICT un‑ tersucht Gruner die Weiterentwicklung der Prognose‑ und Entscheidungsfähigkeiten von Tethys und und prüft zudem dessen Anwendung auf nationaler Ebene.

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Entlang des gesamten Projektlebenszyklus kommen innovative Methoden zum Einsatz: Von Scan2BIM zur präzisen Digitalisierung bestehender Anlagen über parametrische Entwurfswerkzeuge wie Jumping Dams bis hin zu integrierten 3D‑BIM‑Planungen. Alles ermöglicht eine effiziente und koordinierte Projektabwicklung. Digitale Baugrundmodelle verbessern das Verständnis des Unter‑ grunds und reduzieren Risiken bereits in frühen Phasen. Auf der Baustelle erlaubt BIM2Field eine modellbasierte Bauausführung. Ergänzt wird dieser Ansatz durch digitale Zwillinge und KI‑basierte Prognosesysteme wie Tethys, welche Betrieb und Wartung opti‑ mieren. Insgesamt steigert die konsequente Digitalisierung Qualität, Effizienz und Nachhaltigkeit von Projekten.

INGENIEURKOMPETENZ SEIT 1862

Unabhängige Schweizer Expertise für Talsperrenund Wasserkraftprojekte

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GRIECHISCHES KRAFTWERK MEGA REMA SETZT AUF TIROLER WASSERKRAFTTECHNIK

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Südosteuropa und im Speziellen Griechenland ist für den Tiroler Wasserkraftallrounder Geppert Hydro traditionell ein wichtiges Geschäftsfeld. Erst vor wenigen Monaten ging in der westgriechischen Ortschaft Nafpaktia ein weiteres Kleinwasserkraftwerk mit Geppert-Technologie ans Netz. Für das neue Ausleitungskraftwerk am Gewässer Mega Rema lieferten die Tiroler das komplette elektromechanische und leittechnischen Equipment. Das Herzstück der Anlage bildet eine Pelton-Turbine mit 2 Megawatt Engpassleistung, die dem Kraftwerk über das ganze Jahr hinweg eine effiziente Stromproduktion gewährleistet.

bwohl in Griechenland traditionell der Großteil des im Land erzeugten Stroms aus fossilen Quellen stammt, gibt es seit ca. 15 Jahren einen Aufwärtstrend beim Ausbau der erneuerbaren Energieträger. Während der Anteil der Erneuerbaren an der Gesamtstromerzeugung im Jahr 2011 noch bei rund 20 Prozent lag, stehen diese heute kurz vor dem Überschreiten der 50 Prozent-Marke. Der Anteil der Wasserkraft, die vor allem zum Ausgleich von Erzeugungsspitzen genutzt wird, liegt aktuell bei ca. 11 Prozent. Griechenland befindet sich offensichtlich auf einem guten Weg, um die fossile Energieproduktion zu reduzieren. Dennoch gibt es noch viel zu tun, um die Nutzung sauberer Ressourcen weiter zu forcieren und in weiterer Folge den Ausstoß von Kohlenstoffemissionen zu Das Herzstück des neuen Kleinwasserkraftwerks am Mega Rema bildet eine 6-düsige Peltonminimieren. Turbine, die bei vollem Wasserdargebot 2.000 kW Engpassleistung erreicht.

Das Triebwasser wird aus dem Mega Rema durch ein klassisches Tiroler Wehr entnommen.

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Turbinengehäuse und Verteilrohrleitung bei der Vormontage im Geppert Hydro-Werk in Hall in Tirol.

Klassisches Ausleitungskraftwerk Das Kraftwerk Mega Rema wurde am gleichnamigen Gewässer auf dem Gebiet der Ortschaft Nafpaktia in Westgriechenland realisiert. Dort herrschen durch die gebirgige Topographie ideale Bedingungen für die Stromproduktion aus Wasserkraft. Der Neubau, der nach dem klassischen Ausleitungsprinzip konzipiert wurde, nutzt fast 150 m Nettofallhöhe und mehr als 1,5 m³/s Ausbauwassermenge. Das Triebwasser wird aus dem Gewässer entnommen und durch eine erdverlegte Druckrohr-

leitung zur Turbinierung ins Krafthaus geleitet. Über eine nahe gelegende Trafostation wird der erzeugte Strom ins regionale 20 kV-Netz eingespeist. Die Wasserfassung des Kraftwerks befindet sich auf ca. 450 m Seehöhe und besteht aus einer kompakten Staumauer mit integriertem Tiroler Wehr. Nach der Entnahme aus dem Gewässer wird das Triebwasser zunächst durch ein Entsanderbecken geleitet, danach folgt die Apparatekammer mit den Sicherheitseinrichtungen wie Rohrbruchsicherung und Notschlussklappe. Der Trassenverlauf des komplett aus glasfaserverstärkten Kunststoffrohren (GFK) hergestellten Kraftabstiegs orientiert sich in erster Linie am Verlauf des Mega Rema. In Summe hat die Druckrohrleitung, deren Durchmesser sich von oben nach unten konstant von DN1200 auf DN900 verjüngt, eine Länge von ca. 3,5 Kilometern. „In der exponierten Gebirgslage kam es bei heftigen Regenfällen immer wieder zu Vermurungen entlang der Zufahrtswege und der Rohrleitungstrasse, was in weiterer Folge zu Bauverzögerungen führte. Bewältigt werden konnten diese Herausforderungen durch die Anpassungen des Bau- und Projektablaufs, zusätzliche Sicherungsmaßnahmen und die generell enge Koordination mit dem Kunden“, sagt Jakob Kapeller.

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Griechen schätzen Tiroler Technik Über den Trend zum Ausbau der Erneuerbaren in Griechenland weiß der österreichische Wasserkraftexperte Geppert Hydro bestens Bescheid. Die Tiroler Branchenspezialisten sind in der hellenischen Republik seit langem aktiv und konnten dort bereits eine Vielzahl von Kleinwasserkraftwerken mit ihren bewährten Lösungen ausstatten. „Erst im Herbst 2025 bzw. im Winter 2026 sind in Griechenland zwei neue Wasserkraftwerke mit Geppert-Equipment ans Netz gegangen. Diese befinden sich nur 30 Kilometer voneinander entfernt. Nachdem im Oktober 2025 das Kraftwerk Sarmenitiko im Norden der Halbinsel Peloponnes erstmals Strom erzeugt hat, haben wir im heurigen Februar auf dem Festland das Kraftwerk Mega Rema in Betrieb genommen“, erklärt Geppert-Projektleiter Jakob Kapeller. Realisiert wurden beide Ökostromanlagen von einem Konsortium aus privaten Investoren, die im Sektor der erneuerbaren Energien tätig sind.

Maschinengebäude mit Trafo im Außenbereich.

6-düsiges Kraftpaket Der Projektleiter betont, dass Geppert-Kunden auch bei grundlegenden projektspezifischen Angelegenheiten auf das Know-how der Tiroler zählen können: „Beim Projekt Mega Rema war es so, dass wir die Betreiber beim Design des Ma-

T EC H N I S C H E DAT E N • Ausbauwassermenge: 1.540 l/s • Nettofallhöhe: 145 m • Turbine: 6-düsige Pelton-Turbine • Turbinenachse: Vertikal • Drehzahl: 650 U/min • Engpassleistung: 2.000 kW • Hersteller: Geppert Hydro GmbH • Generator: Synchron-Generator • Spannung: 690 V • Nennscheinleistung: 2.300 kVA • Hersteller: Leroy Somer Innenansicht der Turbine auf die Pelton-Düsen und Strahlablenker

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Visualisierung der Kraftwerkssteuerung von Geppert Electric

Das Laufrad der Turbine wurde aus einem Edelstahl-Monoblock gefräst.

schinengebäudes und der optimalen Platzierung der Turbine beraten haben. Unser genereller Lieferumfang umfasste die gesamte hydromechanische und elektrotechnische Ausrüstung einschließlich Turbine, Generator sowie die Einlauf- und Absperrorgane. Der Transformator und die Steuerungs- und Automatisierungssysteme stammen von unserer Tochtergesellschaft Geppert Electric, die auch für die Installationen zuständig war. Die Integration aller technischen Komponenten und Hilfsgewerke erfolgte gemeinsam durch Geppert Hydro und Geppert Electric“, so Jakob Kapeller. Bei der Maschinenwahl setzten die Betreiber auf eine vertikalachsige 6-düsige Peltonturbine, die auch bei schwankendem Wasserdargebot eine hohe Flexibilität bei der Stromproduktion gewährleistet. Je nach verfügbarer Wassermenge können die einzelnen Düsen zu- oder abgeschaltet werden, wodurch auch im Teillastbetrieb hohe Wirkungsgrade möglich werden. Bei vollem Wasserdargebot schafft die Maschine 2.000 kW Engpassleistung. Der Projektleiter betont, dass jede Geppert-Maschine von den erfahrenen Turbinen-Ingenieuren individuell ausgelegt und konstruiert wird. Dabei setzen die Tiroler konsequent auf hochwertige Materialien. Die hydraulisch betätigten Düsen und Strahlablenker, deren Zusammenspiel für die Leistungsregelung der Turbine sorgt, bestehen aus nichtrostendem Stahl

bzw. aus Edelstahlguss. Das Laufrad der Turbine, das aus einem Edelstahl-Monoblock gefräst wurde, treibt den direkt gekoppelten Synchron-Generator mit exakt 650 U/min an. Die luftgekühlte Maschine wurde mit zwei Wälzlagerungen bestückt und auf 690 V Betriebsspannung und 2.300 kVA Nennscheinleistung ausgelegt. Die Stromproduktion der Anlage erfolgt dem Stand der Technik entsprechend selbstverständlich vollständig automatisiert. Darüber hinaus verfügt das Kraftwerk über moderne Fernwirk- und Überwachungsmöglichkeiten.

Erfolgreiches Referenzprojekt Abgesehen von den Verzögerungen im Bauablauf ging das Projekt Jakob Kapeller zufolge reibungslos über die Bühne. Nachdem im Sommer 2025 die ersten Maschinenteile montiert wurden, konnte im heurigen Februar die Inbetriebnahme des neuen Kraftwerks erfolgen, bereits wenige Wochen später ging die Anlage in den Regelbetrieb über. „Prinzipiell war das Kraftwerk Mega Rema ein weiteres Water-to-Wire-Projekt, das wir erfolgreich in Griechenland umgesetzt haben. Dabei können gleichermaßen die hohe Verfügbarkeit, die Betriebssicherheit, die Effizienz und die gute Anpassungsfähigkeit der Anlage an die stark schwankenden hydrologischen Bedingungen vor Ort hervorgehoben werden. Die Erfolgsfaktoren waren die enge Integration von Turbinenbau und Elektrotechnik sowie von Steuerungs- und Automatisierungstechnik, auch die Kommunikation mit dem Kunden hat hervorragend funktioniert“, sagt Jakob Kapeller. Es ist durchaus wahrscheinlich, dass in Nafpaktia bald weitere Kleinwasserkraftwerke sauberen Strom erzeugen, die Betreiber des Kraftwerks Mega Rema haben sich bereits zusätzliche Wasserrechte in der Region gesichert. Dass die Tiroler Wasserkraftallroun▷ Individuell konfiguriert, vollautomatisiert der auch weiterhin in Griechenland hochund fernüberwacht aktiv bleiben werden, darf als gesichert ▷ Fünf verschiedene Trubinentypen gelten. Aktuell befindet sich eine DiagonalTurbine im Geppert-Werk in der Fertigung, ▷ Ihr Partner für Neuturbinen, Revitalisiediese wird bei einem Kraftwerk rund 200 rungen und After-Sales Kilometer nördlich von Nafpaktia in der Region Epirus zum Einsatz kommen. Auch für Geppert Hydro GmbH dieses Projekt haben die Tiroler ein elektromechanisches Komplettpaket geschnürt, Geppertstrasse 6 | 6060 Hall in Tirol | Austria das die griechische Ökostrombilanz ein T +43 5223 57788 | www.geppert-hydro.com Geppert Hydro weiteres Stück verbessern wird.

KOMPLETTLÖSUNGEN FÜR WASSERKRAFTWERKE

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Gemeinsam erreichen die beiden vertikalachsigen Kaplan-Turbinen der österreichischen Branchenexperten 11,4 MW Engpassleistung.

KRAFTWERK NA AN IN VIETNAM UNTERSTREICHT ÖSTERREICHISCHE BRANCHENKOMPETENZ

Mit der Inbetriebnahme des Kraftwerks Na An im Sommer 2025 hat der österreichische Wasserkraftallrounder GUGLER Water Turbines GmbH sein bereits elftes Projekt in Vietnam erfolgreich abgeschlossen. Für das jüngste Projekt im Nordwesten des Landes lieferte GUGLER das komplette elektromechanische Equipment, darunter zwei vertikalachsige Kaplan-Turbinen mit je 5,7 MW Engpassleistung. Die Turbinen mit jeweils 2,85 m Laufraddurchmessern und 47,5 m³/s Durchflusskapazität zählen zu den größten Kaplan-Maschinen, die GUGLER jemals gefertigt hat. Das Kraftwerk Na An unterstreicht einmal mehr, warum die hydroelektrischen Lösungen der österreichischen Branchenspezialisten im südostasiatischen Raum hoch im Kurs stehen.

bwohl in Vietnam mehr als die Hälfte des erzeugten Stroms aus fossilen Quellen gewonnen wird, kommt den erneuerbaren Energien eine immer stärkere Bedeutung zu. Wenn sich die vor allem in den letzten beiden Jahrzehnten verstärkte Tendenz zum Ausbau der Erneuerbaren fortsetzt – wovon stark auszugehen ist –, dann werden die sauberen Energieträger bald die führende Rolle übernehmen. Bei den Erneuerbaren liegt die Wasserkraft weit vor der Photovoltaik und der Windkraft, mit einem Anteil von mehr als einem Drittel am Gesamtenergiemarkt ist sie zudem eine tragende Säule der Stromproduktion in dem über 100 Millionen Einwohner zählenden Land. Österreichisches Komplettpaket für Neubau Einen hervorragenden Ruf am vietnamesischen Wasserkraftsektor genießt die österreichische GUGLER Water Turbines GmbH. Bis dato haben die international renommierten Branchenspezialisten bereits elf Wasserkraftwerke in Vietnam

mit ihren leistungsstarken Lösungen ausgestattet. Die jüngste Anlage mit GUGLER-Technologie hat im August 2025 im Nordwesten des Landes in der Provinz Lai Chau erstmals sauberen Strom erzeugt. Erst ein Jahr zuvor wurde in unmittelbarer Nähe

Oberwasseransicht des Kraftwerks Na An in der Provinz Lai Chau.

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machte es für uns notwendig, dass wir die vietnamesischen Fertigungsbetriebe auf unsere hohen Qualitätsansprüche hin überprüfen. Dieses Prozedere war zwar mit erhöhtem Aufwand verbunden, hat letztendlich aber gut funktioniert.“ Der Projektleiter lässt nicht unerwähnt, dass die vertikalachsigen Kaplan-Turbinen zu den größten Maschinen dieser Bauform zählen, die GUGLER jemals geliefert hat. „Jede Turbine wurde auf einen Ausbaudurchfluss von 47,5 m³/s ausgelegt, das ergibt eine ganz ordentliche Dimension. Die beträchtlichen Abmessungen sollten sich auch auf den Transport auswirken. So mussten bei den Turbinen-Laufrädern mit jeweils 2,85 m Durchmesser einzelne Flügel demontiert werden, um die Größenbeschränkungen für den Schiffstransport nicht zu überschreiten.“

das Kraftwerk Nam Be 2 fertiggestellt, das von GUGLER mit zwei Francis-Turbinen mit 11,5 MW Gesamtleistung ausgerüstet wurde. „Den Auftrag für das Kraftwerk Na An haben wir für unseren Kunden Ocean Industries Corporation durchgeführt, mit dem wir schon zuvor eine ganze Reihe von Projekten in Viet nam umgesetzt haben. Eine Partnerschaft, die sich ein weiteres Mal bewähren sollte“, betont GUGLER-Projektleiter Stefan Haderer. Grundsätzlich handelt es sich beim Kraftwerk Na An um ein Flusskraftwerk, bei dem das Gewässer durch ein Querbauwerk aufgestaut wird, die Turbinierung erfolgt unmittelbar danach im Maschinengebäude unterhalb der Wehranlage. Der GUGLER-Lieferumfang beinhaltete die gesamte elektromechanische Ausstattung. Dazu zählten zwei leistungsstarke Kaplan-Maschinensätze inklusive Getriebe und Generatoren sowie die komplette Sekundärtechnik wie Schmiersysteme, Bremseinrichtungen und Hydraulikaggregate.

Durchdachte Flügelverstellung Die in 5-flügeliger Ausführung gefertigten Laufräder zeichnen sich noch in weiterer Hinsicht aus: Der Verstellzylinder für die Laufradflügel wurde nicht wie üblich hinten an der Turbinenwelle, sondern in der Laufradnabe verbaut. Mit dieser Ausführung stellt GUGLER sicher, dass die Verstellung der Laufradflügel trotz der langen Turbinenwelle reibungslos funktioniert. Als Bindeglied zwischen Turbinen und Generatoren dienen bei beiden Maschinensätzen zwischengeschaltete Getriebe, die mit eigenen Schmieraggregaten ausgestattet sind. Abgestützt werden die tonnenschweren Getriebe und die noch schwereren Synchron-Generatoren durch separate Rahmenkonstruktionen. Beide Generatoren, die auf jeweils 10,5 kV Betriebsspannung und 6.190 kVA Nennscheinleistung ausgelegt sind, wurden wie die Getriebe mit Wasserkühlsystemen ausgestattet. Diese sorgen bei der wärmeintensiven Stromproduktion für eine ideale Temperierung. Die Montage der Turbinen im Maschinengebäude orientierte sich am Baufortschritt und erfolgte in mehreren Schritten. „Ursprünglich war die Inbetriebnahme bereits im Oktober 2024 geplant, wegen bauseitiger Verzögerungen konnten wir diese aber erst im Juli 2025 starten“, sagt Stefan Haderer.

Fertigung auf zwei Kontinenten Ein wesentlicher Punkt des Auftrags bestand Stefan Haderer zufolge darin, dass gewisse Stahlteile der Turbinen aus wirtschaftlichen Gründen in Vietnam gefertigt werden mussten. „Im Prinzip stammen die Antriebsstränge mit den Turbinenwellen und Laufrädern aus Europa. Die größeren bzw. schwereren Komponenten wie die Turbinengehäuse oder die Deckel der Leitapparate wurden in Vietnam hergestellt, zudem sollten dort auch die finalen Werksmontagen stattfinden. Das

Leistungsstarke Ökostromanlage Das hydroelektrische Komplettpaket von GUGLER gewährleistet den Kraftwerksbetreibern eine hohe Effizienz und eine lukrative Stromausbeute. Mit ihrer doppelten Regulierfähigkeit durch die verstellbaren Leit- und Laufradschaufeln sorgen die Kaplan-Turbinen über ein breites Betriebsband hinweg für konstant hohe Wirkungsgrade. Bei vollem Wasserdargebot schafft jede der beiden Maschinen 5,7 MW Engpassleistung. Damit ist das Kraftwerk Na An bestens gerüstet, um Tausen-

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Die Laufräder haben einen Durchmesser von jeweils 2.850 mm.

T EC H N I S C H E DAT E N • Ausbauwassermenge: je 47,5 m³/s • Nettofallhöhe: 13,2 m • Turbinen: Kaplan-Turbinen • Turbinenachse: Vertikal • Ø Laufrad: 2.850 mm • Engpassleistung: je 5,7 MW • Hersteller: GUGLER Water Turbines GmbH • Generatoren: Synchron-Generatoren • Spannung: 10,5 kV • Nennscheinleistung: 6,190 kVA • Hersteller: Gamesa Electric Antriebsstrang einer Kaplan-Turbine bei der Vormontage im Werk.

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de Haushalte und Industriebetriebe mit nachhaltig erzeugtem Strom zu versorgen. Ihre hohe Effizienz konnte die Anlage bereits während der Inbetriebnahmephase im Rahmen der Leistungstests unter Beweis stellen. Der erfolgreiche Abschluss des Projekts Na An ist ein Referenzbeispiel für die GUGLER-Philosophie „Liquid Energy – Solid Engineering“. Von der Konzept- und Konstruktionsphase über das Projektmanagement bis hin zur Montage und den abschließenden Tests – jeder Schritt wurde in enger Zusammenarbeit mit den Projektpartnern durchgeführt. Das Ergebnis ist ein leistungsstarkes Wasserkraftwerk, das sauberen Strom für Generationen liefern wird.

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Expansionskurs geht weiter Stefan Haderer spricht im Rückblick von einem anspruchsvollen Projekt, bei dem es einige Hürden zu überwinden galt: „Zu den größten Herausforderungen zählten die teilweise lokale Fertigung und die anschließende End-Werksmontage, das war mit erhöhtem Abstimmungsaufwand verbunden. Hinzu kamen noch die Zeitverschiebung und sprachliche Herausforderungen. Gerade daraus konnten wir jedoch wertvolle Erkenntnisse für zukünftige Projekte im Land gewinnen, insbesondere im Umgang mit lokalen Fertigungspartnern und bei der Schnittstellenkoordination. Besonders hervorheben möchte ich die sehr gute Zusammenarbeit mit dem Projektteam. Durch das Engagement und die lösungsorientierte Herangehensweise aller Beteiligten konnten sämtliche Herausforderungen erfolgreich gemeistert werden.“ Bei GUGLER zeigt man sich stolz, mit dem Projekt Na An einen weiteren Beitrag für die vietnamesische Energietransformation geleistet zu haben. Dass die Österreicher ihren erfolgreichen Expansionskurs in Südostasien fortsetzen werden, darf als gesichert gelten.

Mit der Inbetriebnahme des Kraftwerks Na An im Sommer 2025 hat GUGLER bereits sein 11. Projekt in Vietnam erfolgreich abgeschlossen. 65

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ENERGIE AG LUD ZUM LOKALAUGENSCHEIN BEIM NEUBAU DES KRAFTWERKS TRAUNFALL

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Projektleiter Maximilian Zillig (Energie AG Tech Services), Peter Stöckler (Geschäftsführer Energie AG Erzeugung), CTO Alexander Kirchner, Tunnelpatin Michaela Langer-Weninger, Projektleiter Stellvertreter Rafael Putz (Energie AG Tech Services) beim Lokalaugenschein in Roitham (v.l.)

in Jahr nach dem Spatenstich sind die Baufortschritte bei dem technisch anspruchsvollen Kraftwerksprojekt eindrucksvoll zu sehen. „Der Neubau des Kraftwerks Traunfall verbindet modernste Technik mit nachhaltiger Bauweise. Durch die vorhandene Fallhöhe, die optimierte Nutzung des Wasserdargebots und den verbesserten Wirkungsgrad wird die Stromerzeugung um ca. 80 % auf 125 GWh pro Jahr gesteigert“, sagt Energie AG-CTO Alexander Kirchner. Bereits in der Projektierung wurde den sensiblen ökologischen Rahmenbedingungen besondere Aufmerksamkeit gewidmet. Der Traunfall bleibt in seiner natürlichen Schönheit unberührt. „Bei jedem Besuch bin ich aufs Neue beeindruckt, welche Fortschritte hier in kurzer Zeit erzielt werden. Das zeigt, mit welcher Professionalität und welchem Engagement das gesamte Projektteam an der Umsetzung arbeitet“, betonte Tunnelpatin Michaela Langer-Weninger beim Lokalaugenschein. © Energie AG / Lauringer

Mit dem Neubau des Laufwasserkraftwerks Traunfall entsteht in Roitham, Oberösterreich, ein wichtiger Baustein für eine sichere und nachhaltige Energieversorgung. Etwa ein Jahr nach dem offiziellen Spatenstich machten sich am 1. Juli Tunnelpatin Michaela Langer-Weninger und Energie AG CTO Alexander Kirchner persönlich ein Bild vom aktuellen Baufortschritt. Mit einem Investitionsvolumen von rund 190 Millionen Euro entsteht das drittgrößte Kraftwerk der Energie AG an der Traun und damit saubere Energie für 35.000 Haushalte. Die Inbetriebnahme des Kraftwerks Traunfall ist für 2028 geplant.

An der Wehranlage beginnen im Sommer die Betonarbeiten.

Vortrieb des Unterwasserstollens gestartet Mitte Juni 2026 startete der Vortrieb des rund 100 Meter langen Unterwasserstollens. Der bis zu 16 Meter hohe und 15 Meter breite Stollen zählt zu den größten Bauabschnitten des Projekts. Der Unterwasserstollen wird bei laufendem Betrieb der Bestandsanlage bis zum bestehenden Krafthaus Traunfall vorgetrieben. In den vergangenen Wochen konnte die Energie AG mit den ausführenden Unternehmen den Aushub für den Oberwasserstollen etwa 330 m vortreiben und damit zu 90 % abschließen. Der Innenausbau wird voraussichtlich in den Sommermonaten abgeschlossen. Aktuell wird die Ortbetoninnenschale errichtet. In Summe beträgt die Länge des Oberwasserstollens und des Oberwasserkanals bis zur Wehranlage in etwa 700 Meter. Das noch fehlende Stück des Oberwasserstollens bis zum alten Einlaufbauwerk wird nach der Stilllegung des alten Kraftwerks Traunfall im Herbst 2027 hergestellt. Entscheidende Projektfortschritte in allen Projektbereichen Im Stauraum werden nach der Laichperiode die Bauarbeiten fortgesetzt und die neu geschaffenen Flächen im Anschluss ökologisch gestaltet und wieder bepflanzt. An der Wehranlage beginnen mit dem Abschluss der Baugrubenumschließung und der laufenden Aushubarbeiten die umfangreichen Betonarbeiten. Ab Anfang August folgen die Stahlwasserbauarbeiten, ein sichtbarer und zentraler Schritt für die Wehranlage des zukünftigen Kraftwerks. Gegen Ende des Sommers wird schließlich eines von drei Wehrsegmenten eingehoben. Im Bereich des Krafthauses sind die Arbeiten an den bis zu 40 Meter tiefen Bohrpfählen abgeschlossen. Aktuell findet der Aushub der sogenannten „tiefen Baugrube“ statt, der etwa 25 Meter tief und beinahe senkrecht erfolgt.

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Mehr als 35 Jahre nach seiner Inbetriebnahme wurde das norwegische Wasserkraftwerk Rognsfossen einer umfassenden elektro- und steuerungstechnischen Modernisierung unterzogen. Innerhalb von lediglich sieben Monaten realisierte das kroatische Unternehmen Geppert Electric die vollständige Erneuerung der Leittechnik, Schutz- und Steuerungssysteme sowie der Eigenbedarfsversorgung und integrierte dabei die bestehende elektromechanische Ausrüstung in eine moderne digitale Anlagenarchitektur. Die Revitalisierung sollte somit zu weit mehr werden als zu einem reinen Komponententausch – und stellte das Engineering-Team von Geppert Electric vor erhebliche Herausforderungen: Unvollständige Bestandsunterlagen, zahlreiche im Laufe der Jahrzehnte vorgenommene Änderungen und ein extrem enges Zeitfenster bis zum Frühjahrshochwasser machten das Projekt zu einer anspruchsvollen Engineering-Aufgabe mit Vorzeigecharakter.

nmitten der von Bergen, Seen und Fjorden geprägten Landschaft Westnorwegens liegt in der Kommune Voss das Wasserkraftwerk Rognsfossen, benannt nach dem gleichnamigen Wasserfall in nächster Umgebung. Die Ende der 1980er-Jahre in Betrieb genommene Anlage nutzt das natürliche Wasserkraftpotenzial der niederschlagsreichen Region und übernimmt seither eine wichtige Funktion für die lokale Stromerzeugung und Wasserregulierung. Zugleich steht Rognsfossen mit seinem charakteristischen, in Ziegelbauweise errichteten Krafthaus beispielhaft für jene sachlich-funktionale Kraftwerksarchitektur, die sich harmonisch in das norwegische Landschaftsbild einfügt und die im Grunde typisch für norwegische Wasserkraftwerke ist. Für den Betreiber Voss Energi bildet das Kraftwerk seit mehr als drei Jahrzehnten einen verlässlichen Bestandteil des regionalen Erzeugungsportfolios, das wie in den meisten Regionen Norwegens von der Wasserkraft geprägt ist. Modernisierung war unumgänglich Das Kraftwerk Rognsfossen verfügt über zwei unterschiedlich dimensionierte Maschinensätze: Als Hauptaggregat dient eine vertikale Kaplan-Turbine mit einer Leistung von 5,4 MW und einem Schluckvermögen von rund 40 m³/s, ergänzt durch eine horizontale Francis-Turbine mit 700 kW und einer Ausbauwassermenge von rund 4,15 m³/s. Beide Einheiten sind in die Wasserstandsregelung eingebunden und speisen ihre Energie über Transformatoren und eine 12-kV-Schaltanlage

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In der malerischen Region Westnorwegens wurde das Kraftwerk Rognsfossen, das in den späten 1980er-Jahren in Betrieb genommen wurde, elektro- und steuerungstechnisch auf den neuesten Stand gebracht. Umgesetzt wurde das Projekt vom Branchenspezialisten Geppert Electric.

VOM LEGACY-SYSTEM ZUR VOLLAUTOMATISIERTEN ANLAGE: GEPPERT ELECTRIC REVITALISIERT ROGNSFOSSEN

in das öffentliche Netz ein. Während die maschinelle Ausrüstung über Jahrzehnte zuverlässig ihren Dienst verrichtete, war die elektro- und leittechnische Infrastruktur zunehmend an ihre Grenzen gestoßen. Die Steuerungs- und Schutztechnik stammte in wesentlichen Teilen noch aus der Inbetriebnahmezeit Ende der 1980er-Jahre und war im Laufe der Jahrzehnte mehrfach erweitert, umverdrahtet und punktuell angepasst worden. Hinzu kamen unvollständige oder nicht mehr dem tatsächlichen Anlagenzustand entsprechende Bestandsunterlagen, sodass Wartung, Fehlersuche und künftige Erweiterungen immer aufwendiger wurden. Besonders betroffen waren dabei etwa der Schaltschrank des automatischen Generatorspannungsreglers (AVR), der zentrale Steuerschrank mit einer zuvor installierten Siemens-S7-300SPS für die ökologische Abflussregelung und die Wasserstandsregelung sowie die Steuerung der Wehrklappen an der Wasserfassung, die bereits mehrfach Gegenstand von Modernisierungsmaßnahmen gewesen war. „Zwar führten einzelne Eingriffe jeweils zu kurzfristigen Verbesserungen, die grundlegenden Ursachen konnten jedoch nicht nachhaltig beseitigt werden. Diese punktuellen Modernisierungen waren zwar gut gemeint, erhöhten jedoch die Komplexität der Anlage und erschwerten spätere Erweiterungen. Letztlich machten sie eine umfassende und systematisch geplante Modernisierung der Steuerungs- und Elektrotechnik erforderlich“, erklärt Branimir Vrdoljak, Technischer Direktor bei Geppert Electric.

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Ein neues Herzstück für die Kraftwerksautomatisierung Auf Grundlage der gewonnenen Erkenntnisse erfolgte anschließend die schrittweise Erneuerung der zentralen Steuerungs- und Schutztechnik des Kraftwerks. Verantwortlich für Planung und Umsetzung war Geppert Electric d.o.o., ein in Split in Kroatien ansässiges Engineering- und Systemintegrationsunternehmen. Die Mitglieder des Projektteams verfügen jeweils über 10 bis 15 Jahre Erfahrung in der elektrischen Ausrüstung, Automatisierung, Schutztechnik und Inbetriebnahme kleiner und mittelgroßer Wasserkraftwerke. Für die umfangreichen Montage-, Inbetriebnahme- und Serviceleistungen gründete das Unternehmen die registrierte norwegische Zweigniederlassung Geppert Electric d.o.o. NUF (Org.-Nr. 934 430 387). Sie ermöglichte die

Klassische norwegische Kraftwerksarchitektur in Ziegelbauweise

regelkonforme Projektabwicklung vor Ort und bildet zugleich die Grundlage für das langfristige Engagement von Geppert Electric im norwegischen Wasserkraftmarkt. Geppert Electric entwickelt die Systemarchitektur Die neue Turbinen- und Anlagenregelung wurde als Teil des von Geppert Electric entwickelten AnyH Control Systems realisiert. Die eingesetzten Komponenten von Siemens dienen dabei als Technologieplattform. Die funktionale Auslegung, die Applikationssoftware sowie die Schutz- und Synchronisierungskonzepte, Systemintegration, Prüfung und Inbetriebnahme lagen bei Geppert Electric. Das System umfasst unter anderem die Leitapparat-, Drehzahl- und Wirkleistungsregelung sowie die Wasserstands- und Wehrklappenregelung. Für beide Maschinensätze installierte Geppert Electric vollständig neue Steuerungs- und Schutzschränke, die mit modernen Siemens-SPSen der Baureihe S7-1500 sowie digitalen SIPROTEC-Schutzrelais ausgestattet wurden. Die neue Architektur vereint Maschinensteuerung, Generator- und Transformatorschutz sowie Synchronisierung in einem durchgängigen Automatisierungskonzept und ersetzt die über Jahrzehnte gewachsene, heterogene Leittechnik. Ergänzt wird das System durch lokale Bedien- und Visualisierungseinheiten (HMI), die eine intuitive Anlagenführung ermöglichen und den Betrieb ebenso wie Wartungs- und Diagnosearbeiten deutlich vereinfachen. Gleichzeitig wurde ein neuer zentraler Leitschrank installiert, der die übergeordneten Anlagenfunktionen, die Hilfssysteme sowie die Anbindung an die Mittelspannungsebene koordiniert und damit das Herzstück der modernisierten Kraftwerksautomatisierung bildet.

Elektromechanische Ausrüstung im Erdgeschoss des Krafthauses ...

„Die über Jahrzehnte hinweg angesammelten, nicht dokumentierten Änderungen führten dazu, dass die Anlage immer schwieriger nachzuvollziehen, zu warten und zu diagnostizieren war.“ – Branimir Vrdoljak, Geppert Electric

Funktionsprüfungen liefern wichtige Erkenntnisse Am Beginn der Modernisierung stand daher eine umfassende Bestandsaufnahme der tatsächlich vorhandenen Anlage. Das Projektteam von Geppert Electric sichtete zunächst die verfügbaren, überwiegend norwegischsprachigen Bestandsunterlagen aus der Inbetriebnahmezeit und glich diese systematisch mit dem realen Anlagenzustand ab. Dabei zeigte sich rasch, dass zahlreiche Änderungen der vergangenen Jahrzehnte – von Umverdrahtungen in den Schaltschränken über ausgetauschte Sensorik bis hin zu Anpassungen an der Turbinenregelung – nur unvollständig oder gar nicht dokumentiert worden waren. Um dennoch eine verlässliche Grundlage für das weitere Engineering zu schaffen, wurden gezielte Vor-Ort-Inspektionen und Funktionsprüfungen durchgeführt. Dazu zählten unter anderem die detaillierte Diagnose der Turbinenregelung, Messungen an der Kaplan-Turbine sowie die Überprüfung der vorhandenen Spannungs- und Betriebsebenen. Erst auf Basis dieser Erhebung ließ sich eindeutig festlegen, welche Systeme weiterverwendet, welche Schnittstellen neu aufgebaut und welche Komponenten vollständig ersetzt werden mussten.

... und im Untergeschoss. Das Maschinenequipment blieb unverändert.

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Vor der Sanierung eingesetzte AC/DC-Verteilerschränke

Intelligente Restwasserregelung Ein technischer Schwerpunkt des Projekts war die neue Restwasser- und Wasserstandsregelung. Zwei PID-Regler koordinieren die Leistung beider Turbinen mit der Stellung der Wehrklappe. Solange der Flusszufluss unterhalb der verfügbaren Kraftwerkskapazität liegt, hält der Anlagenregler den saisonalen Sollwasserstand allein über die Turbinen, während die Wehrklappe geschlossen bleibt. Erst wenn die volle Turbinenkapazität ausgeschöpft ist, übernimmt der zweite PID-Regler die Klappenregelung. Die saisonalen Sollwerte von 70,71 m im Winter und 70,99 m im Sommer gewährleisten zugleich den ökologischen Mindestabfluss von 2 m³/s. Bei einem Messwertausfall oder Turbinenstillstand öffnet die Klappe automatisch zum Schutz der Oberwasserinfrastruktur.

die schnelle Analyse von Störungen und vereinfacht Diagnosesowie Wartungsarbeiten. Gleichzeitig wurde das Kraftwerk über eine SICAM A8000-Remote-Terminal-Unit an die zentrale Leitstelle von Voss Energi angebunden. Die sichere Datenkommunikation in Echtzeit sowie ein VPN-gestützter Fernzugriff schaffen die Voraussetzungen für eine effiziente Fernüberwachung und -bedienung der Anlage und heben den Automatisierungsgrad des Kraftwerks auf ein zeitgemäßes Niveau.

Bessere Prozessüberwachung dank neuem SCADA-System Ein weiterer Schwerpunkt der Revitalisierung lag auf der vollständigen Erneuerung der Kraftwerksleittechnik. Als zentrales Bedien- und Überwachungssystem implementierte Geppert Electric eine moderne SCADA-Lösung auf Basis von Siemens WinCC Unified, über die sämtliche Anlagenzustände, Betriebsdaten und Meldungen grafisch visualisiert und zentral verwaltet werden. Zu den erweiterten Funktionen zählen unter anderem Berichte und Trenddarstellungen, SMS-Benachrichtigungen, Leistungsfahrpläne sowie der mobile Bedienzugriff über ein Tablet. Die neue Leitwarte verschafft dem Betreiber eine deutlich verbesserte Prozessüberwachung, unterstützt

Modernisierung für wartungsfreundlichen Betrieb Parallel zur Erneuerung der Leittechnik wurde auch die gesamte Eigenbedarfsversorgung des Kraftwerks auf den neuesten Stand der Technik gebracht. Geppert Electric ersetzte die AC-/DC-Verteilungen ebenso wie die 220-Volt-Gleichstromversorgung einschließlich Batterieladeeinrichtung und installierte eine neue Batterieanlage mit einer Kapazität von

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Hauptschaltschrank für Steuerung und Schutz vor der Modernisierung

T EC H N I S C H E DAT E N • Typ: Laufkraftwerk • Inbetriebnahme: 1989 Maschinensatz 1 – Hauptaggregat • Turbinentyp: Vertikale Kaplan-Turbine • Nettofallhöhe: 19,3 m • Ausbauwassermenge: ca. 40 m³/s • Nenndrehzahl: 300 U/min • Leistung: 5.435 kW

Maschinensatz 2 • Turbinentyp: Horizontale Francis-Turbine • Nettofallhöhe: 19,8 m • Ausbauwassermenge: ca. 4,15 m³/s • Nenndrehzahl: 500 U/min • Leistung: 700 kW Gesamtanlage • Mittlere Jahresproduktion: ca. 23,7 GWh • Elektrotechnische Revitalisierung: 2024 - 2025 • Realisiert durch: Geppert Electric

Die neuen AC/DC-Verteilerschränke im Kraftwerk Rognsfossen

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Die neue 220-V-DC-Gleichstrom-Batterieanlage von Geppert Electric

Ebenfalls erneuert: der Hauptschaltschrank für Steuerung und Schutz

Schnittstellen zuverlässig zusammenarbeiteten. Trotz des engen Zeitrahmens von lediglich sieben Monaten – vom Auftrag im Oktober 2024 bis zur Wiederinbetriebnahme vor Beginn des Frühjahrshochwassers 2025 – konnte das Projekt termingerecht abgeschlossen werden. Zum Lieferumfang gehörten darüber hinaus Betriebshandbücher, Elektropläne, funktionale und technische Dokumentationen sowie SCADA- und HMI-Texte in englischer und norwegischer Sprache. Viele Herausforderungen für kroatische Ingenieure „Für uns bedeutet das Projekt weit mehr als eine klassische Modernisierung der Elektro- und Leittechnik“, erklärt Teo Krtalić, Executive Director von Geppert Electric. Das Engineering-Team, das über 10 bis 15 Jahre Erfahrung im Klein- und Mittelwasserkraftwerkssektor – zwischen 100 kW und 35 MVA – verfügt, war laut Angaben des Ingenieurs dabei in vielerlei Hinsicht gefordert. Als erste Referenz des kroatischen Spezialisten in Norwegen galt es zunächst, die organisatorischen und regulatorischen Voraussetzungen für die Projektabwicklung zu schaffen. Dazu zählte auch die Gründung der

Projektumsetzung innerhalb von sieben Monaten Eine besondere Herausforderung bestand schließlich darin, die neue Automatisierungs- und Elektrotechnik nahtlos in die bestehende Kraftwerksinfrastruktur einzubinden. So wurden die vorhandenen Generatoren, Transformatoren, die Mittelspannungsschaltanlage, die Erregersysteme sowie verschiedene hydraulische Einrichtungen erfolgreich in das neue Leitsystem integriert, ohne deren bewährte Funktionalität zu beeinträchtigen. Umfangreiche Werksprüfungen, die Parametrierung sämtlicher Komponenten sowie eine sorgfältig vorbereitete Inbetriebnahme stellten sicher, dass sämtliche

152 Ah, welche die Versorgung sicherheitsrelevanter Systeme auch bei einem Ausfall der externen Stromversorgung gewährleistet. Ergänzt wurden diese Maßnahmen durch die im Projektumfang erforderliche Niederspannungsverkabelung mit halogenfreien und flammwidrigen Energie- und Signalkabeln. Darüber hinaus erhielt auch die Wasserfassung einen neuen Steuerschrank mit eigener SPS, über den Rechenreinigungsautomatik, Wehrklappensteuerung und weitere Einlaufbauwerke zuverlässig geregelt werden. Die Modernisierung sämtlicher Hilfs- und Versorgungssysteme schafft damit die Grundlage für einen dauerhaft sicheren, wartungsfreundlichen und hochverfügbaren Anlagenbetrieb.

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Sämtliche wesentlichen Konfigurationsparameter sind über die grafische Benutzeroberfläche des SCADA-Systems zugänglich.

Neue Steuerung wurde nahtlos in die Kraftwerksinfrastruktur implementiert

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Neuer Mess- und Steuerschrank für die Wasserfassung

Neuer 220-V-DC-Batteriesicherungs-Lasttrennschalter

In der Revitalisierung liegt enormes Potenzial In einem Land wie Norwegen, dessen Stromversorgung nahezu vollständig auf Wasserkraft basiert, kommt der langfristigen Modernisierung bestehender Kraftwerksanlagen eine zentrale Bedeutung zu. Ein Großteil der Anlagen wurde be-

Bedienerfreundlich und übersichtlich: Das neue SCADA-System

reits vor mehreren Jahrzehnten errichtet und verfügt nach wie vor über eine leistungsfähige wasserbauliche und maschinentechnische Infrastruktur. Umso größer ist das Potenzial, diese Bestandskraftwerke durch die Erneuerung ihrer Elektro-, Steuerungs- und Leittechnik fit für die Zukunft zu machen. Moderne Automatisierungslösungen erhöhen nicht nur die Anlagenverfügbarkeit und Betriebssicherheit, sondern ermöglichen auch eine präzisere Prozessführung, eine effizientere Fernüberwachung sowie eine deutlich vereinfachte Wartung und Fehlerdiagnose. Die erfolgreiche Revitalisierung des Kraftwerks Rognsfossen zeigt, welchen Beitrag intelligente Steuerungsund Leittechnik dazu leisten kann, bewährte Wasserkraftanlagen wirtschaftlich und technisch für die kommenden Jahrzehnte auszurichten. Für Geppert Electric markiert das Projekt zugleich die erste wichtige Referenz in Norwegen. Mit der Zweigniederlassung Geppert Electric d.o.o. NUF verfügt das Unternehmen zudem über eine dauerhaft angelegte lokale Grundlage für weitere Modernisierungs-, Automatisierungsund Serviceprojekte im norwegischen Wasserkraftsektor.

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registrierten norwegischen Zweigniederlassung Geppert Electric d.o.o. NUF (Org.-Nr. 934 430 387), über die Montage und Inbetriebnahme entsprechend den nationalen Vorgaben abgewickelt werden konnten. Gleichzeitig verlangten die unvollständige Bestandsdokumentation, zahlreiche über Jahrzehnte vorgenommene Änderungen sowie der ambitionierte Zeitplan ein hohes Maß an Engineering-Kompetenz und Flexibilität. Umso wichtiger war die enge Zusammenarbeit mit dem Betreiber Voss Energi, dessen Mitarbeiter das Projektteam sowohl bei der Sichtung historischer Unterlagen als auch bei der Klärung zahlreicher Detailfragen vor Ort unterstützten. Erst dieses partnerschaftliche Zusammenwirken schuf die Grundlage für eine zielgerichtete Planung und die termingerechte Umsetzung der umfassenden Modernisierung. Dass die Partnerschaft hervorragend funktionierte, bestätigt Dag Arild Jensen von TendraNett AS, einem Unternehmen der Voss Energi Group: „Rognsfossen ist nun fertiggestellt und mit Nennleistung am Netz. Es war für uns eine Freude, bei diesem Projekt mit Branimir und Bruno zusammenzuarbeiten.“ Auch Yngve Tranøy, Project and Development Manager bei Voss Energi Produksjon AS, hebt den Einsatz, die Fachkompetenz und die gute Zusammenarbeit zwischen den internen und externen Projektbeteiligten hervor.

www.geppert-electric.hr

E L E KT ROT EC H N I S C H E R EV I TA L I S I E R U N G Erneuerung der Anlagensteuerung und des Leitsystems Neue Maschinensteuerungen auf Basis Siemens S7-1500 Neue Schutztechnik mit Siemens SIPROTEC SCADA-System Siemens WinCC Unified Fernwirktechnik Siemens SICAM A8000 Neue Hilfsenergieversorgung mit 230 V AC, 220 V DC und 24 V DC Batterieanlage 220 V DC, 152 Ah

Neuer Einlauf-Steuerschrank für Rechenautomatisierung und Wehrklappensteuerung Integration der bestehenden Generatoren, Transformatoren, Erregersysteme und Mittelspannungsschaltanlage

Das Inbetriebnahmeteam von Geppert Electric kann zufrieden auf ein erfolgreich abgeschlossenes Vorzeigeprojekt zurückblicken.

Projektlaufzeit: 7 Monate (Oktober 2024 bis April 2025)

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Die Stahlwasserbautechnik an der Wehranlage Salvesenbach wurde fit für die kommenden Jahrzehnte gemacht.

OBERÖSTERREICHER BRINGEN WEHRANLAGEN AM GURGLBACH UND SALVESENBACH IN TOPZUSTAND Nachhaltige Modernisierung für Ökologie und Betriebssicherheit: Im Auftrag der Stadtwerke Imst realisierte WWS Wasserkraft als spezialisierter Subunternehmer umfassende Revitalisierungsmaßnahmen am geschichtsträchtigen Gaulwerk sowie an der Wehranlage Salvesenbach. Im Fokus der Arbeiten standen die Optimierung der Fischgängigkeit, moderne Geschiebemanagement-Lösungen sowie die langfristige Substanzerhaltung des Stahlwasserbaus.

ie international renommierte WWS Wasserkraft GmbH aus dem oberösterreichischen Neufelden deckt mit technischem Know-how und jahrzehntelanger Erfahrung das komplette Spektrum moderner Wasserkrafttechnik ab. Im Revitalisierungssektor gelten die Mühlviertler als absolute Spezialisten, die ältere Anlagen mit ihren durchdachten Lösungen wieder in einen Topzustand versetzen. Im Stahlwasserbausektor hat WWS erst vor kurzem die Sanierungen der Wasserfassungen am Gurglbach und Salvesenbach, die das Gaulwerk der Stadtwerke Imst versorgen, erfolgreich abgeschlossen. Wehranlage Gurglbach: Ökologische Durchgängigkeit und Verlandungsschutz Das Herzstück des Gaulwerks bildet die Wehranlage am Gurglbach, an der das Gewässer durch eine 6,5 Meter hohe Wehranlage zu einem rund 300 Meter langen Stausee aufgestaut wird. „Um die behördlich geforderte Fischdurchgängigkeit zu erreichen, und gleichzeitig die komplexe Restwasserproblematik nachhaltig zu lösen, wurde eine grundlegende Sanierung der Anlage durchgeführt. Ein zentrales Ziel war dabei auch die Reduktion der fortschreitenden Verlandung im Stausee“, erklärt WWS-Vertriebstechniker Markus Pe-

Generalsanierte Wehrklappe mit neuem Antriebszylinder

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Rundum revitalisierter Stahlwasserbau am Salvesenbach

herstorfer. Im Zuge der Modernisierung wurde zudem das Rechengut management optimiert: Das vom linken Feinrechen abgezogene Material wird künftig nicht mehr über die Rechenreinigungsanlage und Spülrinne in einen containerbasierten Durchlass entsorgt. Stattdessen erfolgt nun eine direkte Weiterleitung in das Unterwasser, womit der Betriebsaufwand minimiert und der natürliche Stoffkreislauf des Gewässers unterstützt wird. Für den sicheren Fischabstieg am Gurglbach wurde zudem eine moderne Abstiegsleitung installiert. Diese wurde mit einem Regulierschieber ausgestattet, um einen konstanten, kontrollierten Abfluss zu jedem Zeitpunkt zu gewährleisten.

anlage am Salvesenbach. Dort standen die mechanische Belastbarkeit und Langlebigkeit der bestehenden Komponenten im Vordergrund, so Markus Peherstorfer: „Mehrere Schützentafeln wurden fachgerecht erneuert, während die robusten, bestehenden Rahmen direkt vor Ort aufwendig restauriert, sandgestrahlt und neu lackiert wurden. Dank dieses präzisen Korrosionsschutzes sind die Bauteile für die kommenden Jahrzehnte optimal gegen die extremen Witterungs- und Strömungseinflüsse geschützt.“ Einen technischen Meilenstein stellte zudem die komplette Demontage und anschließende Revitalisierung der bestehenden Wehrklappe dar. Die Klappe wurde vollständig werksüberholt – von einer hochwertigen Neu-Lackierung über den Austausch sämtlicher Dichtungen bis hin zur Installation eines neuen, leistungsstarken Hydraulikzylinders. Das Resultat ist eine Wehranlage, die technisch auf dem modernsten Stand der Technik operiert.

Wehranlage Salvesenbach: Technische Generalüberholung für die nächsten Jahrzehnte Parallel zu den Maßnahmen am Gurglbach realisierte WWS Wasserkraft eine umfassende Instandsetzung der Wehr

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Neuer Teleskoparmrechenreiniger an der Wehranlage Gurglbach

WWS Wasserkraft GmbH TURBINEN UND office@wws-wasserkraft.at STAHLWASSERBAU +43 7282 5922 ALLES AUS EINER HAND

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Schützenantrieb mit der „NG“ Zahnstangenwinde. Die Installation kann ebenfalls mit kardanischer Aufhängung ausgeführt werden, etwa um einen Rollschütz zu bewegen.

„DAS BESONDERE IST BEI UNS STANDARD“ Tradition und Innovation schließen sich nicht aus – davon ist man bei ROBOR überzeugt. Das Schweizer Familienunternehmen entwickelt und fertigt seit über 175 Jahren Antriebslösungen für den Wasserbau und verbindet bewährte Technik mit modernen Fertigungs- und Automatisierungskonzepten. Als mittelständisches Unternehmen zeigt ROBOR, wie man mit kurzen Entscheidungswegen, hoher Fertigungstiefe und konsequenter Kundenorientierung auch in Zeiten der Digitalisierung erfolgreich sein kann. Geschäftsführer Stephan Lüthi spricht im Interview mit zek HYDRO über die Stärken eines flexiblen KMU, warum man bis heute auf Werte wie Zuverlässigkeit, Qualität und Kundennähe setzt und über die Zukunft der Zahnstangenantriebe. zek: ROBOR blickt auf über 175 Jahre Unternehmensgeschichte zurück. Was macht ein Unternehmen über einen so langen Zeitraum erfolgreich? Lüthi: Ein solides und zuverlässiges Produkt, ein gut funktionierender Service und ein ehrlicher Umgang mit Kunden und Mitarbeitern. Über die Jahre haben wir so unsere Reputation aufgebaut und erhalten dazu durchweg positive Rückmeldungen. zek: Welche Werte aus der Gründerzeit prägen ROBOR heute noch – und wie würden Sie die DNA von ROBOR in drei Begriffen beschreiben? Lüthi: Zuverlässigkeit, Qualität und Kundennähe zek: Wo liegen die Vorteile eines flexiblen Mittelständlers gegenüber größeren Wettbewerbern und was unterscheidet ROBOR von großen Konzernen im Wasserbau? Oder: Warum kann ein 175 Jahre altes Unternehmen heute innovativer sein als mancher Großkonzern? Lüthi: Weil der Kunde bei uns direkt zu Lösungen kommt. Verkauf und Entwicklung sitzen im selben Büro und die Fertigung ist nur ein paar Schritte entfernt. Obwohl wir ein kleines KMU sind, dürfen wir mit Stolz sagen, dass alle Prozesse in der Firma ausgeführt werden: CNC-Drehen und Fräsen, Verzah-

nungen herstellen, Wärmebehandeln, Roboterschweissen, Montage und Prüfung bis hin zur Lackiererei. Durch die flache Hierarchie und die direkte Kommunikation erreichen wir für den Kunden kürzeste Reaktionszeiten und höchste Flexibilität. zek: Wie schafft es ROBOR, gleichzeitig traditionell und innovativ zu sein? Lüthi: Die Zahnstangenwinde ist an sich ein traditionelles und bewährtes Produkt. Die Innovation findet im Bereich statt, wie und wo diese eingesetzt wird. Das Fertigungsspektrum reicht weit über den Wasserbau hinaus. Natürlich soll auch die Automatisation nicht vergessen sein, viele Bauwerke sind bekannterweise nicht vor Ort bedient. Motorsteuerungen mit Positionsrückmeldung und Fernsteuerung sind selbstverständlich verfügbar. zek: Warum ist der langfristige Ersatzteil- und Wartungsservice ein wichtiger Bestandteil Ihres Geschäftsmodells – und wie wichtig ist Kundennähe? Lüthi: Wasserbau-Installationen werden auf Jahrzehnte gebaut und eingerichtet. Sollte nach vielen Jahren im Betrieb einmal etwas kaputt sein, sorgen wir für schnellen Ersatz, damit es möglichst zu keinem Betriebsunterbruch kommt.

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Revision eines alten Schützantriebs mit motorisiertem Doppelzug und Vorort-Bedienung

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zek: Welche Rolle spielen die Mitarbeiter für den Unternehmenserfolg und wie gewinnen und halten Sie heute qualifizierte Fachkräfte? Lüthi: In Zeiten des Fachkräftemangels ist es sehr schwierig, gute Leute zu finden. Diese müssen sich in der Firma wertgeschätzt fühlen. Wichtig ist auch, dass alle verstehen, was läuft. Nur so wird die Unternehmensentwicklung in der Breite unterstützt. zek: Welche Vorteile bieten Zahnstangenlösungen gegenüber alternativen Hebe- und Antriebssystemen? Lüthi: Robustheit, Zuverlässigkeit, sehr große Schmutztoleranz, ölfreier Betrieb und übersichtliche Beschaffungskosten. Langlebigkeit: Wer kennt nicht alte Stauanlagen mit Zahnstangenantrieben, teilweise aus den 30er und 40er Jahren stammend, welche weiterhin in regem Betrieb stehen? zek: Welche Produktinnovationen haben Sie in den letzten Jahren entwickelt? Lüthi: Mit der Produktgruppe NG (New Generation) wurde der mechanische Antrieb der Zahnstange grundlegend überarbeitet. Mit der computergestützten Neuauslegung der Verzahnungen kann nun im Regelbetrieb gefahren werden. Hubgeschwindigkeiten bis 2 m/min sind möglich. zek: Wie wichtig sind kundenspezifische Sonderlösungen für Ihr Geschäft – und wie wichtig ist es dabei, Konstruktion, Fertigung und Montage aus einer Hand anzubieten? Lüthi: Wasserbauanwendungen sind immer Sonderprojekte, das Besondere ist somit bei uns Standard. Der Kunde hat in unserer Firma einen Ansprechpartner, welcher sich fortan um sämtliche Belange kümmert: Auslegung, Konstruktion, Fertigung und Test bis hin zum Versand. Dank dieser engen Vernetzung zwischen Administration und eigener Fertigung sind wir flexibel und schnell. zek: Welche Rolle spielen digitale Entwicklungswerkzeuge wie 3D-CAD in Ihren Projekten? Lüthi: CAD ist unverzichtbar geworden. Dank dem Austausch über systemkompatible Fileformate in 2D oder 3D kann der Kunde unseren Lieferanteil in seine Gesamtauslegung integrieren oder natürlich umgekehrt: Wir erstellen eine Auslegung, welche für ein bestehendes Bauwerk passt.

zek: Welche Bedeutung hat die Wasserkraft heute für ROBOR – und welche Anwendungen stehen dabei im Fokus? Lüthi: Neben der allgemeinen Hebetechnik ist der Hydrobereich für uns ein weiteres Standbein. Wehrtafeln, Ablassschütze, Dotiervorrichtungen, Fischtreppen und Hochwasserschutz sind die hauptsächlichen Einsatzgebiete. zek: Gibt es Trends, die Sie heute bei Neubauten und Sanierungen beobachten? Lüthi: Oft werden Wasserbauanlagen mit hydraulischen Zylindern oder Spindelantrieben ausgeführt. Dabei vergessen Kraftwerkeigner und Ingenieurbüros teilweise, dass ein Zahnstangenantrieb vereint Probleme umgeht, welche obgenannte Lösungen einzeln oder kombiniert mit sich bringen: Ölfreier Betrieb, große Schmutztoleranz, geringe Knickung, reduzierte Beschaffungs- und Installationskosten, sehr hohe Verfügbarkeit. zek: Warum haben Sie sich für die Partnerschaft mit Feugier Environnement entschieden und welche Synergien entstehen daraus? Lüthi: Wir arbeiten seit 20 Jahren zusammen, die Produktgruppen ergänzen sich ideal. Während ROBOR eher im unteren Hubkraftbereich bis 75 kN tätig ist, liegen die Produkte von Feugier darüber und gehen bis 500 kN pro Zugpunkt. Es können Hublängen von 6 m realisiert werden, bei welchen aufgrund einer patentierten Lösung beim Schließen keine Knickprobleme auftreten. zek: Über welchen Faktor gewinnen Sie Projekte – Preis, Qualität, Flexibilität oder Service?

Einfache Installation mit Fernbedienung und Nothandrad in einer Abwasser-Reinigungsanlage

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zek: Welches Projekt der vergangenen Jahre steht beispielhaft für die Stärken Ihres Unternehmens – möchten Sie ein Leuchtturm-Projekt nennen? Lüthi: Wir konnten in den vergangenen Jahren in der Schweiz mehrere Projekte mit Produkten aus der Zusammenarbeit mit Feugier Environnement gewinnen. Allesamt wurden im vereinbarten Zeit- und Kostenrahmen an die Kunden geliefert. zek: Wie schätzen Sie die Rolle und die Bedeutung der Wasserkraft mittel- bis langfristig im DACH-Raum ein? Lüthi: Wir sehen der Zukunft positiv entgegen. Der Nachholbedarf bei der Fischwanderung, der steigende Bedarf an sauberer Energie und die Notwendigkeit, in Zukunft größere Wasserreserven für die Sommermonate zurückzuhalten werden das Thema Wasser und dessen respektvolle Nutzung in den kommenden Jahren noch wichtiger machen. zek: Vielen Dank für das Gespräch.

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Doppelschütz an einem runderneuerten Hochwasserschutz-Becken

Lüthi: Wir hören dem Kunden zu und definieren gemeinsam eine Lösung, welche genau seinem Bedarf entspricht. Dies ist möglich, weil wir uns nicht auf ein Standardprogramm beschränken müssen, sondern alle Möglichkeiten des Metallbaus ausnützen können. zek: In welchen Bereichen investiert ROBOR derzeit am stärksten? Lüthi: Die weitere Erschließung der DACH-Region steht im Hydrobereich im Fokus. Unsere Stärke liegt auf langer Erfahrung, einem bewährten Produkt und insbesondere kurzen Lieferzeiten.

Über ROBOR:

Bewährte Technik der neuen Generation: Seit über 175 Jahren stellt ROBOR Zahnstangenwinden her. Im Lauf der Zeit wurde das Angebots- und Leistungsportfolio schrittweise erweitert. Heute stellt ROBOR auch kundenspezifische Produkte für Sonderanwendungen her. Konstruktion, Fertigung und Montage vor Ort: Alles erfolgt dabei aus einer Hand.

Stephan Lüthi, Geschäftsführer Operatives ROBOR AG

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Das Pumpspeicherkraftwerk Kruonis ist das einzige Kraftwerk seiner Art im gesamten Baltikum.

ERNEUERUNG MIT TIEFGANG: INTAKE-GATE-TAUSCH AM PUMPSPEICHERKRAFTWERK KRUONIS IN LITAUEN

Das Pumpspeicherkraftwerk Kruonis des litauischen Energieversorgers Ignitis Gamyba zählt zu den leistungsstärksten Regelenergieanlagen im Baltikum. Im Zuge der Arbeiten an der Druckrohrleitung P5 (Penstock 5) übernimmt Bilfinger ein umfassendes Leistungspaket: die Fertigung, die Korrosionsschutz-Beschichtung in einer eigens am Baufeld errichteten Beschichtungshalle sowie die Montage der über 850 m langen Druckrohrleitung mit einem Innendurchmesser von 5.250 mm. Ergänzend dazu wurde Bilfinger mit einer anspruchsvollen Aufgabe im Stahlwasserbau betraut: der vollständigen Erneuerung des Intake Gates im dazugehörigen Intake Gate Building. Das zu erneuernde Schütz weist mit einer lichten Höhe und Breite von je 7.500 mm beachtliche Dimensionen auf und stellt damit besondere Anforderungen an Logistik, Montage und Koordination. Neben dem eigentlichen Schütztausch umfasst der Auftrag auch die Sanierung der gesamten Armierungen an Sohle, Seiten und Brust. Mit dem Starttermin im April 2026 und einer geplanten Inbetriebnahme im Oktober 2026 bewegen sich die Arbeiten in einem straffen Zeitrahmen von rund sechs Monaten.

evor die eigentlichen Montagearbeiten beginnen konnten, war eine sorgfältige Vorbereitung des Zulaufbereiches unabdingbar. Speziell ausgebildete Taucher führten im Vorfeld Reinigungsarbeiten in rund 40 m Tiefe durch. Dabei entfernten sie mehr als 600 Kubikmeter Sediment, um den Bereich vor dem bestehenden Schütz von Ablagerungen zu befreien und den Einbau des Dammbalkens auf der Zulaufseite zu ermöglichen. Nach dem Setzen des Dammbalkens wurde der Bereich zwischen diesem und dem bestehenden Schütz über das sogenannte Hot-Tapping-Verfahren mittels Kugelhahnverbindungen kontrolliert entleert. Erst nach dieser Druckentlastung war ein sicheres Arbeiten am Schütz und den umliegenden Strukturen möglich. Dieser vorbereitende Schritt ist exemplarisch für den gesamten Projektablauf: Sorgfalt und Sicherheit

haben bei Bilfinger in jeder Phase der Arbeit Vorrang, auch dann, wenn der Terminplan Druck macht. Demontage und Armierungssanierung: Schritt für Schritt zur tragfähigen Basis Nach der kontrollierten Druckentlastung folgte die Demontage des bestehenden Bestandsdeckels im Intake Gate Building sowie des vierteiligen Schützes selbst. Die Schützenelemente wurden an den Auftraggeber zur Entsorgung übergeben. Parallel dazu wurde der vorhandene Hydraulikzylinder ausgebaut, abtransportiert und einer umfassenden Sanierung unterzogen. Die freigelegten Bestandsarmierungen wurden anschließend sandgestrahlt, um eine optimale Haftung für die nachfolgende Sanierung zu gewährleisten. Herzstück der

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mit Beton über Betonieröffnungen vergossen wurden, um eine lückenlose und homogene Füllung sicherzustellen.

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Neues Schütz mit System: Montage und Inbetriebnahme Das neue Schütz wurde als vierteiliges Bauteil gefertigt. Mit einem Gesamtgewicht von rund 65 Tonnen stellen die vier Elemente die Montage im beengten Intake Gate Building vor hohe Anforderungen an Hebetechnik und Präzision. Nach der Montage des Deckels und dem Einbau des sanierten Hydraulikzylinders werden die vollständige Hydraulikanlage sowie die Wegmessung mit moderner Sensorik installiert. Anschließend folgen die Strom- und Steuerungsanschlüsse sowie der Aufbau einer neuen Plattform für die künftige Bedienung und Wartung des Zylinders. Der Inbetriebnahme- und Schulungsprozess ist klar gestaffelt: Nach der Trockeninbetriebnahme mit Basic Training für das Betriebspersonal des Kunden folgt die Nassinbetriebnahme. Den Abschluss bilden ein Advanced Training nach der Synchronisation sowie die Erstellung und Übergabe der vollständigen Dokumentation an den Kunden.

Einheben der Armierungsteile im Intake Gate Gebäude 78

Armierungssanierung war die Montage neuer Sohlarmierungen samt Verguss mit hochfestem Epoxidharz über eigens dafür vorgesehene Vergussöffnungen. Für die seitlichen Armierungen und die Brustarmierung wurden zunächst Bewehrungseisen auf den bestehenden Strukturen montiert und eine Haftbrücke aufgebracht. Anschließend wurden die neuen, unteren seitlichen Armierungen sowie die Brustarmierung montiert und etappenweise über spezielle Betonieröffnungen mit Beton vergossen. Erst danach erfolgte die Montage der oberen seitlichen Armierungen, die ebenfalls etappenweise

Schnittstellen als größte Herausforderung Projekte dieser Komplexität stehen und fallen mit dem Zusammenspiel aller Beteiligten. Bei Kruonis treffen viele Gewerke und Verantwortlichkeiten aufeinander: der Turbinenlieferant, mehrere Subunternehmer aus den Bereichen Bau und EMSR sowie ein örtliches Planungsbüro auf litauischer Seite. Diese Schnittstellen sauber zu koordinieren und gleichzeitig den engen Zeitplan einzuhalten, ist die eigentliche Kernaufgabe des Projektmanagements. Hinzu kommt die besondere Herausforderung, alle Arbeiten in einer bestehenden, in Betrieb befindlichen Anlage durchzuführen. Der Platz im Intake Gate Building ist begrenzt, die Eingriffe in die Bestandsstruktur sind tiefgreifend und jede Maßnahme muss mit dem laufenden Betrieb der übrigen Anlagenteile abgestimmt sein. Auch die bürokratischen Rahmenbedingungen in Litauen erfordern eine frühzeitige und sorgfältige Vorbereitung aller Genehmigungen und Dokumentationsprozesse. Projekterfolg durch Planung, Expertise und Verlässlichkeit Das Projekt Kruonis steht exemplarisch für die Leistungsfähigkeit von Bilfinger im Bereich Stahlwasserbau und Anlagensanierung. Die Kombination aus Taucharbeiten, Hochdruckverguss,

Einheben eines Schützelements über die Dammkrone des Intake Gate Gebäudes

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Hydraulik, EMSR und präziser Stahlmontage unter beengten Verhältnissen verlangt ein eingespieltes Team mit tiefem Fachwissen und robuster Projekterfahrung. Mit dem geplanten Abschluss im Oktober 2026 wird Bilfinger dem Energieversorger

Ignitis Gamyba ein vollständig erneuertes, dokumentiertes und betriebsbereites Intake Gate übergeben und damit einen wesentlichen Beitrag zur langfristigen Betriebssicherheit des Pumpspeicherkraftwerks Kruonis leisten.

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Abtransport des zu sanierenden Hydraulikzylinders über die Dammkrone des Intake Gate Gebäudes

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in Kratzer oder feiner Riss in der Beschichtung kann genügen, damit Feuchtigkeit bis zum Stahl vordringt und sich Korrosion unter der Schutzschicht ausbreitet. Für den Schutz von Klein- und Großteilen entwickelt die ENVIRAL Oberflächenveredelung GmbH Beschichtungssysteme für den Stahlwasserbau. Gemeinsam mit dem Studiengang Maschinenbau der Dualen Hochschule Baden-Württemberg (DHBW) Mosbach entstand so das Pul verlack-Beschichtungssystem ENV functional POWDER. Seine Basis bildet SmartCorr, ein von ENVIRAL entwickelter Korrosionsschutz, der auf Grundlagenforschung des Max-Planck-Instituts für Kolloid- und Grenzflächenforschung zurückgeht. Die zugrunde liegende patentierte Technologie wurde von der Max-Planck-Innovation GmbH exklusiv an ENVIRAL lizenziert. Das Wirkprinzip unterscheidet sich von einem rein passiven Schutzfilm: In die Beschichtung sind Mikro- und Nanokapseln mit Korrosionsinhibitoren oder Versiegelungsmitteln eingebunden. Wird die Oberfläche etwa durch einen Kratzer oder Riss beschädigt, setzen die betroffenen Kapseln Wirkstoffe frei. Sie versiegeln den Bereich zwischen Untergrund und Beschichtung und sollen verhindern, dass sich die Korrosion unter der Beschichtung ausbreitet. Die Substanzen werden damit nur dort aktiv, wo sie benötigt werden. Im Stahlwasserbau kommen bislang häufig ein- oder mehrkomponentige Nasslacke mit entsprechenden Trock-

Am Wehr Eisenhammer erhielten die beiden Senkschütze samt Antriebstechnik und weiteren Bauteilen eine neue Beschichtung mit ENVfunctional POWDER.

nungszeiten sowie metallische Beschichtungen wie Zink zum Einsatz. Die Pulverbeschichtung wird dagegen eingebrannt und kommt ohne Lösemittel, Schwermetalle oder flüchtige organische Verbindungen aus. Als weitere Eigenschaft nennt ENVIRAL einen Anti fouling-Schutz gegen Mikroorganismen. In die Entwicklung ist das Institut für Antifouling und Biokorrosion Dr. Brill und Partner eingebunden. BAW-Zulassung für den Einsatz im Süßwasser Im März 2024 erhielt ENVfunctional POWDER die Zulassung der Bundesanstalt für Wasserbau (BAW) für die Immersionskategorie Im1. Damit ist das System für den Einsatz in Süßwasser und an Bundeswasserstraßen vorgesehen und wird auf der Liste der zugelassenen Systeme I geführt. Im BAW-Labor wurde die Beschichtung entsprechend den Richtlinien für Korrosionsschutzsysteme im Stahlwasserbau geprüft und für starke mechanische Belastungen als geeignet bewertet.

Zweifarbige Beschichtung für das Leuchtfeuer Wustrow Beim ersten Projekt nach der Testpha© Deutsche Leuchtfeuer (https://www.deutsche-leuchtfeuer.de/ostsee/wustrow.html)

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Stahlbauteile im Wasserbau sind dauerhaft Feuchtigkeit, mechanischer Beanspruchung und mitunter stark korrosiven Umgebungsbedingungen ausgesetzt. Entsprechend aufwendig können Sanierungen ausfallen – vor allem dann, wenn lange Trocknungszeiten oder kurze Wartungsintervalle den Betrieb belasten. Die ENVIRAL Oberflächenveredelung GmbH setzt hier auf ein Pulverlack-Beschichtungs system, das aus der Korrosionsschutzforschung hervorgegangen ist. Zwei Referenzprojekte und ein laufendes Vorhaben zeigen, wie unterschiedlich die Anforderungen an den Schutz ausfallen.

PULVERBESCHICHTUNG ZEIGT POTENZIAL ALS KORROSIONSSCHUTZ IM STAHLWASSERBAU

Das Leuchtfeuer Wustrow nach der Restaurierung: Die rot-weiße Farbgebung wurde in mehreren Beschichtungs- und Einbrennvorgängen aufgebracht.

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Längere Wartungsintervalle für Fahrwassertonnen Ein aktuell laufendes Projekt mit dem Wasserstraßen- und Schifffahrtsamt Neckar erweitert das Einsatzspektrum um Fahrwassertonnen – schwimmende Schifffahrtszeichen zur Kennzeichnung des Fahrwassers. Im Mittelpunkt stehen neben dem Korrosionsschutz vor allem die UV-Beständigkeit und die dauerhafte Farbqualität. Bisher werden die Tonnen mit einem Nasslacksystem beschichtet; teilweise sind bereits nach einem Jahr Wartungsarbeiten erforderlich – ein erheblicher technischer, personeller und finanzieller Aufwand. Ob sich dieser Aufwand deutlich reduzieren lässt, untersucht ENVIRAL derzeit gemeinsam mit dem WSA Neckar. Das Amt für

Für das laufende Projekt mit dem WSA Neckar wird die Pulverlackbeschichtung von Fahrwassertonnen unter anderem in den Signalfarben Reinrot und Reingrün geprüft.

Binnen- und Verkehrstechnik in Koblenz prüft dafür die Pulverlackbeschichtung in den fünf bei den Wasserstraßen- und Schifffahrtsämtern relevanten Farbtönen. Im Idealfall sollen sich damit Wartungsintervalle von bis zu 30 Jahren erreichen lassen. Schon wenn die Wartungsarbeiten deutlich seltener anfallen, würde sich der Aufwand erheblich verringern. Forschung als Grundlage für die Praxis Die Entwicklung des Beschichtungssystems ist eng mit der langjährigen Zusammenarbeit zwischen ENVIRAL und dem Studiengang Maschinenbau der DHBW Mosbach verbunden. Aufbauend auf SmartCorr® wurde ENVfunctional POWDER in einem gemeinsamen Forschungs- und Entwicklungsprojekt auf die Anforderungen des Stahlwasserbaus abgestimmt, geprüft und anschließend in die praktische Anwendung überführt. Die Einbindung der BAW sowie des Instituts für Antifouling und Biokorrosion verdeutlicht, dass dabei neben dem Korrosionsschutz auch mechanische Belastbarkeit, Umweltverträglichkeit und der Bewuchs durch Mikroorganismen berücksichtigt werden. Aus der gemeinsamen Entwicklungsarbeit ist damit ein System hervorgegangen, das inzwischen unter sehr unterschiedlichen Bedingungen zum Einsatz kommt. Gerade im Stahlwasserbau liegt darin ein wesentlicher Vorteil: Jede vermiedene Neubeschichtung könnte Arbeits- und Kostenaufwand sowie wartungsbedingte Ausfallzeiten reduzieren.

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Neue Schutzschicht für zwei Senkschütze Ein Jahr später kam das System am Wehr Eisenhammer bei Eckersmühlen an der Roth zum Einsatz. Die Anlage befindet sich rund 30 km südlich von Nürnberg und gehört zu einem historischen Hammerschmiede-Ensemble, das heute als Museum genutzt wird. Das Wehr erfüllt weiterhin eine wasserwirtschaftliche Aufgabe: Es ist Teil des Überleitungssystems Donau-Main und wurde 1991 errichtet, um zusätzliche Abflüsse von bis zu 9 m³/s sicher weiterzuführen. Im Zuge einer umfassenden Restaurierung erhielten die Schütztafeln, die Antriebstechnik und weitere Bauteile der Wehranlage einen neuen Korrosionsschutz. Das zuständige Wasserwirtschaftsamt Ansbach entschied sich dabei für ENVfunctional POWDER. Hier kommt das System unter den typischen Bedingungen des Stahlwasserbaus zum Einsatz: Die Beschichtung muss den dauerhaften Beanspruchungen an einer regulierenden Wehranlage standhalten, ohne die Funktion der beweglichen Bauteile zu beeinträchtigen.

se stand nicht der Kontakt mit Süßwasser, sondern die stark korrosive Meeresatmosphäre im Mittelpunkt. Im Herbst 2024 wurde dafür das Leuchtfeuer auf der Seebrücke im Ostseebad Wustrow restauriert, das zu diesem Zeitpunkt gut zehn Jahre in Betrieb war. Der rot-weiß gestreifte Rohrmast trägt ein fünfreihiges LED-Leuchtfeuer mit einer Feuerhöhe von 11 m und einer Tragweite von 13 Seemeilen. Nach dem Strahlen und Reinigen erhielt der Mast zunächst eine Grundierung und anschließend einen weißen Decklack. Für die roten Streifen war ein weiterer Beschichtungs- und Einbrennvorgang erforderlich. Diese zweifarbige Ausführung stellte besondere Anforderungen an die Prozessabfolge. Zugleich ließ sich der Korrosionsschutz mit einer präzisen Farbgebung verbinden – wichtig bei Bauteilen, deren Kennzeichnung Teil ihrer Funktion ist.

PULVERBESCHICHTUNG FÜR DEN STAHL- U. STAHLWASSERBAU • Hocheffiziente mechanische Beständigkeit • Intelligenter SmartCorr® Korrosionsschutz • Antifouling-Schutz gegen Mikroorganismen • Lösemittelfrei Einzel-, Serien- und Großteilpulverbeschichtungen bis 17,5 m x 1 m x 2 m / bis 13,6 m x 2,5 m x 4 m bis 4 t

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Für eine fach- und denkmalgerechte Instandsetzung am traditionsreichen Wasserkraftwerk Laufenburg schieden bei manchen Bauteilen moderne stahlwasserbauliche Verbindungstechniken aus. Man entschied sich, das inzwischen historische Verfahren des Warmnietens anzuwenden.

SANIERUNG LAUFENBURG – WENN EIN TRADITIONS-HANDWERK WIEDERBELEBT WIRD Die Wehranlage des Wasserkraftwerks Laufenburg wird seit 2024 in mehreren Bauabschnitten grundlegend instandgesetzt. Bis 2033 werden nacheinander alle vier Wehrfelder des über 100 Jahre alten Bauwerks saniert – ein technisch anspruchsvolles Großprojekt, das unter laufendem Kraftwerksbetrieb von der Betreiberin naturenergie hochrhein AG umgesetzt wird. Eine besondere Herausforderung stellte dabei die originalgetreue Instandsetzung genieteter Stahlbauteile der denkmalgeschützten Anlage dar. Um diese nach historischem Vorbild ausführen zu können, erlernten die Teams der Betreiberin naturenergie sowie des bekannten Stahlwasserbauunternehmens Wiegert & Bähr eigens das heute nahezu in Vergessenheit geratene Warmnietverfahren. In enger Zusammenarbeit mit der Schweißtechnischen Lehr- und Versuchsanstalt Mannheim sowie dem auf Stahlbau, Schweißen und Warmnieten spezialisierten Ingenieurbüro Stefan Materna wurden die Monteure in einer mehrtägigen theoretischen und praktischen Schulung für dessen fachgerechte Anwendung ausgebildet und qualifiziert.

it der Inbetriebnahme des Wasserkraftwerks Laufenburg im Jahr 1914 wurde ein Meilenstein der europäischen Wasserkraftgeschichte gesetzt. Als erstes großes Laufwasserkraftwerk, das quer über den Rhein errichtet wurde, galt die Anlage als technische Pionierleistung ihrer Zeit. Herzstück des Kraftwerks ist die rund 100 m breite Wehranlage mit vier Wehrfeldern, die den Rhein aufstaut und bis heute die Wasserführung für die Stromerzeugung regelt. Mehr als ein Jahrhundert nach ihrer Errichtung erfüllt die Anlage noch immer zuverlässig ihre wasserwirtschaftliche und energietechnische Aufgabe und steht zugleich als bedeutendes Zeugnis des frühen Stahlwasserbaus unter Denkmalschutz. Bewährte Substanz muss erhalten bleiben Um die Wehranlage für die kommenden Jahrzehnte zu erhalten, wird sie von der Betreiberin naturenergie seit 2024 in mehreren Bauabschnitten umfassend saniert. Dabei wird jeweils eines der vier Wehrfelder außer Betrieb genommen,

während die übrigen drei den Kraftwerksbetrieb aufrechterhalten. Neben der Instandsetzung der Wehrpfeiler und der Wehrsegmente werden unter anderem Rollwagen und Rollenlager überholt, Dichtsysteme erneuert, Korrosionsschutzmaßnahmen ausgeführt sowie die Brückenkonstruktion einschließlich ihrer Unterseite instandgesetzt. Ziel der Arbeiten ist es, die technische Funktionsfähigkeit des historischen Bauwerks und seiner Gewerke langfristig zu sichern und gleichzeitig seine denkmalgeschützte Substanz möglichst originalgetreu zu erhalten. Welcher Sanierungstechniken sich die Verantwortlichen dabei bedienen würden, bedurfte einiges an Überlegungen. Letztlich setzte man aus mehreren Gründen auf den Einsatz von Nietverbindungen, wie Projektleiter Tobias Vogt von naturenergie erläutert: „Die Bohrungen der zu verbindenden Bauteile sind nicht deckungsgleich und konnten somit nicht für eine mögliche Passschraubenverbindung vorbereitet werden. Beim Setzen der Niete staucht sich der Schaft, passt sich an die tatsächliche

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v.l.: Stahlbau Niet nach DIN 124 / Das benötigte Werkzeug für das Nietverfahren / Erhitzen des Niets im Ofen / Die ersten erfolgreich gesetzten Nieten / Zusammenarbeit von Setzer und Nieter. Das Team von Wiegert & Bähr erlernt das alte Handwerk des Warmnietens neu.

Perfekt genietet – vom Eiffelturm bis zur Sydney Harbour Bridge Dabei zählt das Nieten zu den ältesten Verbindungstechniken der Metallverarbeitung und wird bereits seit der Bronzezeit eingesetzt. Seine größte Verbreitung erfuhr das Verfahren jedoch während der Industrialisierung, als es sich insbesondere im Stahlbau als Standard etablierte. Zahlreiche Brücken, Hallenkonstruktionen, Schiffe und Maschinen wurden damals durch Millionen von Nieten dauerhaft miteinander verbunden. Zu den bekanntesten Beispielen genieteter Bauwerke zählen der Eiffelturm in Paris sowie die Harbour Bridge in Sydney. Mit der Entwicklung moderner Schweiß- und Schraubverbindungen verlor das Nieten im Laufe des 20. Jahrhunderts zunehmend an Bedeutung und wird heute nur noch in wenigen Spezialbereichen, etwa im Flugzeug- und Leichtbau, ange-

Umfassende Schulung von kompetenter Stelle „Zu Anfang stellten wir uns natürlich die Frage: Woher lässt sich das Know-how für ein Handwerk am besten beziehen, das als mehr oder weniger ausgestorben gilt? Fündig wurden wir beim Ingenieurbüro Stefan Materna, das unserem Team in Kooperation mit der Schweißtechnischen Lehr- und Versuchsanstalt (SLV) in Mannheim die Kenntnisse vermitteln konnte“, erzählt Markus Rest, Geschäftsführer von Wiegert & Bähr. Das erklärte Ziel der Schulung sei es gewesen, die Monteure von Wiegert & Bähr und jene von naturenergie sowohl theoretisch als auch praktisch auf die Durchführung des Warmnietverfahrens vorzubereiten. Im Vorfeld der Schulung wurden zunächst die erforderliche Ausrüstung und die nötigen Bauteile beschafft. Neben Halbrundniete nach DIN 124

wendet. Dadurch ist auch das handwerkliche Wissen über das traditionelle Warmnietverfahren selten geworden, obwohl es für die fachgerechte und denkmalgerechte Instandsetzung historischer Stahlkonstruktionen nach wie vor von großer Bedeutung ist. Um solche Anlagen originalgetreu und denkmalgerecht instand setzen zu können, hat sich nun das branchenbekannte Industrieunternehmen Wiegert & Bähr Turbinen- und Stahlwasserbau GmbH aus Renchen dazu entschlossen, das traditionelle Nietverfahren wieder zu erlernen. Der baden-württembergische Wasserkraftspezialist, der geprägt ist von über sechs Jahrzehnten Erfahrung im Bau von Turbinen und Stahlwasserbauteilen, wird die wiedererlernte Technik zukünftig bei der Überholung älterer Stahlwasserbauten einsetzen.

Links: Korrosionsschutzarbeiten am Unterschütz

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Bohrungsgeometrie an und schafft somit eine formschlüssige Verbindung trotz vorhandener Versätze im Bestand. Außerdem bleibt bei der Nietkonstruktion die gültige Statik aufrecht und muss nicht neu beurteilt werden. Was darüber hinaus für das Nietverfahren spricht: Die halbrunden Nietköpfe weisen eine hohe Robustheit gegenüber Erosionskorrosion auf – und durch das Anstauchen der Köpfe mit anschließendem Korrosionsschutz sind die Nietverbindungen dicht und zeigen im Inneren in der Regel keine Korrosionsschäden.“ In Summe stellte das Nieten somit unter technischen und wirtschaftlichen Gesichtspunkten die optimale Lösung für die Sanierung dar – unabhängig davon, dass die alte Verbindungstechnik im modernen Stahlbau seit Jahrzehnten nahezu keine Rolle mehr spielt.

SA N I E R U N G K R A F T WE R K L AU F E N B U RG • 4 Wehröffnungen • Gesamtbreite der Wehranlage: 103 m • Wehrfeldbreite: 17 m • Oberes Wehrsegment: 97 t • Unteres Wehrsegment: 217 t • maximale Abflusskapazität: 5.200 m³/s • Stauhöhe: 10 m

Rechts: Fertiggesteller Korrosionsschutz am Unterschütz

Zeitraum: • 2024–2027 Sanierung Wehrfeld 3 • 2027–2033 Wehrfelder 1, 2 und 4 folgen nacheinander

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Schweißaufsicht Bauüberwachung Tragwerksplanung / Festigkeitsberechnungen Bauwerksprüfung Ausbildung zum Warmnieten Stahlbau nach EN1090 bis EXC4 + DB Schienenfahrzeugbau nach EN 15085 Druckbehälterbau nach AD2000/EN 13445 Denkmalgeschützte Bauwerke

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Ingenieurbüro Dipl.-Ing. (FH) Stefan Materna EWE

Zur Maßaufnahme wurden die einzelnen Unterströmbleche der Bestandschütze des KW Laufenburg ausgelegt und exakt vermessen.

wurden Döpper zum Formen des Schließkopfes, ein Propangas-Schmiedeofen zum Erhitzen der Niete, ein Druckluft-Niethammer sowie weitere Hilfsmittel wie Nietzange und Gegenhalter angeschafft. Schritt für Schritt – zur optimalen Verbindung Die theoretische wie praktische Schulung der Teams von Wiegert & Bähr und naturenergie erstreckte sich über mehrere Tage. Zu Beginn wurden die Grundlagen des Warmnietens durch Herrn Materna vermittelt: Neben der Auswahl des geeigneten Bohrungsdurchmessers und der Berechnung der erforderlichen Nietlänge standen dabei insbesondere die richtige Erwärmung der Niete sowie der Ablauf des Verfahrens im Mittelpunkt. An den Folgetagen wurde das Erlernte in der Werkstatt praktisch umgesetzt. Zunächst wurden die einzelnen Arbeitsschritte an einem Probeträger geübt. Stefan

Praktische Schulung durch Stefan Materna im Werk von Wiegert & Bähr

Materna erklärt das Prozedere im Detail: „Nach dem passgenauen Ausrichten werden die Nietlöcher gebohrt, aufgerieben und entgratet. Das eigentliche Setzen eines Warmniets erfolgt im Zusammenspiel von drei Personen: Während der Heizer den Niet auf die erforderliche Temperatur bringt und für den Einbau vorbereitet, setzt der Setzer ihn in die Bohrung ein und fixiert ihn mit einem Gegenhalter. Anschließend formt der Nieter den Schließkopf mithilfe eines Druckluft-Niethammers. Beim anschließenden Abkühlen zieht sich der Niet zusammen und erzeugt die für die Verbindung erforderliche Klemmwirkung zwischen den Bauteilen.“ Den Abschluss der Schulung bildete die Herstellung mehrerer Musterstücke, die zur Prüfung an die SLV übergeben wurden. Insgesamt wurden sieben Prüfkörper gefertigt. Nach erfolgreichem Abschluss aller Prüfungen wurde die fachgerechte Ausführung des Warmnietverfahrens durch die Ausstellung eines entsprechenden Zertifikats bestätigt. Moderne und historische Methoden im Zusammenspiel Das im Rahmen der Schulung erworbene Fachwissen konnte anschließend unmittelbar bei der Reparatur eines rund 100 Jahre alten, ursprünglich genieteten Schützes im Wasserkraftwerk Laufenburg in die Praxis umgesetzt werden. Hierzu wurden zunächst die Unterströmbleche des Bestandsbauwerks ausgebaut und in das Werk von Wiegert & Bähr nach Renchen transportiert. Dort erfolgte eine detaillierte Vermessung aller Bauteile, da die vorhandenen historischen Konstruktionszeichnungen für eine originalgetreue Nachfertigung allein nicht ausreichten. Neben den geometrischen Abmessungen wurden deshalb auch sämtliche Nietbohrungen hinsichtlich Lage, Durchmesser und Lochabständen exakt erfasst. Auf Grundlage dieser Daten entstand ein vollständiges 3D-CAD-Modell, bei dessen Konstruktion die Anforderungen des späteren Warmnietverfahrens – von der Nietreihenfolge bis zu den Montageabläufen – bereits berücksichtigt wurden. Nach der Fertigung und dem Korrosionsschutz der neuen Bauteile im Werk erfolgte der Transport nach Laufenburg, wo das Montageteam von Wiegert & Bähr gemeinsam mit dem Fachpersonal von naturenergie die Vernietung vor Ort ausführte, was laut Tobias Vogt von naturenergie hervorragend

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funktionierte. „Das Nieten unter Baustellenbedingungen war sehr anspruchsvoll, da die Platzverhältnisse und Zugänglichkeiten sehr schwierig waren. Mein Dank geht hier vor allem an das gemeinsame Montageteam von Wiegert & Bähr und naturenergie, das hervorragend zusammengearbeitet und für jede Herausforderung eine praxisgerechte Lösung gefunden hat“, so Projektleiter Tobias Vogt. In enger Kooperation gelang es den beiden Partnern somit, eine historische Nietkonstruktion mithilfe moderner Planungs- und Fertigungsmethoden originalgetreu wiederauferstehen zu lassen. „Die Sanierung der Stauanlage Laufenburg ist ein komplexes Zusammenspiel zwischen Mensch und Technik, welches uns durch unvorhergesehene Schadensbilder immer wieder vor große Herausforderungen stellt, die es fachgerecht und wirtschaftlich zu lösen gilt. Mit der Sanierung erhalten wir nicht nur ein technisch und historisch bedeutendes Bauwerk, sondern investieren gezielt in dessen langfristige Funktionsund Betriebssicherheit. Die erfolgreiche Zusammenarbeit aller Beteiligten sorgt dafür, dass das Kraftwerk Laufenburg auch in Zukunft einen verlässlichen Beitrag zur erneuerbaren

Stromversorgung beiderseits des Rheins leisten kann“, resümiert Auftraggeber und Fachbereichsleiter Thomas Kohlbrenner von naturenergie und richtet dankende Worte an das Projektteam: „Herzlichen Dank an das gesamte Projektteam für die bisher unfallfreie und kompetente Arbeit.“ Alte Techniken für künftige Generationen erhalten Für Wiegert & Bähr markiert die erfolgreich abgeschlossene Qualifizierung des Warmnietverfahrens weit mehr als den Erwerb einer zusätzlichen handwerklichen Fertigkeit. Sie steht zugleich für die Bereitschaft, traditionelles Wissen zu bewahren und dort einzusetzen, wo moderne Verfahren an ihre Grenzen stoßen. Denn: Obwohl das Warmnieten heute nur noch von wenigen Spezialisten beherrscht wird, bleibt die Technik für die denkmalgerechte Instandsetzung historischer Stahlbauwerke von großer Bedeutung. Das Projekt macht damit auch deutlich, dass Fortschritt nicht zwangsläufig bedeuten muss, Bewährtes hinter sich zu lassen – manchmal liegt die Zukunft gerade darin, das Wissen vergangener Generationen lebendig zu halten.

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Bis zum Jahr 2033 werden Schritt für Schritt alle vier Wehrfelder des über 100 Jahre alten Querbauwerks saniert.

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Stahlwasserbausanierung am Oberwasserbecken des Pumpspeicherkraftwerks Happurg: Das Team der Firma MUHR demontiert einen von insgesamt fünf Einlaufrechen der Dimension von je 3.8 x 3.8 m für die folgende Sanierung. Diese Komponenten wiesen starke Spuren von Verkalkung auf.

STAHLWASSERBAU-SANIERUNG IN XXL: MUHR ERTÜCHTIGT PSKW HAPPURG Mit der Revitalisierung des Uniper-Pumpspeicherkraftwerks Happurg wird eines der bedeutendsten Pumpspeicherprojekte Deutschlands nach jahrelangem Stillstand wieder fit für die Energiezukunft gemacht. Neben der Sanierung des Oberbeckens und der Erneuerung der maschinentechnischen Ausrüstung spielen vor allem die Erneuerung und Sanierung des Stahlwasserbaus eine Schlüsselrolle. Der bayerische Spezialist MUHR übernimmt dabei die umfassende Rehabilitation zentraler wasserbaulicher Komponenten – von Einlaufrechen und Rollschützen, Kugelschieber über die Druckrohrleitungen bis hin zu Saugrohrverschlüssen – und leistet damit einen wesentlichen Beitrag für einen langfristig sicheren und wirtschaftlichen Betrieb der Anlage.

as Pumpspeicherkraftwerk Happurg östlich von Nürnberg zählt seit Jahrzehnten zu den bedeutendsten Anlagen dieser Art in Bayern. Bereits 1958 in Betrieb genommen, nutzt es eine Fallhöhe von 209 Metern zwischen Ober- und Unterbecken und weist mit seinen vier Maschinensätzen eine installierte Leistung von 160 MW auf. Rund 850 MWh elektrische Energie lassen sich in Form von hochgepumptem Wasser speichern – eine Kapazität, die dem Kraftwerk heute, im Zeitalter fluktuierender Wind- und Solarenergie, eine weitaus größere energiewirtschaftliche Bedeutung verleiht als noch zu seiner Errichtungszeit. Die Erfolgsgeschichte der Anlage fand allerdings im Jahr 2011 ein abruptes Ende. Nachdem im Bereich der Sohle des Oberbeckens Schäden festgestellt worden waren, wurde der Pumpspeicherbetrieb aus Sicherheitsgründen vorsorglich eingestellt. Es folgten umfangreiche geotechnische Untersuchungen, Machbarkeitsstudien und die Entwicklung verschiedener Sanierungskonzepte. Erst auf Basis eines technisch und wirtschaftlich tragfähigen Gesamtkonzepts fällte Betreiber Uniper im Sommer 2024 die Entscheidung, rund 250 Millionen Euro in die umfassende Revitalisierung der Anlage zu investie-

ren. Neben der Ertüchtigung des Oberbeckens umfasst das Projekt auch die grundlegende Modernisierung des Krafthauses und nahezu sämtlicher stahlwasserbaulicher Einrichtungen. Die Wiederinbetriebnahme ist für 2028 vorgesehen. Schlüsselrolle für den Stahlwasserbau Seit dem offiziellen Revitalisierungsbeschluss laufen die Arbeiten in Happurg auf Hochtouren. Den Schwerpunkt bildet die grundlegende Sanierung des Oberbeckens, dessen Untergrund stabilisiert und mit einer neuen Abdichtung versehen wird. Parallel dazu werden die maschinen- und elektrotechnischen Einrichtungen umfassend modernisiert, während zahlreiche Bauwerke und wasserführende Systeme an den aktuellen Stand der Technik angepasst werden. Das Projekt umfasst damit praktisch alle sicherheitsund betriebsrelevanten Bereiche der mehr als sechs Jahrzehnte alten Anlage und schafft die Voraussetzungen für einen langfristig zuverlässigen Betrieb. Eine Schlüsselrolle innerhalb dieses komplexen Sanierungsvorhabens kommt dem Stahlwasserbau zu. Von den Einlaufbauwerken über die Druckrohrleitungen bis hin zu den

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Unter anderem wurden neue Mannlöcher an der Leitung angebracht.

Absperr- und Verschlussorganen werden zahlreiche Komponenten grundlegend rehabilitiert oder erneuert. Einen Großteil dieser anspruchsvollen Arbeiten verantwortet der oberbayerische Stahlwasserbauspezialist MUHR aus Brannenburg, der seine Leistungen von der Bestandsaufnahme und Demontage über die werkseitige Instandsetzung bis zur Remontage und Inbetriebnahme erbringt.

liche Ertüchtigung der Leitungen. Dazu zählen die Inspektion und teilweise Erneuerung der Rollen und Rohrlagerungen ebenso wie der Austausch der Stopfbuchsen an den Dehnstücken. „Ergänzend wurden von uns umfangreiche Wanddickenmessungen vorgenommen und sämtliche Schweißnähte mittels zerstörungsfreier Prüfverfahren untersucht, erkannte Schadstellen fachgerecht instandgesetzt und zusätzliche Mannlöcher eingebracht, um den Zugang für künftige Inspektions- und Wartungsarbeiten deutlich zu erleichtern“, erläutert Bernhard Rosenberger General Manager Projekte und Prokurist bei MUHR, wesentliche Eckpunkte der Arbeiten an der Druckrohrleitung. Zusätzlich wurde der Korrosionsschutz der Druckrohrleitungen erneuert – ein Auftrag, der jedoch nicht von MUHR, sondern von einem Spezialunternehmen für Beschichtungen durchgeführt wurde. Diese Arbeiten mussten allerdings mit dem Baulos von MUHR koordiniert werden. Die Arbeiten an der doppelstrangigen Druckrohrleitung schaffen die Voraussetzung dafür, dass diese den hohen mechanischen Beanspruchungen auch in den kommenden Jahrzehnten zuverlässig standhalten kann.

Umfangreiche Ertüchtigung für den Kraftabstieg Ein großer Teil der stahlwasserbaulichen Sanierungsarbeiten betrifft die beiden rund 1,2 Kilometer langen Druckrohrleitungen mit einem Durchmesser von jeweils 3,5 Metern, die das Oberbecken mit dem Krafthaus verbinden. Im Rahmen der Revitalisierung werden die Stahlrohre einer umfassenden technischen Überprüfung unterzogen. Dabei konzentrieren sich die Arbeiten von MUHR auf die konstruktive und betrieb-

Anspruchsvoller Ausbau der Rollschütze am Einlaufbauwerk Oberbecken

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MUHR saniert die doppelstrangige Druckrohrleitung DN3500.

Rollschütze extrem schwer mobilisierbar Ein weiterer Schwerpunkt der stahlwasserbaulichen Sanierung liegt am Einlaufbauwerk des Oberbeckens. Dort werden sämtliche fünf Einlaufrechen sowie die vier großformatigen Rollschütze einschließlich ihrer Führungen und hydraulischen Antriebe grundlegend rehabilitiert. Während die Rechen im Werk gereinigt, vermessen und auf ihren baulichen Zustand untersucht werden, erfolgt an den Rollschützen eine umfassende Instandsetzung der Stahlkonstruktionen und Antriebskomponenten. Parallel dazu werden auch die einbetonierten Führungen überarbeitet und die Hydraulikzylinder sowie Aggregate auf den neuesten Stand gebracht. „Eine echte Herausforderung bei der Demontage war, dass die Rollschütze nach jahrelangem Stillstand in geschlossener Stellung festgefahren waren und nicht mehr bewegt werden konnten. Wir haben hier eine Lösung gefunden, diese wieder heben zu können“, erklärt Bernhard Rosenberger und meint ergänzend, dass die Verkalkung bei diesen Komponenten, aber auch bei den Rechen, und den ganzen Führungen relativ stark war, was die Sanierung zusätzlich erschwerte. Darüber hinaus wurden vom Team von MUHR auch die Hydraulikzylinder & Aggregate für die Rollschütze Oberbecken rehabilitiert. Diese Komponenten wur-

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Fertig sanierte Saugrohrverschlüsse im MUHR-Werk in Brannenburg.

Erfolgreiche Werkstests an den rehabilitierten Kugelschiebern.

den bereits in vollem Umfang rehabilitiert und warten aktuell im MUHR-Werk in Brannenburg auf die Wiedermontage. Im Zuge dieser Arbeiten entstanden auch neue Fertigungszeichnungen und statische Berechnungen, da die ursprüngliche Dokumentation den heutigen Anforderungen nicht mehr genügte.

lel dazu wird auch die zugehörige hydraulische Absperrölversorgung modernisiert, um künftig eine ebenso zuverlässige wie präzise Betätigung der Armaturen sicherzustellen.

Industrietaucher am Unterbecken im Einsatz Einen weiteren Baustein der Revitalisierung bilden die Arbeiten im Bereich des Unterbeckens und des Krafthauses. Um die Demontage und spätere Montage der großformatigen Stahlwasserbaukomponenten überhaupt durchführen zu können, lieferte MUHR einen neuen Portalkran mit einer Hubkraft von 30 Tonnen, der bereits bei den Arbeiten an Rechen, Rollschützen und Saugrohrverschlüssen erfolgreich zum Einsatz kommt. Ergänzend musste im Bereich der Saugrohrverschlüsse zunächst eine umfangreiche Schlammabsaugung durchgeführt werden, da sich über die Jahre eine bis zu 80 Zentimeter mächtige Sedimentschicht abgelagert hatte und die Montage der Führungsrahmen andernfalls nicht möglich gewesen wäre. Besondere Aufmerksamkeit galt darüber hinaus den Saugrohrverschlüssen der vier Maschinensätze. Diese großformatigen Verschlüsse dienen dazu, die Saugrohre bei Wartungs- und Revisionsarbeiten zuverlässig vom Unterbecken abzutrennen und trockene Arbeitsbedingungen im Maschinenbereich zu schaffen. Im Zuge der Revitalisierung werden die Verschlüsse erneuert, wobei die Montage der Führungsrahmen unter Wasser durch Taucher erfolgt – eine technisch anspruchsvolle Aufgabe, die höchste Präzision bei Verdübelung und Verguss erfordert. Die ersten Komponenten wurden bereits erfolgreich installiert und auf ihre Dichtheit geprüft. Sanierte Absperrorgane harren der Wiedermontage Einen weiteren wesentlichen Leistungsbereich bildet die Rehabilitation der Hauptabsperrorgane. Diese umfasst insgesamt vier Kugelventile DN 1600 für die Francis-Turbinen sowie je zwei Kugel- und Ringventile DN 1700 für die Speicherpumpen. Die Armaturen wurden vollständig demontiert, im Werk zerlegt, überprüft und umfassend instandgesetzt. Neben der Überarbeitung der Gehäuse und beweglichen Bauteile erfolgten die Erneuerung sämtlicher Dichtungen sowie der Sensorik und Instrumentierung. „Nach der erfolgreich absolvierten Werks- und Druckprüfungen stehen die rehabilitierten Verschlussorgane für ihre spätere Wiedermontage im Kraftwerk bei uns im Werk bereit“, so Bernhard Rosenberger. Paral-

Elementare Bedeutung des Stahlwasserbau-Equipments Mit dieser beeindruckenden Liste an Einzelmaßnahmen zeigt sich, welche Bedeutung dem Stahlwasserbau bei der Revitalisierung eines Pumpspeicherkraftwerks zukommt. Von den Druckrohrleitungen über Einlaufrechen und Rollschütze bis hin zu Saugrohrverschlüssen und Hauptabsperrorganen verantwortet MUHR die Instandsetzung zahlreicher sicherheitsund betriebsrelevanter Komponenten, die maßgeblich über die Verfügbarkeit und Betriebssicherheit der Anlage ent-

STA H LWAS S E R BAU – BAU LO S M U H R Reha-Maßnahmen:

• Rechenfelder Oberbecken: 5 Stück • Rechenführungen Oberbecken: 2 Stück • Rollschütze Oberbecken inkl. Führungen und Hydraulik: 4 Stück • Druckrohrleitung: 2 Stück - Länge je ca. 1,2 km, DN 3500 mm - Überprüfung/ Erneuerung der Lagerung - Tausch der Stopfbuchsen - Schweißnahtprüfung - Reparatur der Schweißnähte • Ringschieber DN 1700 PN 25: 2 Stück • Kugelschieber DN 1700 PN 25: 2 Stück • Kugelschieber DN 1600 PN 25: 4 Stück • Hydraulik für Kugel- und Ringschieber • Rollschütze Unterbecken für Turbine: 4 Stück • Rollschütze Unterbecken für Pumpe: 4 Stück • Hydraulik Rollschütze Unterbecken • Rechen Unterbecken • Schlammabsaugung am Unterbecken Neulieferung • Portalkran • Saugrohrverschlüsse (Montage Führungsrahmen mit Tauchern)

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Für die Demontage- bzw. Montagearbeiten wurde von MUHR ein neuer Portalkran mit einer Hubkraft von 30 Tonnen geliefert. Als Zusatzauftrag wurde MUHR mit der Schlammabsaugung im Unterbecken betraut. Hier hatte sich eine 80 cm hohe Sedimentschicht abelagert.

im Zuge der Energiewende weiter wachsen dürfte. Die umfangreichen Stahlwasserbauarbeiten leisten dazu einen wesentlichen Beitrag – oftmals im Verborgenen, für die Funktionsfähigkeit und Langlebigkeit der Gesamtanlage jedoch von elementarer Bedeutung. Sie verdeutlichen unter anderem, dass moderne Pumpspeicherkraftwerke nur dann ihr volles Potenzial entfalten können, wenn auch die wasserbaulichen Kernkomponenten höchsten technischen und qualitativen Ansprüchen genügen.

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scheiden. „Dabei geht es längst nicht nur um die Erneuerung einzelner Bauteile, sondern um die nachhaltige Ertüchtigung einer wasserbaulichen Infrastruktur, die auch den Anforderungen der kommenden Jahrzehnte gerecht werden muss“, bringt es Uniper Fachprojektleiter Sabahudin Zornic auf den Punkt. Mit der geplanten Wiederinbetriebnahme des Pumpspeicherkraftwerks Happurg bringt Uniper dem Freistaat einen leistungsfähigen Energiespeicher zurück, dessen Bedeutung

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