Feierliche Eröffnung für Pumpspeicherkraftwerk Limberg III zek.at
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– DIE TECHNISCH UND ÖKOLOGISCH DIE STANDARDS SETZEN
WMag. Roland Gruber Herausgeber | rg@zek.at
asserkraft-Insider wissen, wovon ich spreche, wenn man im Herbst nicht mehr weiß, auf welche Tagung man zuerst gehen sollte. Aber das ist nicht neu. Der Herbst ist eben Hochsaison für Messen und Tagungen. Und das ist auch ganz gut so. Egal ob es große internationale oder hochkarätige lokale Veranstaltungen dieser Art sind – in der Regel zeigen sie eines klar: Die Industrie, die Forschung, die Branche insgesamt – sie sind hochaktiv. Da überrascht es mitunter auch langjährige Branchenkenner, dass immer wieder neue technologische Lösungen auftauchen. Nicht zuletzt angetrieben durch einen starken internationalen Wettbewerb und ökologische Zwänge, aber vor allem durch neue Möglichkeiten, eröffnet durch den Einsatz Künstlicher Intelligenz in der Technik. Aber der Herbst ist zugleich auch die Jahreszeit, in der traditionell viele Kraftwerke hochoffiziell eröffnet werden. Jene, die im Laufe des Frühjahrs nach und nach in Betrieb gesetzt und über den Sommer im Probebetrieb auf Herz und Nieren getestet werden. Das schlägt sich auch in dieser Herbst-Ausgabe der zek HYDRO nieder, in der wir uns ausgiebig einigen neuen Anlagen widmen – wie etwa dem Kraftwerk Arriach, das nach vollständiger Zerstörung wiedererrichtet wurde, dem Pumpspeicherkraftwerk Limberg III, der neuesten „Grünen Batterie“ in den Salzburger Bergen, dem Salzach-Kraftwerk Stegenwald, oder der Kraftwerkskaskade Schlandraun in Südtirol, die aufzeigt, wie heute moderne landwirtschaftliche Wassernutzung, mit Trinkwasser- und Wasserkraftnutzung auf einen Nenner gebracht werden kann. Was dabei auffällt: Alle diese Anlagen zeigen, dass theoretische Erkenntnisse tatsächlich schnell und erfolgreich in die Praxis umgesetzt werden. Nehmen wir das Beispiel des Kraftwerks Stegenwald, wo mit der überströmbar ausgeführten Maschinenhalle und der Mehrfachnutzung der Turbinenfelder zur Hochwasserabfuhr ein völlig neues Anlagenkonzept zur Umsetzung kam. Oder Limberg III, wo man erstmalig in den Alpen die neuartige DFIM-Technologie einsetzt – also drehzahlvariable Asynchron-Motorgeneratoren, die eine bedarfsgerechte Steuerung von Wirk- und Blindleistung und damit zugleich höchste Flexibilität bei der Netzregelung ermöglichen. Und bei aller technologischen Exzellenz sollte man eines nicht vergessen: Den Betreibern gelingt es immer besser, technische Erfordernisse mit ökologischer Rücksichtnahme zu vereinen. Galt der Kraftwerksbau in den Bergen früher als Grenzgang, bei dem ein notwendiger Eingriff auch seine Spuren hinterließ, so ändert sich das dieser Tage zusehends. Was bislang unter dem Namen „Begleitmaßnahme“ betrachtet wurde, ist heute integraler Bestandteil des Projekts. Rekultivierung, Biodiversität, Durchgängigkeit: Das sind nicht mehr Bedingungen, die erfüllt werden müssen, sondern Qualitäten, die Wert schaffen. Limberg III etwa zeigt, dass selbst in der extremen Topografie des Hochgebirges eine ökologische Handschrift möglich ist – präzise, wissenschaftlich fundiert und landschaftlich sensibel. Stegenwald wiederum beweist, dass sich Effizienz, Kompaktheit und Naturnähe nicht ausschließen, sondern einander verstärken können. Die Betreiber haben längst erkannt: Nur eine technische Umsetzung mit der Natur bietet die Chance, dass die Wasserkraft weiterhin ihre tragende Rolle in der Energietransformation wahrnehmen kann.
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.
Mag. Roland Gruber
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PROJEKTE
30 Teilerneuerung von Repower-Kraftwerk erfolgreich abgeschlossen Kraftwerk Klosters
11
PROJEKTE
18 VERBUND erreicht nächsten Meilenstein in der Energietransition Pumpspeicherkraftwerk Limberg III
VERANSTALTUNG
28 Mit neuen Strategien in die Zukunft – Branchenmeeting in Landquart Anwenderforum Kleinwasserkraft
61 Eröffnung von Salzach-Kraftwerk: Strom für 20.000 Haushalte Kraftwerk Stegenwald
TECHNIK
66 Troyer präsentiert das neue Pelton-System „Erlach“ Turbinentechnik
BRANCHE
68 Erhard Muhr GmbH übernimmt Hydro-Know-how der Künz GmbH Übernahme
ÖKOLOGIE
69 illwerke vkw zeigt mit Sediment Solution neue Wege auf Sedimentmanagement
TECHNIK
74 Neues Messsystem setzt bei Pegelmessung neue Standards Messtechnik
TECHNIK
76 Innovative Software-Plattform zur Optimierung beim Engineering Digitale Prozessoptimierung
VERANSTALTUNG
79 Energiezukunft im Alpenraum –Premiere von IREB begeisterte Fachkonferenz IREB Tirol
SCHWERPUNKT
80 EABG und was die Wasserkraft wirklich bräuchte Lindner-Stimmler
82 Risiko- und Versicherungsmanagement für Wasserkraftwerke Südass
84 Alter Wein in neuen Schläuchen –oder ein echter Kulturwandel? Geisseler Law
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Wien Energie
Die historische Maschinenhalle im KW Arnstein war ebenso wie die vollständig im Originalzustand erhaltene Warte mit ihren in belgischem Muschelkalk gefassten Instrumenten beim TdoT zu besichtigen.
WIEN ENERGIE ERRICHTET KRAFTWERK OPPENBERG
Die Kleinwasserkraftanlage entsteht südlich der steirischen Ortschaft Oppenberg (Gemeinde Rottenmann) an der Gulling, einem Nebenarm der Enns. Sie wird jährlich rund 3.700 GWh Ökostrom liefern – genug, um mehr als 1.000 Haushalte aus der Region zu versorgen. „.Mit dem Bau des neuen Kleinwasserkraftwerks Oppenberg nutzen wir vorhandene Ressourcen sinnvoll und fördern die regionale Ökostromerzeugung“, sagte Michael Strebl, Vorsitzender der Geschäftsführung von Wien Energie, anlässlich des Spatenstichs. Wien Energie legt bei der gesamten Konstruktion großen Wert auf den Schutz von Natur und Tierwelt: Damit Fische und andere Kleinlebewesen ungehindert wandern können, wird eine eigene Fischwanderhilfe errichtet. 2027 will Wien Energie das Kleinwasserkraftwerk in Betrieb nehmen. Schon heute betreibt Wien Energie 13 Wasserkraftwerke in der Steiermark. Das neue Kleinwasserkraftwerk Oppenberg entsteht flussaufwärts des Kraftwerks Gulling, das seit Herbst 2019 am gleichnamigen Fluss grüne Energie für die Region erzeugt. In den letzten zehn Jahren hat Wien Energie über 170 Millionen Euro in Erneuerbare-Projekte in der Steiermark investiert.
VERBUND FEIERT JAHRHUNDERTKRAFTWERK ARNSTEIN
100 Jahre Kraftwerk Arnstein: Das weststeirische Speicherkraftwerk zählt zu den energiewirtschaftlichen Pionierbauten der Ersten Republik und war vor hundert Jahren einer der bedeutendsten Bausteine für die Elektrifizierung in Österreich. Heute ist das Speicherkraftwerk Herzstück der Teigitsch-Gruppe, der größten „grünen Batterie“ in der Steiermark. Am 4. Oktober 2025 präsentierte VERBUND das denkmalgeschützte Kraftwerk mit der im Originalzustand erhaltenen Warte bei einem „Tag der offenen Tür“. Heute, hundert Jahre nach der Inbetriebnahmen, wird im Kraftwerk Arnstein nachhaltiger Strom aus steirischer Wasserkraft erzeugt: „Das Speicherkraftwerk Arnstein zählt zu den energiewirtschaftlichen Pionierbauten in Österreich und veranschaulicht nach hundert Betriebsjahren nicht nur die beeindruckende Geschichte, sondern auch die Zukunft der heimischen Wasserkraft. Denn Wasserkraftwerke und insbesondere Speicherkraftwerke wie hier in Arnstein werden in den nächsten Jahrzehnten eine wesentliche Säule der klimaneutralen Energieversorgung Österreichs bilden“, sagte Michael Strugl, Vorstandsvorsitzender von VERBUND, anlässlich der Jubiläumsfeier im Krafthaus Arnstein.
Fachmesse für die Energie der Zukunft. kunft.
Karl Gruber GF Wien Energie, Nicola Kofler von Wien Energie, Michael Strebl, Vorsitzender der Wien Energie-Geschäftsführung, Günter Gangl, Bgm. Rottenmann beim feierlichen Spatenstich in Rottenmann.
Die jährliche Sedimentfracht beträgt beim Speicher Tassenbach rund 10.000 bis 15.000 m3 - TIWAG testet im Rahmen eines zweijährigen Pilotprojekts eine umweltfreundliche und nachhaltige Bewirtschaftung.
TIWAG STARTET FORSCHUNGSPROJEKT BEI SPEICHER
Sedimente, die sich in Speicherseen ablagern, verringern die Speichermenge und wirken sich auf den Wasserhaushalt aus.
TIWAG realisiert ein vorerst zweijähriges Pilotprojekt, bei dem mittels Saugbagger Sedimente naturnah sowie nachhaltig entfernt und der Drau zurückgegeben werden. Wie kann ein Kraftwerksspeicher bewirtschaftet werden, ohne das ökologische Gleichgewicht vor Ort zu beeinträchtigen? Diese Frage soll jetzt ein von der TIWAG initiiertes Forschungsprojekt in Osttirol lösen. Der Tagesspeicher in Tassenbach versorgt das Kraftwerk in Amlach über einen 21,8 km langen Druckstollen mit Wasser zur Stromproduktion, er ist seit seiner Inbetriebnahme aber auch zum Lebensraum für verschiedenste Wassertiere und Vögel und damit ein beliebtes Naherholungsgebiet geworden. „Diesen Mehrwert gilt es auch in Zukunft zu erhalten“, steht für TIWAG-Kraftwerksleiter Manuel Fuetsch fest. TIWAG geht hier neue Wege und möchte im Rahmen des Pilotprojekts eine umweltverträglichere Methodik finden.
Gemeinsam starten Markus Hintermann als Bauherrenberater, GF PEM Enrico Tschenett, Gem.präs. Gabriella Binckert, Komm.präs. Arno Lamprecht und Gemeinderat Armon Pitsch (v.l.) die Demontagearbeiten.
ERNEUERUNG DER WASSERKRAFTWERKE IM VAL MÜSTAIR
Am 29. August erfolgte der Startschuss zur Erneuerung der beiden Wasserkraftwerke Muranzina und Chasseras im bündnerischen Val Müstair mit dem Beginn der Demontagearbeiten in der Zentrale Muranzina. Die Provedimaint Electric Val Müstair (PEM) beabsichtigt, bis Mitte 2028 beide aus den 90er-Jahren stammende Kraftwerke zu erneuern und um je eine zusätzliche Maschinengruppe zu erweitern. Damit kann die Versorgungssicherheit und Inselbetriebsfähigkeit verbessert werden. Bis Ende 2026 sollen die Arbeiten am KW Muranzina abgeschlossen sein. Nebst der Erweiterung der elektromechanischen Ausrüstung und Ersatz der kompletten Anlagensteuerungen sowie der Schaltanlagen und Trafos werden auch die Wasserfassungen und Zuleitungen aus den 1950ern erneuert. Die Arbeiten am Kraftwerk Chasseras starten 2027. Durch die Installation einer zweiten Maschinengruppe kann hier zusätzlich die Produktion um 20% gesteigert werden. Die jährliche Stromproduktion beider Anlagen beträgt 20 GWh.
IMPRESSUM: Herausgeber: Mag. Roland Gruber | Verlag: Mag. Roland Gruber e.U. zek-Verlag · Brunnenstraße 1 · 5450 Werfen · office@zek.at · T. +43 664 115 05 70 · www.zek.at | Chefredaktion: Mag. Roland Grube · rg@zek.at · +43 664 115 05 70 | Redaktio: Mag. Andreas Pointinger · ap@zek.at · T. +43 664 22 82 323 | Anzeigenleitung & PR-Beratung: Mario Kogler, BA · mk@zek.at · T. +43 664 240 67 74 | Druck: Druckerei Roser · A-5300 Hallwang | Verlagspostamt 5450 Werfen · P.b.b. „03Z035382 M“ · Grundlegende Richtlinien | zek HYDRO ist eine parteiunabhängige Fachzeitschrift für kleine bis mittlere Wasserkraft im alpinen Bereich. | Abopreis Österreich: € 78,00 · Ausland: € 89,00 · inklusive Mehrwertsteuer | zek HYDRO erscheint 6x im Jahr Auflage: 8.000 Stück · ISSN: 2791-4089 · 23. Jahrgang.
Produziert nach den Richtlinien des Österreichischen Umweltzeichens, Druckerei Roser GmbH, UW-Nr. 1037
Das Kraftwerk Valpelline im Aostatal wird von einem der größten Stauseen Europas gespeist. Die Anlage wird nun umfassend modernisiert.
ANDRITZ MODERNISIERT KRAFTWERK VALPELLINE
Der internationale Technologiekonzern ANDRITZ erhielt von der Compagnia Valdostana delle Acque (CVA) den Auftrag zur Modernisierung des Wasserkraftwerks Valpelline, einem wichtigen Lieferanten von grünem Strom im Aostatal. Das 1958 in Betrieb genommene Kraftwerk Valpelline verfügt über eine installierte Leistung von rd. 130 MW mit zwei Maschinensätzen und einer Fallhöhe von mehr als 900 m. Damit zählt es in Europa zu den Kraftwerken mit den größten Fallhöhen. Zum schlüsselfertigen Lieferumfang gehören zwei neue 87-MVA-Synchrongeneratoren, vier Peltonturbinenlaufräder, Kugelschieber, Druckrohrleitungskomponenten sowie ein komplettes Upgrade des Kühlsystems und der elektrischen Ausrüstung. Die Generatoren erfüllen alle Anforderungen des neuen europäischen Grid-Codes. Durch die Modernisierung wird die installierte Leistung des Kraftwerks Valpelline um 15 % erhöht und sein Beitrag zur Versorgung Italiens mit erneuerbarer Energie für Jahrzehnte gesichert.
EFG FREUT SICH ÜBER VERLEIHUNG VON LANDESWAPPEN
Im Vorjahr feierte die EFG Turbinen- und Kraftwerksanlagenbau ihr 40jähriges Firmenjubiläum am Standort in Feldkirchen. Kürzlich überbrachten Kärntens Landeshauptmann Peter Kaiser und LR Sebastian Schuschnig der Familie Goldberger offiziell das Wappen des Landes Kärnten, das das Unternehmen ab sofort sichtbar führen wird. „Unternehmen wie diese sind die tragenden Säulen der heimischen Wirtschaft, der Innovationsleistung im Land und des Wohlstandes“, sagte LH Peter Kaiser. „Die Verleihung des Wappens ist der sichtbare Stolz und die Anerkennung seitens des Landes.“ Und Wirtschaftslandesrat Sebastian Schuschnig ergänzte: „EFG setzt seit über vier Jahrzehnten auf seinem Gebiet Maßstäbe. Seit der Gründung 1984 steht der Betrieb für technische Innovation, höchste Qualität, Beständigkeit und regionale Verantwortung. Das sieht man auch daran, dass die Leitung nach Jahrzehnten weiterhin in Familienhand ist.“
EFG Turbinenbau wurde von Otto Hoffmann, Günther Eder und Adolf Rausch vor über 40 Jahren gegründet, hat heute über 50 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter und wird von GF Werner Goldberger und seinem Sohn Prokurist Martin geführt. Technischer Leiter ist Gero Pretis. Die Feldkirchner Firma ist weltweit tätig, liefert Turbinen für Wasserkraftanlagen – gepaart mit Beratung, Konzeption, Montage und Wartung und Ersatzlaufräder für private Stromerzeuger oder Gemeinden.
In der EFG-Werkshalle in Feldkirchen wurde das freudige Ereignis gebührend gefeiert.
Prok. DI Martin Goldberger, Josef Pogatschnig, LH Peter Kaiser und GF Ing. Werner Goldberger (v.l.) bei der Verleihung des Landeswappens.
Innovative Füllstand- und Druckmesstechnik live in Halle 7A, Stand 102
MESSTECHNIKSPEZIALIST
VEGA BEI SPS 2025 VERTRETEN
Als führender Anbieter von Füllstand- und Druckmesstechnik für die Prozessautomation zeigt VEGA vom 25. – 27. November 2025 auf der internationalen Fachmesse für Automation „SPS“ (Smart Product Solution) 2025 in Nürnberg, wie zuverlässige Messwerte mit digitalen Lösungen zusammenwachsen. In Halle 7A, Stand 102 präsentiert das Unternehmen Innovationen, die Prozesse effizienter, transparenter und zukunftssicher machen. Am Messestand können sich Besucher davon überzeugen, wie verlässliche Messtechnik auf Digitalisierung trifft. Zu den weiteren präsentierten Highlights des Messtechnikspezialisten zählen die digitalen Services myVEGA & VEGA Tools, der digitale Zwilling VEGA Digital Twin sowie IIoT (Industrial Internet of Things)-Lösungen für mehr Effizienz.
Rund 80 Prozent des Bahnstroms erzeugt die SBB mit acht eigenen Wasserkraftwerken sowie mit fünf Gemeinschaftskraftwerken.
Die Schweizerischen Bundesbahnen (SBB) feierten im Spätsommer das 100-jährige Jubiläum der Inbetriebnahme der Barberine-Talsperre. Auch ein Jahrhundert nach der Einweihung spielt das Bauwerk eine große Rolle bei der Lieferung von nachhaltigem Bahnstrom. Als das Pionierbauwerk vor 100 Jahren vollendet wurde, markierte dies einen historischen Wendepunkt für die SBB, das Trient-Tal, das Wallis und die gesamte Schweiz, wie die SBB mitteilte. Am 28. August feierte die SBB dieses Ereignis zusammen mit dem Kanton Wallis, den involvierten Gemeinden und dem Bundesamt für Verkehr. Dabei sollte auch aufgezeigt werden, welche große Bedeutung solche Wasserkraftanlagen für die nachhaltige Energieversorgung des SBB-Stromnetzes besitzen.
VOITH MODERNISIERT NEUSEELÄNDISCHES KRAFTWERK
Voith Hydro hat im Spätsommer die zweite Turbineneinheit im neuseeländischen Wasserkraftwerk Roxburgh erfolgreich in Betrieb genommen und damit die Modernisierung der Anlage aus den 1950er Jahren fortgesetzt. Das zum Versorger Contact Energy gehörende Kraftwerk verfügt über acht 40 MW-Maschinensätze, von denen vier schrittweise ersetzt werden. Die im Sommer in Betrieb genommene Einheit wurde nach umfangreichen Tests und einem zehntägigen Dauereinsatz Mitte August 2025 an den Kunden zur kommerziellen Nutzung übergeben. Dank der Erfahrungen aus der ersten Turbinenmodernisierung, die im Dezember 2024 abgeschlossen wurde, konnte Voith – mit Unterstützung seiner neuseeländischen Subunternehmer – die Implementierungszeit vor Ort um mehr als einen Monat verkürzen.
Mit der Pegelerhöhung steigt die Erzeugungskapazität um ca. 3 GWh.
PEGELERHÖHUNG BEIM DONAU-KW BERTOLDSHEIM
Im Einklang mit der bayerischen Staatsregierung können seit Ende September am Donaukraftwerk Bertoldsheim verbliebene Potenziale der Wasserkraft in Bayern gehoben werden, berichtete die Betreibergesellschaft Uniper Kraftwerke GmbH: Nach einem über zehn Jahre dauernden Projekt inklusive eines rund dreijährigen formalen Genehmigungsverfahrens kann der Wasserspiegel im Stauraum probeweise geringfügig angehoben werden, um den zusätzlich erzeugten Strom ins Netz der Deutschen Bahn einzuspeisen. Das Kraftwerk und die dazugehörenden Stauräume und Deiche sind bereits heute für die höheren Wasserstände geeignet. So werden die höheren Wasserspiegel bereits seit Jahrzehnten regelmäßig im Fall erhöhter Wasserführung der Donau angefahren und sind über die bestehenden Bescheide abgedeckt.
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Die neue Voith-Turbine ersetzt die alte Maschine (li.) aus den 1950ern.
BKW-Kraftwerk
AARE-KRAFTWERK MÜHLEBERG WIRD ERNEUERT
Seit über 100 Jahren produziert das Wasserkraftwerk Mühleberg im Berner Mittelland Strom aus dem hydroenergetischen Potential der Aare. Rund 35.000 Haushalte aus der Region Bern kann das BKW-Kraftwerk zuverlässig mit sauberer Energie versorgen. Ab 2028 soll das Kraftwerk fit gemacht werden für die Zukunft, vermeldete die BKW Anfang September. In Summe werden die Betreiber rund 120 Millionen Franken in die Gesamterneuerung der Anlage investieren. Diese umfasst den Ersatz der gesamten elektromechanischen Ausrüstung – von Turbinen und Generatoren über Hilfsbetriebe bis zu Steuerung und Automatisierung – sowie die denkmalkonforme Sanierung der Maschinenhalle und Gebäudehülle. Die bisher sechs Francis-Turbinen und eine Kaplan-Turbine werden zukünftig durch vier moderne, baugleiche Kaplan-Turbinen ersetzt.
Unterwasseransicht des Ennskraftwerks Weyer
FISCHAUFSTIEG BEIM KRAFTWERK WEYER IM BAU
Die Ennskraftwerke AG, die sich jeweils zu 50 Prozent im Eigentum von VERBUND und der Energie AG Oberösterreich befindet, ist aktuell beim oberösterreichischen Kraftwerk Weyer an der Enns mit der Errichtung einer Fischaufstiegsanlage beschäftigt. Ausgeführt wird die technische Organismenwanderhilfe auf der orographisch linken Gewässerseite. Realisiert wird der Fischaufstieg mit dem System enature® Fishpass, der beim Ennskraftwerk aus insgesamt 118 Pools/Slots, davon 10 Ruhepools, bestehen wird. Der Einstieg für die Gewässerbewohner erfolgt am unteren Ende der Kraftwerksbucht, wo eine signifikante Lockströmung besteht. Der oberwasserseitige Ausstieg erfolgt direkt in den Stauraum der Enns. Die Inbetriebnahme der Aufstiegsanlage, die für die Leitfischart Huchen mit 100 cm Länge ausgelegt wird, ist für August 2026 geplant.
ERSTER TRAFO FÜR PSKW KÜHTAI 2 IST ANGEKOMMEN
Beim Kraftwerksprojekt Kühtai 2 des Tiroler Energieversorgers TIWAG wurde im September ein weiterer Meilenstein geschafft: Nach einem aufwendigen Transport erreichte der erste von zwei Maschinentrafos des neuen Pumpspeicherkraftwerks seinen Bestimmungsort in der unterirdischen Kaverne. Der 140 t schwere Trafo wurde umweltschonend per Bahn und anschließend mit einem 55 m langen Spezial-Schwertransport zu seinem Bestimmungsort gebracht. Der Transport der Maschine mit den imposanten Maßen von 7,8 m Länge, 3,12 m Breite und 4,37 m Höhe war ein logistisches Großprojekt, das mehrere Tage in Anspruch nahm. Die letzten Kilometer auf der engen Straße ins Kühtai stellten eine besondere Herausforderung dar, die nur durch eine sorgfältige Planung und die hervorragende Arbeit aller Beteiligten gemeistert werden konnte.
Turbinenbau
Stahlwasserbau
Automation
Das
Mühleberg wird ab 2028 grundlegend erneuert. Transport des ersten Maschinentrafos für das neue PSKW Kühtai 2
Die Beteiligten der Anti-Terror-Übung vor dem Kraftwerk Kardaun.
ANTI-TERROR-ÜBUNG IM KW KARDAUN
Im Bozener Wasserkraftwerk von Alperia in Kardaun hat Mitte September eine Einsatzübung mit einer simulierten Terrorsituation stattgefunden, bei der ein Großteil des 7. Carabinieri Regiments „Trentino-Südtirol“ zum Einsatz kam. Das Szenario der Übung bestand darin, dass es eine Gruppe von Terroristen geschafft hatte, die baulichen und technischen Schutzmaßnahmen einer Industrieanlage zu überwinden und sich darin zu verschanzen, nachdem sie einige Mitarbeiter als Geiseln genommen hatten. Daraufhin wurde das Provinzkommando der Carabinieri alarmiert, das den Bereich mit den verfügbaren territorialen Einheiten absperrte. Im Rahmen der Übung konnten die Terroristen festgenommen und die Anlage unversehrt gesichert werden. Der Generaldirektor von Alperia, Luis Amort, erklärte: „Das Thema Sicherheit und insbesondere die Überwachung unserer kritischen Infrastrukturen ist von strategischer Bedeutung für das Territorium und für unsere Gruppe. Unsere enge und konstruktive Zusammenarbeit mit den Carabinieri wird durch die jüngste Übung eindrucksvoll unterstrichen.“
BAU VON PSKW EBENSEE SCHREITET VORAN
Fachtagung
Wasserkraft 2025
Donnerstag, 6. November 2025 Hotel Arte, Olten (Schweiz) www.hydrosuisse.ch
Das neue Pumpspeicherkraftwerk Ebensee ist ein zentraler Bestandteil der strategischen Ausrichtung der Energie AG Oberösterreich und wird künftig als grüne Batterie Oberösterreichs einen wichtigen Beitrag für die erneuerbare Energiezukunft leisten. Gemeinsam mit den ausführenden Unternehmen hat die Energie AG in den vergangenen Monaten intensiv am Ausbruch der unterirdischen Kraftwerkskaverne gearbeitet. Mit einer Länge von ca. 53 Meter, einer Breite von ca. 26 Meter sowie einer Höhe von ca. 41 Meter wird die Kaverne in etwa so groß wie die Kirche in Ebensee sein. Im Juni 2025 konnte der 1.200 Meter lange Energieableitungsstollen von der Kaverne zum künftigen 110 kV-Schaltwerk in der Kohlstatt fertiggestellt werden. Parallel dazu finden viele Arbeiten im Berg statt, wesentlich sind neben der Kraftwerkskaverne auch die Arbeiten an der unterirdischen Wasserführung. „Wir setzen dabei unterschiedliche Bauweisen ein: Während der Druckstollen mit einer Betoninnenschale ausgekleidet wird, erhält der stark geneigte Druckschacht eine Stahlpanzerung mit einer den Druckstufen angepassten Wandstärke. Damit stellen wir sicher, dass die Anlage den enormen Kräften beim Wassertransport dauerhaft standhält“, so Projektleiter Klaus Höller. Im Bereich des Oberwasserspeichers im Rumitzgraben wurde die Grundablassleitung errichtet. Aktuell wird am Dammbau und am Grundablassgebäude gearbeitet. Der Dammbau erfolgt im Massenausgleich, das heißt es wird möglichst alles gewonnene Material vor Ort wieder für den Dammbau und die Speichervorschüttung verarbeitet. Auch im Bereich des künftigen Schaltwerks gibt es sichtbare Fortschritte: Anfang 2025 begannen die Erdarbeiten sowie der Voraushub für den Bauplatz und nun ist der Rohbau des Schaltwerkgebäudes fertig und es beginnt der Innenausbau. Die Fertigstellung der grünen Batterie, die im Turbinenbetrieb 170 MW bzw. im Pumpbetrieb 150 MW erreichen wird, soll Anfang des Jahres 2028 erfolgen.
Eindruck von den Bauarbeiten in der Kraftwerkskaverne des PSKW
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Bgm. Kaprun Domenik David, Bundesminister Markus Marterbauer und Wolfgang Hattmannsdorfer, CEO VERBUND Michael Strugl, Landeshauptfrau Karoline Edtstadler, COO VERBUND Achim Kaspar, Geschäftsführer VERBUND Hydro Power Michael Amerer und Karl Heinz Gruber (v.l.)
VERBUND ERREICHT IN KAPRUN NÄCHSTEN MEILENSTEIN IN ÖSTERREICHS ENERGIETRANSITION
Österreichs modernste „grüne Batterie“ ist fertig und bereit. Im Beisein zahlreicher Vertreter aus Politik und Wirtschaft wurde am 12. September im Salzburger Kaprun das neue Pumpspeicherkraftwerk Limberg III feierlich eröffnet. Vier Jahre lang wurde an der Anlage, die als Erweiterung der bestehenden Kraftwerksgruppe konzipiert ist, rund um die Uhr im Schichtbetrieb gebaut. Mit der Fertigstellung des vollständig unterirdischen Kavernenkraftwerks erhöht VERBUND die bisherige Turbinenleistung um 53 Prozent, also 480 Megawatt (MW), auf insgesamt 1.382 MW und die Pumpenleistung um 75 Prozent auf 1.120 MW. Mit einer Gesamtinvestition von 572 Millionen Euro wurde mit Limberg III ein weiterer Meilenstein für Österreichs Energiewende erreicht.
Rund 400 Gäste waren am 12. September nach Kaprun gekommen, um beim Festakt anlässlich der offiziellen Inbetriebnahme des neuen Pumpspeicherkraftwerks Limberg III dabei zu sein. Verbund-Vorstandsvorsitzender Michael Strugl konnte unter anderen die Bundesminister Wolfgang Hattmannsdorfer sowie Markus Marterbauer und Salzburgs Landeshauptfrau Karoline Edtstadler begrüßen. In seiner Festrede machte er aus seiner Freude über das gelungene Kraftwerksprojekt keinen Hehl: „Dieses Kraftwerk ist unsere Antwort auf die wachsenden Herausforderungen für das Stromsystem durch den Ausbau der volatilen erneuerbaren Energien aus Wind und Sonne und ein Schlüsselprojekt für die Versorgungssicherheit Österreichs.“ Michael Strugl unterstrich
Felslagerstätte während der Bauarbeiten für Limberg III in Kaprun
in seiner Rede auch die konstruktive Zusammenarbeit mit den Behörden und hob vor allem sein ganzes Team und die beauftragten Partnerunternehmen lobend hervor, die in gemeinsamer Anstrengung die Verwirklichung des Bauvorhabens in vier Jahren möglich gemacht hatten: „Hier wurde Hand angelegt an die Energietransformation für Österreich. Diese Transformation findet nicht in den Sitzungszimmern statt, sondern auf den Baustellen dieses Landes. Und daher gilt mein größter Respekt der Leistung unserer Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter, die dieses Werk vollbracht haben. In Spitzenzeiten waren es bis zu 500 Personen, die auf dieser Baustelle in drei Schichten – zu einem großen Teil unter Tage – gearbeitet haben.“
Hochgebirgsbaustelle der Superlative
Der Baustart erfolgte 2021: Nach Erschließung und Baustelleneinrichtung konnten die Vortriebe für Zugangs- und Triebwasserstollen sowie die Absenkung zur künftigen Maschinenkaverne beginnen. Parallel dazu wurden die Arbeiten zur Erhöhung der Wasserfallboden-Staumauer vorbereitet, um den Speicherbetrieb langfristig abzusichern. Schon bald lief die Hochgebirgsbaustelle auf vollen Touren. Ein rund 5 Kilometer langer Triebwasserweg wurde ausgebrochen. Tief im Berg unter der Limbergsperre entstand im Zuge von acht Monate dauernden Sprengarbeiten die gewaltige Kraftwerkskaverne direkt neben der Maschinenhalle von Limberg II – mit beeindruckenden Dimensionen: 25 m breit, 63 m lang und 43 m hoch. 57.000 m³ Fels wurden in Summe für die Kraftwerkskaverne ausgebrochen, in der so manch monumentaler Sak-
ralbau Platz gefunden hätte. Danach konnte mit den Betonarbeiten in der Kaverne begonnen werden. Zeitgleich wurden die Tunnel für die Wasserzufuhr der Turbinen, der horizontale Einlaufstollen und der stark geneigte Druckschacht betoniert und mit Rohrpanzerung versehen.
Meilensteine im Bauverlauf
Ab Frühling 2023 folgten gleich mehrere baulich-technische Höhepunkte: Den Auftakt bildete das Einheben der ersten 72 Tonnen schweren Spirale in der Kraftkaverne im April, gefolgt von der Spirale der zweiten Maschine nur drei Monate später. Parallel dazu schritten die Arbeiten am Druckschacht voran: Im September 2023 begannen Monteure in extremer Steigung von über 90 Prozent mit der Montage und dem Verschweißen der bis zu 38 Tonnen schweren Rohrschüsse. Nur wenig später, im Oktober wurde mit dem Einheben der 91 Tonnen schweren Generatorrippenwelle das Grundgerüst des rotierenden Teils des Motorgenerators hergestellt. Bis April 2024 wuchs dieses Maschinenbauteil Schicht für Schicht, nachdem in akribischer
Ausbruch der Kraftwerkskaverne: Mit einer Höhe von 43 m hätte sie zu diesem Zeitpunkt Platz für das Mittelschiff des Stephansdoms geboten.
Handarbeit 80.000 hauchdünne Dynamobleche um die Welle überlappend gestapelt wurden.
Noch mitten im Winter, im Februar 2024, nutzte man die vorgeschriebene Entleerung der Hochgebirgsstauseen, um die Einlaufbauwerke in den beiden Speichern anzuschließen. Zu diesem Zeitpunkt trennten nur noch wenige Meter Fels den Einlauf Mooserboden vom Einlaufstollen zur Schieberkammer Drossen – am 29. Februar gelang schließlich auch hier der Durchbruch. Wenige Monate später, im Mai 2024, erreichte der 130 Tonnen schwere Kugelschieber seinen Bestimmungsort. Wie ein riesiger Wasserhahn dient er dazu, die Wasserzufuhr zu Maschine 1 zu regeln.
Die TBM schuf einen 3 Kilometer langen Druckstollen.
Druck- und Steigschacht Verschneidung Wasserschloss-Unterkammer
Mitterfelner Schalungsbau
Der Krafthaus-Standort wurde um 8 Meter bergwärts verschoben und eine neue Ufermauer aus stabilem Stahlbeton errichtet.
lieferte für Limberg III Verzugs-, Anschluss- und Übergangsschalungen in unterschiedlichen Dimensionen. Die Herausforderung für die erfahrenen Schalungsbauer aus dem bayerischen Reisbach lag darin, die Schalungen so zu konzipieren, dass die einzelnen Elemente durch relativ kleine Zugangsöffnungen an den Einbauort transportiert und dort professionell zusammengebaut werden konnten. Dabei stellte Mitterfelner einmal mehr sein exzellentes Know-how unter Beweis.
Rotor-Schwergewichte erreichen ihren Bestimmungsort
Einen besonderen Meilenstein im Bauverlauf 2024 markierte der 12. September, als der 370 Tonnen schwere Rotor Maschine 1 eingehoben wurde. Es sollte der schwerste und zugleich heikelste Einzelhub der gesamten Baustelle werden. Das imposante Stahlteil, fast ein Jahr lang direkt in der Kaverne gefertigt, musste mithilfe der beiden Hallenkräne millimetergenau in den vorbereiteten Stator abgesenkt werden. Mit einem Spielraum von nur 4 bis 5 Millimetern waren höchste Präzision und perfektes Zusammenspiel zwischen Kranfahrer und Einweisern gefragt. Die Dimensionen und das Gewicht des Rotors hatten bereits bei der Planung Einfluss auf die Bauweise der Kraftkaverne: Sie wurde speziell auf die notwendigen Kipp- und Hebevorgänge des 17 Meter hohen Bauteils zugeschnitten. Nach drei Stunden konzentrierter Arbeit war es schließlich geschafft – der tonnenschwere Koloss lag exakt an seinem Platz. Maschine 2 sollte Anfang Mai dieses Jahres nach demselben Einbauprozedere folgen. Das 355 Tonnen schwere Stahlteil wurde auch in diesem Fall wieder in Millimeterarbeit mit dem speziell für diesen Zweck ausgerichteten Deckenkran präzise in den Stator eingehoben. Mit Abschluss dieser hochsensiblen
Der schwerste und zugleich heikelste Einzelhub im gesamten Bauverlauf fand am 12. September 2024 statt, als der 370 Tonnen schwere Rotor von Maschine 1 millimetergenau eingehoben wurde.
Arbeiten befand sich nun im Frühjahr dieses Jahres auch das letzte große Maschinenteil an seinem Einsatzort. Die gewaltigen Verschlussorgane in der Schieberkammer Drossen waren zu diesem Zeitpunkt bereits für ihren ersten Einsatz bereit. Als nächster Härtetest stand danach die Nassinbetriebnahme auf dem Programm, mit der man Mitte Juni des Jahres begann. Dabei wurden die Maschinen auf ihre Funktionsfähigkeit und Dichtheit auf Herz und Nieren getestet. Auch dabei stand größtmögliche Genauigkeit im Vordergrund, schließlich muss der Rotor für die nächsten Jahrzehnte reibungslos unter größten Belastungen funktionieren.
Spektakuläre Erhöhung der Limbergsperre
Mit der Entscheidung für den Bau des Pumpspeichers wurde zugleich auch die bauliche Vergrößerung des Speichervolumens des Hochgebirgsstausees Wasserfallboden beschlos-
Am 9. Mai 2025 wurde der Rotor von Maschine 2 erfolgreich installiert.
Bilfinger in Österreich
war im Rahmen des Projekts Limberg III von 2021 bis 2024 für die Umsetzung mehrerer zentraler Gewerke verantwortlich. In enger Zusammenarbeit mit dem Auftraggeber VERBUND wurden die Druckschachtpanzerung, die Oberwasser-Verteilrohrleitung (OW-VRL), die Unterwasser-Verteilrohrleitung (UW-VRL) sowie vier Saugrohrklappen erfolgreich realisiert.
Ein besonderes Merkmal war das innovative Montagekonzept des Druckschachts, das gemeinsam mit VERBUND erarbeitet wurde: Anstatt die 45 Tonnen schweren Rohrsegmente wie üblich vom Berg aus in den Druckschacht abzulassen, wurden die insgesamt 35 Rohre von der Talsohle aus in den 585 Meter langen, 42 Grad steilen Schacht hochgezogen, zwischengelagert und direkt vor Ort im 48-Stunden-Takt verschweißt – ein Novum in dieser Form. Ergänzend übernahm Bilfinger auch Design, Fertigung und Montage der gewaltigen Saugrohrklappen, die mit 5 Metern Breite und über 1,5 Metern Höhe den Wasserfluss im Verteilsystem präzise steuern. Die erfolgreiche Umsetzung dieses technisch anspruchsvollen Projekts war das Ergebnis einer starken Teamleistung, die von Präzision, Innovationskraft und partnerschaftlicher Zusammenarbeit mit VERBUND geprägt war.
sen. Dazu wird die 1951 fertiggestellte Limbergsperre mit einer Höhe von 120 Metern bis 2027 um zusätzliche 8,7 Meter erhöht. Diese technische Maßnahme lässt sich durch ausreichende Sicherheitsreserven der Bestandssperre umsetzen, wodurch der Nutzinhalt um 12,7 Millionen m³ auf 93,9 Millionen m³ gesteigert wird. Das entspricht beinahe dem Jahresbedarf an Trinkwasser für die Stadt Salzburg und 30 GWh mehr an Speicherkapazität. Die Volumenerhöhung um rund 15,6 % bedeutet wertvolle Speicherkapazität für die Phasen von Stromüberschüssen. Für die Umsetzung des Erweiterungsprojekts werden rund 32.000 m³ an Beton benötigt. Um diesen möglichst schnell auf der Staumauer transportieren und verarbeiten zu können,
Insgesamt wurden ca. 600 m Rohrleitungen mit einem Betriebsdruck von bis zu 66 bar und einem Gesamtgewicht von rund 2.450 t verbaut.
wurde Anfang Mai dieses Jahres ein gigantischer Kran auf der Sperre errichtet, wofür ein 150 Tonnen Autokran zum Einsatz kam. Dabei erwies sich schon die Zufahrt als Herausforderung: Um überhaupt auf die Sperre zu gelangen, mussten im Nahbereich der Staumauer rund 80 m Tunnel aufgeweitet werden. Der 219 Tonnen schwere Kran ist auf Schienen montiert und verfügt über eine Auslegerlänge von 65 m. In dieser Position kann der Kran bis zu 6,5 Tonnen heben. „In der Intensivphase werden wir bis zu 15 Hübe pro Stunde bewältigen müssen. Der lange Ausleger macht es möglich, dass der Kran von seinem Standort einen großen Teil des Baufelds bedienen kann. Und wenn der Arbeitsabschnitt fertig ist, bewegen wir ihn auf den Schienen einfach ein Stück weiter,“ erklärt VERBUND-Projekteiter Christian Rieder. Um maximale Sicherheit und Zuverlässigkeit auch unter extremen Wetterbedingungen zu gewährleisten, ist der Kran auf Sturmbedingungen bis zu 220 km/h ausgelegt.
IHR GLOBALER PARTNER FÜR WASSERKRAFTANLAGEN
“FROM WATER-TO-WIRE“
WASSERKRAFT ERZEUGUNG ANDRITZ ist ein weltweit führender Anbieter von elektromechanischen Anlagen und Dienstleistungen („from water-to-wire“) für Wasserkraftanlagen. Mit als über 185 Jahren Erfahrung und mehr als 492 GW Leistung, sind wir ständig bestrebt, technologische Innovationen zu
entwickeln, die den Anforderungen und Bedürfnisse unserer Kunden entsprechen.
Energieversorger aus der ganzen Welt schätzen unser Know-How und Engagement und Vertrauen in die Sicherheit und Zuverlässigkeit unserer maßgeschneiderten Energielösungen.
Unser umfassendes Produkt- und Serviceportfolio reicht von neuen schlüsselfertigen Anlagen aller Größen über Sanierung und Überholung bestehender Wasserkraftwerke bis zu umfassenden Automatisierungslösungen. ANDRITZ - ihr globaler Partner für Energieerzeugung aus Wasserkraft.
Für die Erhöhung der Limbergsperre um 8,70 m wurde auf der Staumauer ein Kran mit einer Auslegerlänge von 65 m montiert.
Wie funktioniert das Hochleistungs-Kraftwerk?
Mit der Fertigstellung beider Maschinensätze erreichte das Pumpspeicherkraftwerk Limberg III in diesem Jahr das hart erarbeitete Ziel: Die zwei drehzahlvariablen Pumpturbinen mit je 240 Megawatt sind einsatzbereit, sie können heute hochflexibel auf den Bedarf im Netz reagieren. Wie funktioniert nun die Anlage? Beim Pumpspeicherkraftwerk Limberg III wird das im Stausee Mooserboden gespeicherte Wasser mehrfach genutzt. Nachdem es durch die Turbinen geflossen ist, wird es im unteren Stausee Wasserfallboden gespeichert. Bei einem Überschuss an elektrischer Energie, wie beispielsweise an sonnigen oder windigen Tagen, wird der überschüssige Strom
Blick in die Maschinenkaverne: Die drehzahlvariablen Francis-Pumpturbinen von Andritz bieten eine Leistung von bis zu 240 MW pro Einheit.
wieder zurück in den höher gelegenen Stausee Mooserboden zu pumpen. Auf diese Weise lässt sich Strom effizient in Form von Wasser speichern und bei steigendem Bedarf wieder in elektrische Energie umwandeln.
„Mit Limberg III haben wir ein technisches Meisterwerk geschaffen, das in Sachen Effizienz und Flexibilität neue Maßstäbe setzt. Die Anlage kann ihre volle Leistung in Turbinen- und Pumprichtung innerhalb weniger Minuten abrufen und ist damit perfekt geeignet, die schwankende Erzeugung aus Windund Sonnenkraft auszugleichen. So wie beim Zwillingskraftwerk Limberg II nutzen wir das Gefälle zwischen den beiden bestehenden Hochgebirgsstauseen Mooserboden und Wasserfallboden als Flexibilitätspotential, wobei wir bei Limberg III die beiden Pumpturbinen drehzahlvariabel steuern, um damit noch schneller und genauer auf die Bedürfnisse des Stromsystems eingehen zu können. Besonders stolz sind wir darauf, dass wir dieses komplexe Projekt trotz der herausfordernden Hochgebirgslage im Zeit- und Kostenplan realisieren konnten“, betonten die beiden Geschäftsführer der VERBUND-Wasserkraft, Michael Amerer und Karl Heinz Gruber.
Schematischer Überblick: Limberg III verbindet die beiden bestehenden Hochgebirgsstauseen Mooserboden und Wasserfallboden.
Hochflexibel dank neuer Technologie Letzterer unterstrich vor allem auch die technische Exzellenz der Ausführung. „Die spezielle, hochmoderne Technik der Drehzahlregelung über die doppelt gespeisten AsynchronMotorgeneratoren, wie sie hier zum Einsatz kommt, hilft uns, die Schwankungen im Netz noch exakter und besser abdecken zu können. Die maschinelle Ausführung unseres Liefe-
Robert Aberger Josef Mitteregger
Gewerbestr. 9 A-5671 Bruck a. d. Glocknerstr. www.psmb.at info@psmb.at +43 (0) 6545 / 20 345
FES Elektrotechnik GmbH
Für Limberg III war das Unternehmen im wichtigen Bereich der Elektrotechnik verantwortlich. Insgesamt errichtete das Team von FES etwa 20 km Kabelwege und verlegte Kabel über eine Gesamtlänge von rund 620 km. Zum Auftrag gehörte zudem der Anschluss sämtlicher elektrischer Komponenten. Neben den Kabelzugarbeiten übernahm FES außerdem die Fertigung und Lieferung von Schaltschränken sowie deren fachgerechten Anschluss. Darüber hinaus setzte FES seine Expertise in der Haustechnik ein – von der Installation von Beleuchtungs- und Sicherheitsbeleuchtungssystemen sowie Brandmeldeanlagen über die Programmierung von KNX-Gebäudesteuerungen bis hin zu Lautsprecheranlagen, wichtigen IT-Infrastrukturen sowie Funk- und Mobilfunksystemen.
ranten macht dies möglich. Das zeigt auch, dass wir mit dieser Technik im Bereich der Pumpspeicheranlagen europaweit, wenn nicht weltweit, führend sind“, erklärte Karl Heinz Gruber in seiner Ansprache. Die beiden drehzahlvariablen FrancisPumpturbinen, die von Andritz Hydro geliefert wurden, bieten für die Netzstabilisierung in der Turbinenrichtung eine Leistung zwischen 20 und 240 MW pro Einheit und in der Pumprichtung zwischen 100 und 240 MW pro Einheit. Der Durchfluss beträgt in beiden Richtungen bis zu 144.000 Liter pro Sekunde. Die drehzahlvariablen Asynchron-Motorgeneratoren machen Limberg III höchst flexibel. Die beiden Maschinensätze ermöglichen einen höheren Gesamtnutzungsgrad der Anlage, einen sicheren Betrieb sowie eine flexible Anpassung an den Energiebedarf unter verschiedenen Betriebsbedingungen. Aufgrund des stark zunehmenden Aufkommens von Strom aus erneuerbaren Energiequellen wie Wind und Photovoltaik ist Flexibilität in Bezug auf Netzregelung und -stabilisierung für Energieversorgungsunternehmen wie VERBUND von größtem Interesse.
Mit den doppelt gespeisten Asynchron-Motorgeneratoren können Schwankungen im Netz noch besser ausgeglichen werden.
„Einzig langfristig erprobte Speichertechnik“
Das betonte auch Achim Kaspar, der als COO im Vorstand von VERBUND für den Bereich Wasserkraft zuständig ist: „Pumpspeicher sind bis auf weiteres die einzig langfristig erprobte und hocheffiziente Großspeichertechnik. VERBUND betreibt derzeit Anlagen mit 2.600 MW an Turbinen- und 2.300 MW an Pumpleistung. Mit der im Frühjahr erfolgten Inbetriebnahme von Reißeck II+ mit 45 MW und der heutigen Inbetriebnahme
Mit den zwei drehzahlvariablen Pumpturbinen mit je 240 Megawatt kann die Anlage jetzt hochflexibel auf den Bedarf im Netz reagieren.
von Limberg III mit 480 MW steigern wir unser Flexibilitätsportfolio an Pumpturbinen um über 20 %. Mit der laufenden Erhöhung der Limbergsperre schaffen wir zusätzliches Speichervolumen und leisten dadurch einen wichtigen Beitrag für die zukünftige Systemstabilität in Österreich“, erklärt COO Achim Kaspar.
In dieselbe Kerbe schlug in seiner Festrede auch Österreichs Wirtschaftsminister Wolfgang Hattmannsdorfer: „Eine erfolgreiche Energiewende braucht Speicher – sie sind die zentrale Stellschraube für Versorgungssicherheit, Netzstabilität und die Integration erneuerbarer Energien. Gerade für ein Land wie Österreich mit seiner Topographie und Wasserkrafttradition ist das eine große Chance: Speicher sind unsere natürliche Stärke und unser Beitrag zu einem stabilen Energiesystem. Limberg III ist ein starkes Zukunftsprojekt für den Standort Österreich.“
Vorbildlich – auch in Sachen Ökologie
Auch in ökologischer Hinsicht setzt das Projekt Limberg III Maßstäbe. Das beim Bau anfallende Ausbruchmaterial wird nach dem bewährten Gras-Soden-Verfahren unter fachkundiger ökologischer Begleitung begrünt. Dabei wird der Humus mit seiner bestehenden Vegetationsdecke wie ein Teppich abgezogen, zwischengelagert und anschließend auf die neuen Felslagerstätten aufgebracht. Dieses Verfahren, das sich bereits bei Limberg II erfolgreich bewährt hat, sorgt dafür,
Viele Bauteile wurden per Materialseilbahn angeliefert.
KBB/Meissl realisierte die anspruchsvollen Beschichtungsmaßnahmen für Limberg III im Zeitraum von November 2023 bis März 2025.
dass selbst in der sensiblen Hochgebirgslage die Natur ihren Lebensraum rasch zurückerobert. Ergänzend dazu wurden im Zuge von Limberg III umfassende Renaturierungsmaßnahmen umgesetzt, die frühere Eingriffe in die Landschaft korrigieren: So konnte etwa ein Europaschutzgebiet ökologisch aufgewertet werden und artenreiche Alm- und Weideflächen sowie neue Waldflächen entstehen. Besonderes Augenmerk galt dem Schutz der Amphibienpopulationen im hinteren Kaprunertal: Gemeinsam mit den Gletscherbahnen Kaprun wurde auf einer Länge von 580 Metern ein innovatives Amphibienleitsystem mit 18 unterirdischen Durchlässen errichtet, das den Tieren eine sichere Querung der Zufahrtsstraße zu den Hochgebirgsseen ermöglicht. Damit zeigt Limberg III, dass moderne Kraftwerksbauten im Hochgebirge nicht nur technisch, sondern auch ökologisch vorbildlich realisiert werden können.
Ein Meilenstein der Energietransformation
Mit der Inbetriebnahme von Limberg III ist die Kraftwerksgruppe Kaprun nicht nur um eine technische Erweiterung reicher, sondern auch um ein Symbol für die erfolgreiche Energietransformation in Österreich. Das modernste Pumpspeicherkraftwerk des Landes bringt eine Leistung, die jener von rund 65 großen Windkraftanlagen entspricht, und stärkt als „grüne Batterie im Herzen Österreichs“ die Versorgungssicherheit und Netzstabilität in entscheidendem Maß. Trotz herausfordernder
KBB/Meissl
Für den Korrosionsschutz sämtlicher stahlbaulicher Komponenten wurde die Firma KBB/Meissl Oberflächentechnik Produktions GmbH beauftragt. Das Unternehmen brachte seine langjährige Expertise im Bereich hochwertiger Schutzbeschichtungen ein und übernahm im Rahmen des Projekts die Konservierung von fünf Baulosen mit einer Gesamtfläche von 10.620 m².
Ein zentraler technischer Schwerpunkt des Projekts lag auf dem Korrosionsschutz hochbeanspruchter Anlagenteile, die sowohl intensiver mechanischer Belastung als auch ständiger Triebwasserbeanspruchung ausgesetzt sind. Durch den gezielten Einsatz von hochleistungsfähigen Beschichtungssystemen konnte ein dauerhafter Schutz der betroffenen Bereiche sichergestellt werden – ein maßgeblicher Beitrag zur Sicherheit, Langlebigkeit und Verfügbarkeit der gesamten Anlage.
Im Unterschied zur Synchronmaschine, bei der die Erregung mit Gleichstrom erfolgt, wird im DFIM-System der Rotor über einen Frequenzumrichter mit einem niederfrequenten Drehstrom gespeist. Durch die Steuerung dieser Frequenz kann eine variable Rotordrehzahl im Bereich von 450 bis 550 Umdrehungen pro Minute erreicht werden. Neben der Regelung der Blindleistung lässt sich damit auch die Wirkleistung sowohl im Pump- als auch im Turbinenbetrieb steuern. DFIM ermöglicht höhere Gesamtnutzungsgrade der Anlage, einen sicheren Betrieb der Turbine sowie eine flexible Anpassung an den Energiebedarf unter verschiedenen Betriebsbedingungen.
Das Rotordesign einer DFIM unterscheidet sich grundlegend von dem eines Synchron-Motorgenerators und stellt die zentrale Herausforderung für diesen Maschinentyp dar. Im laminierten Rotorkern der Rotorwelle ist eine dreiphasige Hochspannungswicklung eingebettet. Hochfeste Ringe werden an beiden Rotorenden aufgeschrumpft und dienen als Halte- und Stützkonstruktion für die Wickelköpfe. Dieser kompakte und effiziente Ansatz für den Rotorwickelkopf ist ein patentiertes ANDRITZ-Design, das zuvor bereits erfolgreich in Referenzkraftwerken in Deutschland und China umgesetzt wurde.
Rahmenbedingungen – von Covid-bedingten Personalrestriktionen bis hin zu globalen Lieferkettenproblemen infolge des Ukraine-Krieges – konnte das Projekt in Rekordzeit von nur vier Jahren umgesetzt werden. Mit einer Investition von 572 Mio. Euro, von der rund drei Viertel in Österreich und ca. 40 % direkt in Salzburg verblieben, setzt VERBUND auch in Sachen regionale Wertschöpfung Maßstäbe. „Mit Limberg III setzen wir einen weiteren Meilenstein für die Energietransformation in Österreich“, betonte VERBUND-Vorstandsvorsitzender Michael Strugl in seiner Eröffnungsrede. Gemeinsam mit der Erhöhung der Sperre Limberg, dem geplanten Pumpspeicherwerk Schaufelberg und weiteren Speicherprojekten wie Riedl
• Staumauer Limbergsperre: Höhe NEU: 129 m (ab 2027)
Volumen Wasserfallboden nach Erhöhung: 94 Mio. m3
Volumensplus: 15,6 %
• Pumpenleistung KW-Gruppe Kaprun: 1.200 MW
• Turbinenleistung KW-Gruppe Kaprun: 1.382 MW
Bundesminister Markus Marterbauer, CEO VERBUND Michael Strugl, Landeshauptfrau Karoline Edtstadler, Bundesminister Wolfgang Hattmannsdorfer, COO VERBUND Achim Kaspar (v.l.) bei der feierlichen Eröffnung.
festigt VERBUND seine Rolle als grüne Batterie Mitteleuropas – und stärkt Kaprun weiterhin als zentralen Knotenpunkt einer nachhaltigen Energiezukunft.
Weitere Energie aus den Kapruner Bergen Im Rahmen der Einweihungsfeier für Limberg III wurde von den Verantwortlichen der Blick auch in die nahe Zukunft gerichtet – konkret fokussiert auf das geplante Projekt Schaufelberg. Im Rahmen der Modernisierung und für die Wiederverleihung der Wasserbenutzungsrechte der Kraftwerksgruppe Kaprun im Jahr 2029 entsteht hier ein weiterer wichtiger Baustein der Energietransformation. Das neue Werk wird – wie Limberg II und III – großteils unterirdisch errichtet und erreicht mit einer Leistung von 480 MW dieselbe Dimension wie seine Schwesteranlagen. Damit kann das reiche Wasseraufkommen aus den Kapruner Bergen noch effizienter genutzt werden. Zusätzlich bringt das Projekt mit dem Bau eines neuen Schwall-Ausgleichsbeckens einen effektiven ökologischen Mehrwert: So wird die Belastung der Kapruner Ache durch Schwall und Sunk nachhaltig reduziert. Das Vorhaben, das einem UVP-Verfahren unterliegt, ist mit einem Investitionsvolumen von rund 600 Mio. Euro veranschlagt. Geht alles nach Plan, soll Schaufelberg 2030 in Betrieb gehen und gemeinsam mit den bestehenden Kraftwerken der Gruppe Kaprun insgesamt 1.860 MW zur Versorgungssicherheit Österreichs beitragen.
Die Wasserkraftwerke in Kaprun verfügen mit der Inbetriebnahme von Limberg III über eine Turbinenleistung von 1.382 Megawatt und eine Pumpleistung von 1.129 Megawatt.
MIT NEUEN STRATEGIEN IN DIE ZUKUNFT –
28. ANWENDERFORUM KLEINWASSERKRAFT IN LANDQUART
Vom 24. bis 25. September 2025 traf sich die Kleinwasserkraft-Branche in Landquart, Schweiz, zur 28. Auflage des traditionsreichen Anwenderforum Kleinwasserkraft. Mit hochkarätigen Fachvorträgen, intensiven Diskussionen, einer vielfältigen Fachausstellung und zwei spannenden Exkursionen bot die Veranstaltung erneut ein starkes Netzwerk- und Wissensforum für Betreiber:innen, Ingenieur:innen, Politik und Industrie. Organisiert wurde die Veranstaltung einmal mehr von Conexio-PSE.
Die Rückkehr des vielfach bewährten Anwenderforum Kleinwasserkraft in die Schweiz im Herbst 2025 darf als Erfolg bezeichnet werden. Gerade in fachlicher Hinsicht sollte sich die Gastgebergemeinde Landquart als idealer Austragungsort erweisen: Die Region blickt auf eine lange Tradition der Wasserkraftnutzung zurück und vereint damit mehrere technologische Entwicklungen der Wasserkraft auf sich –
vom historischen Mühlenstandort bis zu modernen Projekten von überregionaler Bedeutung. Bereits in seinem Grußwort betonte Beirats-Mitglied Martin Bölli von der Geschäftsstelle Swiss Small Hydro, dass gerade im Alpenraum Strategien gefragt sind, um Kleinwasserkraftwerke intelligent mit Umweltund Ressourcenschutz zu verbinden. Genau dieses Spannungsfeld sollte die gesamte Tagung prägen.
Das Forum Landquart war in diesem Jahr Schauplatz der 28. Auflage des Anwenderforum Kleinwasserkraft.
Ein offenes Forum, das Raum für Diskussionen mit den Referenten bietet
Die Kleinwasserkraft-Branche traf sich Ende September in Landquart.
Hochkarätige Redner im Forum Landquart: Martin Bölli (Swiss Small Hydro), Dirk Hendricks (Generalsekretär European Renewable Energies Federation), Dr. Jürgen Schiffer-Rosenberger (Senior Engineer und Geschäftsführer Jaberg & Partner GmbH), Christoph Mahlknecht (Marketing Manager Troyer AG) und Dr. Walter Gostner (Geschäftsführer & Bereichsleiter Wasserbau Ingenieure Patscheider & Partner GmbH)
Von der Kommunikation zum Fischschutz
Einmal mehr spannte das Programm einen weiten thematischen Bogen: Von Bau und Modernisierung über Materialtechnologien bis hin zu innovativen Turbinenkonzepten. Besondere Aufmerksamkeit fanden unter anderem die Beiträge der beiden Südtiroler Christoph Mahlknecht von der Fa. Troyer, der über die Bedeutung der richtigen Kommunikation in der Wasserkraft referierte und Dr. Walter Gostner, der das spektakuläre Gesamtkonzept für die Wassernutzung in Schlanders präsentierte, außerdem die Beiträge zu Fischschutz und ökologischer Integration – etwa die Optimierung von Fischwanderhilfen oder der Einsatz elektrifizierter Rechen. Die lebhafte Diskussion zeigte, wie sehr ökologische Verträglichkeit zum Schlüssel für die gesellschaftliche Akzeptanz der Kleinwasserkraft geworden ist. Ergänzt wurde das Programm durch ein Diskussionsforum über Antriebssysteme, in dem Experten den Ersatz von Ölhydraulik durch moderne elektromechanische Systeme erörterten.
Entspannte Atmosphäre für Networker Neben den Vorträgen bot die begleitende Fachausstellung mit 15 Ausstellern Gelegenheit, neue Technologien und Dienstleistungen kennenzulernen und direkt mit den Firmen ins Gespräch zu kommen. Ein Höhepunkt war der Apéro am Abend des ersten Veranstaltungstages, gesponsert von Repower AG. Hier nutzten die Teilnehmer:innen die entspannte Atmosphäre, um Kontakte zu vertiefen und den intensiven Tag gemeinsam ausklingen zu lassen. Dass Vernetzung und Praxisdialog ein zentrales Anliegen des Forums sind, zeigte sich nicht zuletzt auch in den zahlreichen Gesprächen während der Pausen.
Am zweiten Veranstaltungstag folgte die Vorstellung der diesjährigen Exkursionsziele, die das Forum praxisnah abrundeten. Zur Auswahl standen das Kleinwasserkraftwerk der Papierfabrik Landquart – mit einer über 100-jährigen Geschichte und modernen Francis-Turbinen – sowie das Kraftwerk Schanielabach, das erst 2019 in Betrieb ging und mit innovativen Lösungen wie einer sechs-düsigen Peltonturbine überzeugt. Beide Anlagen vermittelten den Besuchern anschaulich, wie vielseitig und zukunftsorientiert die Kleinwasserkraft heute eingesetzt wird. Die Exkursionen boten den Teilnehmenden nicht nur technische Einblicke, sondern darüber hinaus auch Inspiration für eigene Projekte.
Wiedersehen im schönen Südtirol
Mit seinem gelungenen Mix aus Fachinput, Praxisbezug und Networking hat das 28. Anwenderforum Kleinwasserkraft auch 2025 die Erwartungen gänzlich erfüllt – und übertroffen. Von den Debatten über Speicher- und Turbineninnovationen bis hin zu Fragen des Fischschutzes zeigte sich, wie sehr die Branche nach vorne blickt und gleichzeitig Verantwortung für Umwelt und Gesellschaft wahrnimmt. Die positive Resonanz aller Beteiligten verdeutlicht, dass das Forum weit mehr ist als eine Fachtagung: Es ist eine lebendige Plattform, die die Kleinwasserkraft-Community stärkt und weiterentwickelt. Schon jetzt blickt die Branche gespannt auf die nächste Ausgabe dieses wichtigen Treffpunkts. Alle Interessierten können sich bereits heute den Termin für nächstes Jahr vormerken: 30. September bis 1. Oktober 2026 im Forum Brixen, Südtirol.
Mehr dazu unter: www.kleinwasserkraft-anwenderforum.de
15 Fachaussteller nutzten in Landquart die Möglichkeit, ihre Produkte und Dienstleistungen einem fachkundigen Publikum näherzubringen.
Der Maschinensatz 2 sowie das elektro- und leittechnische Equipment des Bündner Speicherkraftwerks Klosters wurden grundlegend erneuert.
UMFASSENDES
SANIERUNGSPROJEKT BESCHERT BÜNDNER
TRADITIONSKRAFTWERK KLOSTERS MODERNISIERUNGSSCHUB
Im Sommer 2025 hat die Bündner Energieversorgerin Repower die Teilerneuerung des Traditionskraftwerks Klosters im Prättigau erfolgreich abgeschlossen. Ausgangspunkt des in mehreren Etappen durchgeführten Sanierungsprojekts war ein Wicklungsschluss am Generator der Maschinengruppe 2, der sich im Dezember 2022 ereignet hatte. Anstelle einer Notreparatur nahmen die Repower-Entscheidungsträger den Schaden zum Anlass, um auch die sekundärtechnischen Einrichtungen und Komponenten in der Kraftwerkszentrale zu erneuern. Innerhalb von rund drei Jahren wurde neben der Generalüberholung des Generators auch das elektro- und leittechnische Equipment der Anlage auf den aktuellen Stand der Technik gebracht.
Das Kraftwerk Klosters, das 2023 sein 100-jähriges Jubiläum begangen hat, ist Teil einer leistungsstarken Kraftwerkskaskade im Prättigau im Kanton Graubünden. In dem mehrstufigen System, bei dem mehrere lokale Gewässer genutzt werden, dient der Davosersee auf 1.559 m ü.M. als Winterspeicher, hinzu kommen noch sechs Wasserfassungen und zwei Ausgleichsbecken. Das aus dem Davosersee entnommene Triebwasser kann zweimal zur Turbinierung genutzt werden: Zunächst im Kraftwerk Klosters und danach im Kraftwerk Küblis, das mit einer Totalleistung von 44 MW durchschnittlich 178 GWh Strom pro Jahr erzeugt. Aber auch die Erzeugungskapazität des Kraftwerks Klosters ist beträchtlich, dieses kommt mit seinen zwei Maschinengruppen, die unter Volllast jeweils 8,5 MW Totalleistung erreichen, alljährlich auf ca. 28 GWh Energieerzeugung. Zudem gehört auch noch das Kraftwerk Schlappin, das ein eigenes Einzugsgebiet nutzt, zur Prättigauer Kraftwerkskaskade. Diese Anlage kann im Regeljahr rund 27 GWh Ökostrom produzieren.
Das Maschinengebäude der Traditionsanlage im Prättigau.
Generator schloss kurz Betrieben wird die Prättigauer Kraftwerkskaskade von der Repartner Produktions AG, an der die Repower AG, die größte Energieversorgerin im Kanton Graubünden, die Mehrheitsanteile hält. Der Anlagenpark von Repower, zu dem neben Wasserkraftwerken auch Photovoltaik- und Windkraftanlagen sowie ein thermisches Kraftwerk gehören, erstreckt sich weit über die Kantonsgrenzen hinweg, auch in Deutschland und Italien sind die Schweizer äußerst aktiv. Damit die Anlagen möglichst störungsfrei und effizient Energie produzieren können, sind regelmäßige Wartungen, hin und wieder aber auch umfangreichere Modernisierungen, von großer Wichtigkeit. Beim Kraftwerk Klosters war es ein Generatorschaden, der ein großangelegtes Erneuerungsprojekt in Gang gesetzt hat, erklärt Repower Projektleiter René Langer-Guler: „Anfang Dezember 2022 hat sich am Maschinensatz 2 ein Kurzschluss ereignet, der insgesamt fünf Wicklungen und das Blechpaket des Generators schwer in Mitleidenschaft gezogen hat. Nach einer ersten Bestandsaufnahme der Schäden standen zwei Varianten zur Debatte: Entweder man macht eine Notreparatur vor Ort, oder man führt ein gründliches Retrofitprogramm am gesamten Maschinensatz inklusive der Erneuerung der Sekundärtechnik durch. Es hat sich schnell herausgestellt, dass eine umfassende Teilsanierung die wirtschaftlich sinnvollste Lösung darstellt.“ Der Projektleiter merkt an, dass kurz vor dem Generatorschaden bereits andere Sanierungen in der Kraftwerkszentrale durchgeführt worden waren. Konkret waren in den Wintermonaten 2021/22 der Ersatz der Turbinen-Einlaufkrümmer sowie eine Revision am Gehäuse des Kugelschiebers auf dem Programm gestanden.
Geringer Erzeugungsausfall
Während der defekte Generator noch 2022 demontiert und zur Reparatur abtransportiert wurde, sollte mit der Erneuerung der Sekundärtechnik etwas länger zugewartet werden. „Ursprünglich wollten wir noch Anfang 2023 mit den elektrotechnischen Modernisierungen beginnen. Zu dieser Zeit waren wir aber mit so vielen anderen Projekten beschäftigt, dass es als sinnvoller erachtet wurde, diesen Teil der Sanierung erst später anzugehen“, so René Langer-Guler, der bald 40 Jahre bei Repower beschäftigt ist. Dass sich die Erzeugungsverluste der Anlage trotz des massiven Schadens in Grenzen hielten, ist der Ausstattung des Kraftwerks mit zwei getrennten Maschinensätzen zu verdanken. So konnte der Maschinensatz 1, der ausschließlich Einphasenstrom für das Netz der Rhätischen Bahn erzeugt, auch während der Sanierungsarbeiten im Krafthaus weiterproduzieren. Das generelle Betriebsregime des Kraftwerk Klosters zeichnet sich durch einige Besonderheiten aus: Da der als Winterspeicher konzipierte Davosersee während der Sommer- und Herbstmonate auch für den Tourismus und von Wassersportlern genutzt wird, ist der Kraftwerksbetrieb an diverse Auflagen gekoppelt. So darf der Seepegel ab Mitte Juni nur um maximal einen halben Meter abgesenkt werden. Während im Herbst- und Winter ein uneingeschränkter Betrieb möglich ist – in dieser Zeit wird der Davosersee in der Regel zu einem großen Teil abturbiniert –, muss die Stromproduktion im Frühjahr im Kraftwerk Klosters eine Pause einlegen, um die Füllperiode des Davosersees nicht zu beeinträchtigen.
Erneuerung detailliert geplant „Aufgrund dieser Auflagen sind umfangreichere Revisionsarbeiten am Kraftwerk Klosters nur zu gewissen Zeiten möglich“,
betont der Repower-Automatisierungstechniker Silvio Lardi, der als Teilprojektleiter für das regelungs- und leittechnische Equipment zuständig war. Die Planungen für die Erneuerung der Sekundärtechnik starteten Anfang 2024, die praktische Umsetzung erfolgte dann im Frühjahr 2025. Die primärtechnische Sanierung des Generators war bereits früher abgeschlossen, dieser konnte schon im Spätherbst 2023 wieder montiert werden. Im Rahmen der Werksreparatur wurde die Maschine einer umfassenden Gesamtrevision unterzogen, wobei die Erneuerung des Blechpakets und der Wicklungsspulen sowie der Ersatz des kompletten Wellenstrangs zu den zentralen Maßnahmen zählten. René Langer-Guler zufolge war bei den Mon-
Die beschädigte Maschine konnte noch im Dezember 2022 demontiert und zur werkseitigen Reparatur abtransportiert werden.
Ein Kurzschluss verursachte erhebliche Schäden am Generator.
Der Kugelschieber wurde mit einer komplett neuen wasserhydraulischen Steuerung wieder auf Vordermann gebracht.
tagearbeiten viel Fingerspitzengefühl gefragt: „Der Zugang zur Maschinenhalle des Kraftwerks Klosters ist relativ klein, das ist bei älteren Anlagen keine Seltenheit. Zwar war das Einund Ausheben der Maschine mit dem auf 40 Tonnen Last ausgelegten Hallenkran kein Problem – dafür stellte sich aber die Ein- und Ausbringung in das Gebäude als herausfordernd dar. Deswegen wurde ein spezialisiertes Transportunternehmen beauftragt, das den Rotor und die beiden Stator-Hälften mithilfe eines längsausziehbaren Tiefladers aus der Zentrale befördern konnte.“
Modernisierung macht sich bezahlt
Silvio Lardi betont, dass im Rahmen der sekundärtechnischen Modernisierungen zahlreiche Optimierungen hinsichtlich der Fernwirkfähigkeit bzw. der Anlagenüberwachung erzielt werden konnten: „Neben dem Einbau zusätzlicher Sensorik wurden auch neue, zuvor nicht vorhandene Schwingungsmesssysteme installiert. Auch bei den ölgeschmierten Maschinenlagern kommen neue Sensoren und Grenzwertschalter zum Einsatz. Sowohl auf der Turbinen- als auch auf der Generatorseite wurden zuverlässige Komponenten am heutigen Stand der Technik eingesetzt, die eine umfängliche Überwachung des Maschinensatzes ermöglichen.“ Komplett ersetzt wurde zudem die wasserhydraulische Steuerung des Kugelschiebers.
Nach der umfassenden Teilsanierung ist die Anlage fit für die Zukunft.
Die Erneuerung der Generatoren-Erregung stand ebenfalls im Fokus der Repower-Spezialisten, dabei kommt nun ein bürstenloses System zum Einsatz. Dank der Einbindung der primär- und sekundärtechnischen Gewerke in das Repower-Leitsystem stehen der Leitstelle in Robbia nun bedeutend mehr Daten und Messwerte zur Verfügung. Somit kann die Anlage aus der Ferne umfassend überwacht und im Anlassfall sehr schnell reagiert werden.
Kluge Investition
Im Sommer 2025 konnte Repower die Teilerneuerung der Anlage planmäßig abschließen. Rund 3 Millionen Schweizer Franken wurden vom Bündner Energieversorger in die Teilerneuerung des Traditionskraftwerks im Prättigau investiert, womit die Anlage langfristig für einen sicheren und effizienten Betrieb gerüstet ist. René Langer-Guler und Silvio Lardi sprechen unisono von einem erfolgreichen Projektabschluss auf ganzer Linie: „Die Zusammenarbeit mit den externen Lieferanten, aber auch mit dem internen Repower-Projektteam hat sehr gut funktioniert und war zu guter Letzt ein voller Erfolg. Wichtige Entscheidungen wurden stets schnell und klar umgesetzt. In wirtschaftlicher Hinsicht ist es erfreulich, dass der avisierte Kostenrahmen nicht überschritten wurde, und dass die Anlage nun wieder mit maximaler Effizienz Strom erzeugen kann.“
TECHNISCHE DATEN
• Maschinengruppe 1: 2-düsige Pelton
Nenndurchfluss: 2,57m³/s
• Drehzahl: 500 U/min
Nennleistung: 8,65 MW
• Nennspannung: 6,25kV - Einphasig 16,67Hz
Nennleistung Generator: 10 MVA
• Bruttofallhöhe bei max. Seepegel: 364 m
Maschinengruppe 2: 2-düsige Pelton
• Nenndurchfluss: 2,57m³/s
Drehzahl: 500 U/min
• Nennleistung: 8,65 MW
Nennspannung: 10,6kV - Dreiphasig 50 Hz
• Nennleistung Generator: 10 MVA
Bruttofallhöhe bei max. Seepegel: 364 m
Grafische Animation des sanierten Rotors mit neuen Wicklungen.
Die beiden Geschäftsführer der TullnEnergie GmbH Robert Gutscher (li.), Johannes Sanda (re.) und der Tullner Bürgermeister Peter Eisenschenk in der Bildmitte kurz nach der Wiederinbetriebnahme des Traditionskraftwerks im November 2024.
STADTGEMEINDE
TULLN ERHÖHT DANK KRAFTWERKSREVITALISIERUNG IHRE ÖKOSTROMBILANZ
Seit November 2024 erzeugt in der niederösterreichischen Marktgemeinde Atzenbrugg ein grundlegend saniertes Kleinwasserkraftwerk an der Perschling wieder sauberen Strom. Realisiert wurde das Projekt von der TullnEnergie GmbH, welche den sanierungsbedürftigen Standort im Vorjahr übernommen hat. Nach dem verheerenden niederösterreichischen Hochwasserereignis im Herbst 2024 musste die Niederdruckanlage mit großem Aufwand wieder in Schuss gebracht werden. Weil im überschwemmten Maschinengebäude das Wasser bis unter die Decke gestanden hatte, musste das gesamte elektrotechnische Equipment komplett neu ausgeführt werden. Zuständig für die Erneuerung war der niederösterreichische Automatisierungsspezialist Schubert CleanTech GmbH, der seine Kompetenz ein weiteres Mal unter Beweis stellen konnte.
Die TullnEnergie GmbH, eine 100-prozentige Tochtergesellschaft der niederösterreichischen Stadtgemeinde Tulln, ist ein moderner Energiedienstleister, der sich die Nutzung erneuerbarer Energien groß auf die Fahnen geschrieben hat. Das Kundenspektrum von TullnEnergie umfasst rund 2.500 Privatkunden sowie über 100 Gewerbebetriebe. Zudem werden auch die kommunalen Einrichtungen der Stadtgemeinde mit nachhaltig erzeugtem Strom versorgt. Stolz zeigen sich die Tullner über ihre Partnerschaften mit mehreren Energiegemeinschaften, die auf eine Stärkung der regionalen Energieunabhängigkeit abzielen.
Sauberer Strom aus ganz Österreich „Zu unserer Bilanzgruppe zählen Anlagen, die über ganz Österreich verteilt sind – beispielsweise Windräder aus dem St. Pöltner Raum oder dem Waldviertel, aber auch steirische oder Kärntner Wasserkraftwerke“, betont TullnEnergie-Geschäfts-
führer Johannes Sanda. Zudem ist TullnEnergie auch selber als Ökostromerzeuger aktiv. Der Großteil der Eigenstromproduk-
Das elektrotechnische Equipment wurde zum Schutz vor zukünftigen Hochwässern in einem erhöhten Schaltanlagengebäude installiert.
Technische Bestandsaufnahme beim Niederdruckkraftwerk an der Perschling vor dem verheerenden Hochwasserereignis.
tion stammt von knapp 40 Photovoltaik-Anlagen an verschiedenen Standorten. Die leistungsstärkste PV-Anlage befindet sich auf dem Dach der Tullner Messehalle, diese verfügt über eine Leistungskapazität im Megawattbereich. Im Jahresdurchschnitt kann die Stadtgemeinde mit ihren PV-Anlagen rund 4,5 GWh „Sonnenstrom“ erzeugen, umgerechnet entspricht das dem Jahresbedarf von ca. 1.500 Haushalten.
Traditioneller Wasserkraftstandort
Seit dem vergangenen November produzieren die Tullner auch mit einem eigenen Kleinwasserkraftwerk Strom. Dieses befindet sich an der Perschling in der rund 15 Kilometer vom Tullner Stadtzentrum entfernten Marktgemeinde Atzenbrugg. Vor dem Erwerb durch TullnEnergie erzeugte das bereits seit längerer Zeit stillgelegte Kraftwerk Strom für die Langer Mühle, der letzten noch aktiven Getreidemühle in der Region Tullnerfeld. Die Mehlproduktion am Standort geht historischen Aufzeichnungen zufolge bis ins 11. Jahrhundert zurück. Es ist durchaus
wahrscheinlich, dass die alte Mühle bereits mit einem mechanischen Wasserrad angetrieben wurde. Grundsätzlich handelt es sich beim Kraftwerk Perschling um ein klassisches Laufwasserkraftwerk, bei dem die Stauhaltung des Gewässers durch ein Streichwehr mit fixer Überfallkante erfolgt. Das Herzstück der Anlage bildet eine horizontalachsige Kaplan-Turbine aus dem Baujahr 1983, die mittels Riemenübersetzung einen Generator antreibt. Ausgelegt wurde die Turbine auf 1.500 l/s Ausbauwassermenge und ca. 3 m Fallhöhe, unter Volllast schafft die Maschine 37 kW Engpassleistung.
Perschling von Hochwasser schwer betroffen
Die notwendige Sanierung des Traditionskraftwerks sollte sich für die neuen Eigentümer aufgrund höherer Gewalten als weitaus aufwändiger gestalten als angenommen. Denn weniger als drei Monate nach der Unterschrift des Kaufvertrags war Niederösterreich zwischen dem 13. und 20. September 2024 von einem Hochwasserereignis betroffen, das nahezu das gesamte Landesgebiet erfasste und Schäden in Milliardenhöhe verursachte. Innerhalb von fünf Tagen gingen flächendeckend rund 200 l/m² Regen nieder, in manchen Regionen sogar 400 bis 500 l/m². Die Perschling gehörte zu jenen Flüssen, an denen sogar ein 300-jährliches Hochwasserereignis aufgetreten ist. „Die Aufräumarbeiten waren beträchtlich“, betont Johannes Sanda: „Im Staubereich des Kraftwerks hatten sich Tausende Kubikmeter Schlamm und Treibgut angesammelt, es dauerte zwei Wochen, bis die Wehranlage wieder freigeräumt war. Auch die technische Ausstattung des Kraftwerks war schwer in Mitleidenschaft gezogen worden. Im unterirdischen Maschinengebäude, in dem auch die elektrotechnischen Komponenten untergebracht waren, stand das Wasser bis zur Decke.“
Profis am Werk
Für die Revitalisierung des Kraftwerks beauftrage TullnEnergie eine ganze Reihe österreichischer Branchenexperten. Dabei war der renommierte Kärntner Ökoenergieexperte Christoph Aste in beratender Funktion tätig. Der Maschinensatz, der bereits vor dem Hochwasser durch einen Wassereintritt komplett überschwemmt worden war, wurde durch die Kärntner Revitalisierungsspezialisten EFG in jeglicher Hinsicht wieder auf Vordermann gebracht. Mit dem Austausch der Schützenanlage an der Wehr, die nach dem Hochwasser komplett erneuert werden musste, wurde die oberösterreichische Danner Wasserkraft GmbH beauftragt. Die aus Stampfbeton bestehenden Trennpfeiler der Wehranlage wurden nach der Überflutung vom Baukonzern STRABAG mit Spritzbeton schutzbeschichtet. Vollständig neu ausgeführt werden musste zudem das elektround leittechnische Equipment der Niederdruckanlage. Diesen Auftrag sollten die Automatisierungsspezialisten der Schubert CleanTech GmbH erledigen, die den Tullnern seit Jahrzehnten als zuverlässige Partner bekannt sind, und bereits eine Vielzahl von Wasserwirtschaftsprojekten für die Stadtgemeinde umgesetzt hatten.
Kraftwerk für die Zukunft gerüstet „Um die elektronischen Komponenten des Kraftwerks vor zukünftigen Überschwemmungen zu schützen, wurde diese in einem hochwassersicheren Schaltanlagengebäude untergebracht, das an erhöhter Position neu errichtet wurde. Weil die Anlage nun ins öffentliche Netz einspeist, war auch die Verlegung einer neuen Energieableitung zu einer Trafostation des Energieversorgers EVN notwendig“, erklärt Christian
An den Trennpfeilern am Streichwehr wurde eine schützende Spritzbetonschicht aufgetragen, zudem wurde die Schützenanlage erneuert.
Schwarzenbohler, Schubert-Divisionsleiter für den Bereich Energieerzeugung. Die Herstellung der neuen Energieableitung und der dazugehörige Freiluft-Zählerverteiler waren ebenfalls im Schubert-Lieferumfang enthalten. Im Zuge der Revitalisierung wurden auch die technischen Gewerke an der Wehranlage in die Automatisierung miteinbezogen. Die Anlage wurde mit sämtlichen erforderlichen Einrichtungen in Bezug auf Netzverträglichkeit, IT-Sicherheit, Monitoring und Fernbedienbarkeit ausgestattet, womit diese nun auch vom zentralen Leitsystem der TullnEnergie überwacht und bedient werden kann. „Die Anlage ist nun auf dem Stand der Technik und für einen wirtschaftlichen Betrieb in den nächsten Jahrzehnten gerüstet. Mit dem Retrofit-Programm von Schubert CleanTech konnte einmal mehr die Performance einer Kraftwerksanlage gesteigert sowie der Schritt ins Digitalisierungszeitalter gesetzt werden“, bekräftigt Christian Schwarzenbohler.
Durchdachtes System
Der Schubert-Projektleiter Markus Hofstötter spricht ebenfalls von einem erfolgreichen Projekt und geht im Detail noch auf die Automatisierung des Rechenreinigers beim Kraftwerkseinlauf ein: „In der Betriebsart Pegelregelung wird versucht, den Wasserpegel nach dem Rechen auf dem eingestellten NiveauSollwert zu halten, wenn keine größere Wassermenge, als die Turbine verarbeiten kann, zufließt. Sollte durch Verklausungen am Rechen der Differenz-Grenzwert der Pegel-Sonden vor
Der Maschinensatz war bereits bei einem früheren Wassereintritt ins Krafthaus komplett überschwemmt worden – die Kärntner Revitalisierungsspezialisten EFG sorgten für dessen umfassende Sanierung.
Visualisierung der Kraftwerks-Leittechnik von Schubert CleanTech
bzw. nach dem Rechen erreicht werden, wird ein einzelner Reinigungsdurchlauf gestartet. Gezählt werden die Einzeldurchläufe durch einen Endschalter. Zusätzlich wurde eine Langzeitüberwachung eingerichtet, die eine Blockierung des Rechens signalisieren kann. Um potentiellen Verklausungen vorzubeugen, können auch zeitabhängige Einzeldurchläufe des Rechenreinigers vorgegeben werden. Wenn der Wasserpegel vor dem Rechen einen eingestellten Grenzwert erreicht, wird automatisch eine Hochwasserwarnung abgesetzt.“ Markus Hofstötter ergänzt, dass sich das Leitsystem des Kraftwerks im Bürogebäude der Tullner Kläranlage befindet. Dort erfolgt die Bedienung über einen Server-PC, der die aktuellen Daten von der Außenstation visualisiert. Die Messdaten und Störungsmeldungen werden vom Kraftwerk an das Leitsystem mittels LTEModem übertragen und aufgezeichnet. „Die Bedienung des Kraftwerks sollte in diesem Fall auf das Starten und Stoppen der Turbine begrenzt werden – eine Parameteränderung soll nicht über die Fernwartung durchgeführt werden. Störungen mit der Kategorie Warnung können über das Leitsystem quittiert werden. Der Rest muss vor Ort in Atzenbrugg über das Bediengerät und dessen Störungsquittierung erfolgen“, so der Projektleiter.
Plus für Ökostromproduktion
TullnEnergie-Geschäftsführer Johannes Sanda zieht ein durchwegs positives Fazit über die Kraftwerksrevitalisierung, die im November 2024 abgeschlossen werden konnte: „Wenn man das Hochwasser ausklammert, das erhebliche Zusatzkosten verursacht hat, war es ein sehr schönes Projekt, das unsere jährliche Eigenproduktion um ca. 200.000 kWh erhöht hat. Trotz der schwierigen Begleitumstände ist es gelungen, eine historische Anlage an einem bewährten Standort fit für das 21. Jahrhundert zu machen. Sehr erfreulich ist die Tatsache, dass die Turbinenleistung im Zuge der Revitalisierung um 8 Prozent gesteigert werden konnte. Grundsätzlich haben alle an der Umsetzung beteiligten Unternehmen sehr gute Arbeit geleistet, denn ohne kompetente Partner wäre der Projekterfolg nicht möglich gewesen.“
Der Vinschgau ist Europas größtes zusammenhängendes Obstanbaugebiet. Der Wasserverteilung kommt seit jeher eine zentrale Rolle zu.
MIT NEUER KRAFTWERKSKETTE STELLT SCHLANDERS
SEIN WASSERWIRTSCHAFTSMODELL AUF NEUE BEINE
Nach einer langen Vorlaufzeit von über 13 Jahren gelang es der Südtiroler Gemeinde Schlanders zusammen mit dem beauftragten Planungsbüro Patscheider & Partner in den vergangenen zwei Jahren ein Jahrhundertprojekt zu verwirklichen: ein Tal umspannendes, ganzheitliches Wasserwirtschaftssystem, das Energieproduktion, Trinkwasserversorgung und landwirtschaftliche Beregnung vereint. Mit insgesamt sieben neuen Kleinkraftwerken erzeugt die Gemeinde Schlanders im Jahr nun rund 20 Millionen Kilowattstunden saubere, erneuerbare Energie. Das komplexe System, bestehend aus zig Kilometern Leitungen, mehreren Wasserfassungen, den neuen Kraftwerken und einem ausgeklügelten Steuerungssystem, schafft einen unschätzbaren Mehrwert für die lokale Landwirtschaft und überhaupt für die Gemeinde. Mit einem Investitionsvolumen von fast 19 Millionen Euro gilt das neue Infrastrukturprojekt nicht nur als technisches Meisterstück, sondern auch als Symbol für regionale Zusammenarbeit und nachhaltige Zukunftsgestaltung.
Gemeinhin zählt der Vinschgau zu den trockensten Regionen der Alpen mit einem vergleichsweise geringen Jahresniederschlag von etwa 500 mm im Tal. Dennoch gilt die Region als das größte zusammenhängende Obstanbaugebiet Europas. Wasser ist naheliegender Weise also seit jeher die Lebensader, deren Nutzung in der Region auch immer wieder zu Diskussionen und Interessenskonflikten geführt hat. Für die Landwirte der beiden Fraktionen Schlanders und Kortsch bedeutet das Wasser aus dem Schlandrauntal Existenzsicherung – sei es für die Beregnung in heißen Sommern oder für den Frostschutz in kühlen Frühlingsnächten. Über die Jahrhunderte entstand daher ein gewachsenes Bewässerungssystem, in dem die Ressourcen des Schlandraunbaches zwischen den Interessensgruppen aufgeteilt wurden, primär für die Versorger Landwirtschaft, sekundär aber auch für die Energiegewinnung. Wenig überraschend präsentierte sich das Wassernutzungssystem im Hochtal Schlandraun als Sammelsurium von Ableitungen, Rohrsystemen, Kanälen und Waalen, das die Hänge mit Wasser versorgt. Seit den 1970ern existiert ein Was-
serkraftwerk, das einen Höhenunterschied von über 1.000 m nutzt; außerdem bezieht die Gemeinde Schlanders auch das Gros des Trinkwassers aus dem Schlandrauntal.
Alle Bedürfnisse müssen unter einen Hut
Als die Gemeinde Schlanders gemeinsam mit dem beauftragen Planungsbüro Patscheider & Partner GmbH aus Mals vor über 15 Jahren begann, über eine umfassende Lösung nachzudenken und erste Pläne zu entwickeln, war sie schnell mit jeder Menge Interessen, Auflagen, Forderungen und Begehrlichkeiten von Seiten der Behörden, vor allem aber auch von den in Beregnungskonsortien organisierten Bauern konfrontiert. Was folgte, war ein zäher Verhandlungsprozess über mehr als ein Jahrzehnt – geprägt von Misstrauen, Rückschlägen und der gewaltigen Herausforderung, die Bedürfnisse aller Beteiligten unter einen Hut zu bringen. „Dass am Ende ein umsetzungsreifes Gesamtkonzept stand, das diese unterschiedlichen Bedürfnisse in Einklang bringt, grenzt fast an ein kleines Wunder. Ehrlich gesagt, ich bin im Laufe
dieser Jahre öfter als einmal an meine persönlichen Grenzen gestoßen“, resümiert schmunzelnd der hauptverantwortliche Planer von Patscheider & Partner, Dr. Walter Gostner, seines Zeichens Geschäftsführer und Bereichsleiter für den Bereich Wasserbau bei Patscheider & Partner. Die Vielzahl der historisch gewachsenen Nutzungen bedeutete eben auch jede Menge Spannungsfelder. „Zwar hat es früher durchaus immer wieder einmal Konflikte gegeben, speziell wenn im Frühling noch nicht ausreichend Wasser für die volle Entnahme gemäß Konzessionen gegeben war. Aber da hat sich doch vieles geändert. Heute gehen die Vertreter der unterschiedlichen Interessensgruppierungen immer mehr aufeinander zu“, so der Planer. Ein weiterer Punkt, der früher suboptimal gelöst war: Wenn im April und im Mai noch zu wenig Wasser vorhanden war, gab es auch kein Restwasser für den unteren Abschnitt, sodass die ökologischen Bedingungen mangelhaft waren. Darüber hinaus war die Nutzung des Triebwassers im bestehenden Kraftwerk keineswegs optimal. Und weil auch bei einigen Zubringerleitungen Sanierungsbedarf bestand, bot es sich an, das gesamte Wasserverteilungssystem auf neue Beine zu stellen und die Wassernutzung am Schlandraunbach zu optimieren.
Hochkomplexes Wassernutzungssystem Was das Konzept ausmacht, das von Walter Gostner und seinem Team erarbeitet wurde: Es verfolgt einen ganzheitlichen Ansatz. Die vorhandenen Wasserressourcen des Schlandraunbaches sollten zwar im Wesentlichen den bestehenden Aufteilungen folgen, zugleich aber auch in einer Kraftwerkskette systematisch erschlossen werden. Anstelle einer unübersichtlichen Nutzung in vielen Einzelanlagen entstand die Idee, das Wasser in Stufen zu fassen, es mehrfach zu nutzen und dabei die Bedürfnisse von Energieproduktion, Trinkwasserversorgung und Landwirtschaft in adäquater Weise zu berücksichtigen.
Den Dreh- und Angelpunkt bildet dabei ein Verteilbauwerk auf rund 1.400 m Seehöhe, von den Planern auch „die Drehscheibe“ genannt. Aus gutem Grund, denn hier wird aufgeteilt. Je nach Bedarf wird das Wasser ins Beregnungssystem und/oder dem Kraftwerkssystem zugeführt. Von hier zweigt
Das neue Wassernutzungssystem im Schlandrauntal in schematischer Übersicht
Eine der größten und schwierigsten Baustellen befand sich im Areal vom Maschinenhaus KW II - hier erwiesen sich die Hänge als instabil.
die Leitung für das neue KW II und das ebenfalls neue Beregnungskraftwerk Zahlwaal ab, das in das Bewässerungssystem von Kortsch einspeist. Davon unabhängig wird hier auch Wasser für das neue Trinkwasserkraftwerk „Dr. Waldele“ gefasst. In der Wasserverteilung zwischen Kraftwerksnutzung und Beregnung hat die Landwirtschaft stets höhere Priorität.
Technisches Herzstück auf 1.400 m Seehöhe
Gleich mehrere Bauwerke bilden in diesem Talabschnitt auf relativ engem Raum das technische Herzstück des Konzepts: die erneuerte Fassung Zahlwaal und KW II mit angeschlossenem Verteilbauwerk, das neue Krafthaus KW I sowie das Krafthaus für das Trinkwasserkraftwerk Schupferquellen. Eine Kaskade oberhalb, auf knapp 1.800 m wurde im Zuge des Gesamtprojekts auch die Fassung für das neue, rund 400 m Höhenmeter tiefer gelegene KW I erneuert. Eine Kaskade darunter, auf rund 800 m Seehöhe wurde das Krafthaus für das Trinkwasserkraftwerk „Dr. Waldele“ neu errichtet, das Krafthaus für KW II – in dem das aufgelassene KW 0 (früher „KW Schlandraunbach“) untergebracht war – erweitert und adaptiert. Ergänzt wird das komplexe System durch mehrere Fassungen, die größtenteils schon bestehend waren. Während das Trinkwasser nach Passieren der Turbine im TWKW „Dr. Waldele“ dem Trinkwassernetz der Fraktion Kortsch zufließt, wird das turbinierte Trinkwassser aus dem TWKW Priel – das erweitert und ins Gesamtsystem eingebunden wurde – dem Trinkwassernetz der Fraktion Schlanders zugeführt. Jenes Wasser das in KW II hydroenergetisch genutzt wird, gelangt schließlich in die Beregnungsleitung Schlanders. Das letzte Glied in der Kraftwerkskette bildet das KW III in der Nähe der Sportzone, das über eine Parallelnutzung direkt an die Beregnungsleitung gekoppelt ist und überschüssiges Wasser für die Energiegewinnung einsetzt. Dieses Kraftwerk kann also vor allem in den Wintermonaten in Betrieb sein, oder wenn genügend Wasser vorhanden ist.
Kilometerweise neue Rohrleitungen im Untergrund Um dieses breit aufgefächerte Wassersystem optimal an das neue Konzept anzupassen, waren umfangreiche Bauarbeiten erforderlich, beginnend mit der Verlegung von mehr als 10 Kilometer an neuen Rohrleitungen unterschiedlicher Ausführungen und Dimensionen für Druck-, Trinkwasser- und Beregnungswasserleitungen, der Errichtung von sieben neuen Kraftwerken sowie weitere Arbeiten an den Quellfassungen, wie den Schupferquellen sowie den Schimpfesquellen.
Die Bauaufsicht oblag dabei ebenso dem beauftragten Planungsbüro Patscheider & Partner.
Bei der Wahl des Rohrmaterials kam wenig überraschend eine breite Palette an Rohrvarianten zum Einsatz. Während man im untersten Abschnitt der Druckrohrleitung für KW II auf Stahl setzte, wurde der Großteil der anderen Druckrohrleitungen in Guss ausgeführt. Dabei vertrauten die Verantwortlichen auf die Qualität der Rohre aus dem Hause TRM (Tiroler Rohre GmbH). So wurden etwa 2,5 km Gussrohre DN400 für das neue Beregnungskraftwerk, 2,8 km Gussrohre DN600 für die neuen Wasserkraftwerke und 4,0 km Gussrohre DN200 für die neuen Trinkwasserkraftwerke unterirdisch verlegt. Das Besondere an der Ausführung: „Alle Gussrohre wurden innen mit einer Sonderbeschichtung aus Tonerdezement ausgeführt. Damit soll einer möglichen Korrosionsneigung vorgebeugt werden, die durch das weiche Wasser aus dem Schlandrauntal gegeben ist“, erklärt Walter Gostner. Die Gussrohre von TRM bringen darüber hinaus Vorteile in punkto Wirtschaftlichkeit mit sich. Nicht zuletzt deshalb, da sie eine sehr einfache Verlegung im schwierigen, alpinen Gelände ermöglichen.
Bauarbeiten erstrecken sich über das ganze Tal Nachdem das Planungsteam von Patscheider & Partner über 13 Jahre hinweg damit beschäftigt war, Kompromisse mit den landwirtschaftlichen Konsortien zu finden, behördliche Genehmigungen einzuholen sowie strenge ökologische Auflagen zu erfüllen – und nachdem die letzte erforderliche Konzession erteilt worden war, wurde für die Errichtung der Kraftwerkskette die „Schlandraun Konsortial GmbH“ gegründet. Sie gehört zu 95 Prozent der Gemeinde Schlanders und zu 5 Prozent dem VEK (Vinschgauer Energie Konsortium). Im Spätherbst 2023 stand dem Baubeginn somit nichts mehr im Weg. Sehr schnell verwandelte sich zu dieser Zeit das beschauliche Schlandrauntal in eine Großbaustelle – zumindest zum überwiegenden Teil. Über eine Gesamtstrecke von circa 13 Kilometern, angefangen am Taleingang bei Plazoal bis hinauf zu den „Schupferquellen“, wurde das Landschaftsbild geprägt durch eine Vielzahl von Firmenfahrzeugen, Baggern, Baumaschinen, Lagerstellen für die jeweiligen Rohrschüsse, Stromkabeln und die zahlreichen behelmten Arbeiter der beauftragten Baufirmen, die das komplexe Projekt umsetzten. Die Baulose wurden an verschiedene lokale und überregionale Firmen für den Hoch- und Tiefbau vergeben – darunter Andi Bau, Vinschger Bau und Marx / Mair für die Baumeister- und Erdarbeiten, was sich in der Folge als Glücksgriff erweisen sollte, wie Planer
Um die Hänge oberhalb von Maschinenhaus KW II zu sichern, setzte die Baufirma erfolgreich Mikropfähle ein.
Im Schlandrauntal wurde eine Vielzahl von Leitungen verlegt. Das Gros der Druckrohrleitungen wurde aus Gussrohren von TRM erstellt.
Walter Gostner bestätigt: „Es hat sich gezeigt, dass es sehr sinnvoll war, Firmen aus der Umgebung für die bauliche Umsetzung beauftragen zu können. Sie kennen die Region, die Topographie und konnten sich dementsprechend auch mit dem Projekt identifizieren. Ich glaube, nur dadurch war es möglich, den engen Terminplan einzuhalten.“
Extreme Herausforderungen für die Baufirmen Schließlich sollten sich die Bauarbeiten und deren logistische Abstimmung ähnlich komplex erweisen wie das Projekt selbst. Die größten Herausforderungen für die Baufirmen lagen dabei in der extremen Topografie des Schlandrauntales, den parallel verlaufenden Leitungssystemen für Trinkwasser, Beregnung und Energie sowie dem engen Terminplan. Hinzu kamen logistische Probleme, bedingt durch Straßenschäden und die generell sehr engen Bergstraßen, geologisch instabile Hänge und witterungsbedingte Erschwernisse. „Gerade in den extrem steilen Bereichen, wie etwa beim Bau der Stahlrohrleitung für KW II, waren die Arbeiten nur mithilfe von Schreitbaggern möglich. Eine weitere Herausforderung war die Errichtung des Maschinenhauses von KW II. Die Hänge hier waren so instabil, dass wir sie mit Mikropfählen sichern mussten“, erklärt Gostner und lobt die Baufirmen, dass sie auch in den kalten Wintermonaten effektiv durchgearbeitet hatten. Schließlich lautete ein zentrales Ziel der Arbeiten: Im März 2024 musste die Beregnungsleitung wieder in Betrieb gehen – ein Versprechen
Visualisierung Verteilbauwerk: Hier zweigen die Leitungen für KW II und das Beregnungs-KW ab – sowie jene für das neue Trinkwasserkraftwerk „Dr. Waldele“. Die Regelung wurde von der Firma EN-CO realisiert.
an die Beregnungskonsortien, das trotz aller Hindernisse eingehalten wurde. Rechtzeitig zu Beginn der Beregnungssaison konnten die Landwirte zum vereinbarten Zeitpunkt über ihr Wasser verfügen. Das gesamte Bauprojekt konnte im Wesentlichen nach eineinhalb Jahren Bauzeit abgeschlossen werden. Besonders erleichtert zeigt sich der verantwortliche Planer auch darüber, dass der Baustellenbetrieb nur einen einzigen Unfall zu verzeichnen hatte. „Das war ein wichtiges Thema. Die Straßen sind steil und eng, und teilweise fällt das Gelände daneben fast senkrecht über mehrere hundert Meter ab. Da waren alle Beteiligten voll gefordert, ständig die Konzentration hoch zu halten“, so Walter Gostner.
Wasserfassungen mit moderner Coanda-Technik Was im Gesamtkonzept bei den Anpassungen beziehungsweise Erneuerungen der Wasserfassungen auffällt: Im Schlandrauntal kommen ausschließlich Coanda-Systeme zum Einsatz. Dies aus gutem Grund: Hat sich die Technik, die den sogenannten Coanda-Effekt nutzt, gerade in den letzten Jahren in der Wasserkraft immer stärker etabliert. Über den Rechenrost, der von massiven Metallstäben vor mechanischer Beschädigung geschützt wird, wird das Wasser am Feinsieb entnommen und weiter in die Druckrohrleitung geführt, während gröbere Feststoffe wie Geschiebe, Laub oder Schwemmholz über die Oberfläche abgeleitet werden. Im Vergleich zu herkömmlichen Fassungen mit einfachem Tirolerwehr be-
Das Verteilbauwerk auf ca. 1.400 m Seehöhe direkt neben den neuen Krafthäusern von KW I sowie dem Trinkwasserkraftwerk Schupferquellen
Die neue Wasserfassung KW I wurde als Coanda-Rechen mit übergelagerten Schutzstäben von der Firma Gufler Metall geliefert.
deutet dies mehrere Vorteile: Die Anpassung an wechselnde Wasserführungen erfolgt zuverlässiger, die Gefahr des Verlegens wird reduziert, und der Wartungsaufwand sinkt deutlich. Gleichzeitig sorgt die hohe Abscheideleistung der CoandaSysteme dafür, dass sedimentfreies Wasser in die Druckleitung gelangt, was wiederum die Lebensdauer der Turbinen erhöht. Beim Kaskaden-Projekt Schlandraun wurden daher sämtliche Fassungen mit Coanda-Technik ausgestattet, realisiert durch die erfahrenen Hersteller Gufler Metallbau und Hydro Screen.
Sieben auf einen Streich
In Summe wurden im Schlandrauntal sieben Kraftwerke gebaut. Mit KW I, KW II und KW III wurden drei größere Kleinwasserkraftwerke realisiert, wobei im KW III eine Anlage mit zwei Maschinensätzen errichtet wurde. Hinzu kommen das Beregnungswasserkraftwerk Zahlwaal sowie die drei Trinkwasserkraftwerke Dr. Waldele, Schupferquelle und das eingebundene TWKW Priel. Was die drei Trinkwasserkraftwerke von den anderen vier Kleinkraftwerken grundsätzlich unterscheidet, ist ihre Ausführung und ihre doppelte Funktion im Hinblick auf Druckreduzierung im Trinkwassernetz und Energieproduktion. „Die Turbinen für Trinkwasserkraftwerke müssen so ausgelegt sein, dass sie hygienisch unbedenklich, korrosionsfest und ölfrei betrieben werden können“, erklärt der erfahrene Planungsingenieur. „Und zudem müssen die Trinkwasserkraftanlagen mit Bypass-Systemen ausgerüstet
Die beiden Maschinenhäuser für TWKW Schupferquellen und KW I –hier waren umfangreiche Hangsicherungsmaßnahmen erforderlich.
sein, damit im Falle eines Maschinenstillstands jederzeit die Trinkwasserversorgung gewährleistet ist.“
Mit der elektromechanischen Ausrüstung der drei Trinkwasserkraftwerke wurde der Sextner Turbinenspezialist Tschurtschenthaler beauftragt, der auf eine jahrzehntelange Erfahrung im Kleinwasserkraftsektor zurückgreifen kann. Das Unternehmen aus Sexten steht für maßgefertigte Qualitätsarbeit und kurze Lieferzeiten durch komplette In-House Konstruktion und Fertigung mit modernstem Maschinenpark und langjährigen MitarbeiterInnen. Turbinen aus dem Hause Tschurtschenthaler zeichnen sich durch Langlebigkeit, geringen Wartungsaufwand aufgrund der hohen Materialqualität, robuste Bauweise und Top-Effizienz aus. Ihr jahrzehntelanges Know-how konnten die Profis von Tschurtschenthaler auch bei diesem Südtiroler Referenzprojekt unter Beweis stellen.
Für die Steuerung von 5 der 7 neuen Anlagen zeichnete mit Electro Clara ein höchst erfahrenes Branchenunternehmen verantwortlich, das sowohl beim leistungsstarken Kraftwerk Zahlwaal als auch beim KW III mit den beiden Francis-Turbinen seine große Kompetenz in Sachen Steuerungs- und Automationstechnik demonstrieren konnte.
Starke Performance in den Maschinenhäusern
Auch die großen Turbinen für die Kraftwerke KW I, KW II und KW III konnten an einen Südtiroler Turbinenbauer vergeben
Der erfahrene Wasserkraftspezialist Tschurtschenthaler aus Sexten lieferte die aus Edelstahl gefertigten Trinkwasserturbinen – außerdem jene für das Beregnungskraftwerk Zahlwaal. (Im Bild: TWKW Schupferquellen)
Die Steuerungstechnik für das leistungsstarke Beregnungskraftwerk Zahlwaal wurde in mustergültiger Weise von Electro Clara umgesetzt.
werden. Die zwei Peltonturbinen für KW I und KW II sowie die beiden Francis-Turbinen für das KW III wurden von der Firma Sora konstruiert, gefertigt, geliefert und in Betrieb gesetzt. Hohe Materialqualität und modernstes Design sorgen zugleich für hohe Betriebssicherheit und Top-Effizienz. Für die beiden Kraftwerke KW I und KW II lieferte der Turbinenbauer aus Kiens jeweils eine 4-düsige Peltonturbine, die beide aus Gründen der Laufruhe einbetoniert wurden. Während die Turbine für KW I auf eine Leistung von 2,1 MW ausgelegt ist, kommt die Turbine für KW II auf eine Nennleistung von knapp 3,5 MW – sie ist damit die leistungsstärkste im gesamten Kraftwerksportfolio des Schlandrauntals. Die beiden Francis-Spiralturbi-
Ein Blick in den Maschinenraum von KW III: Die Francis-Turbinen von Sora laufen vor allem im Winter oder bei Wasserüberschuss.
nen in KW III sind auf 480 kW ausgelegt. Dank einer hochmodernen neuen hydraulischen Form konnte der Wirkungsgrad dieses Maschinentyps von Sora in den letzten Jahren weiter hochgeschraubt werden. Die einzelnen Komponenten der Sora-Turbinen werden hochpräzise mit modernsten CNC-Maschinen in der eigenen Werkstätte in Kiens hergestellt.
Oberhoheit der Wasserzuteilung bei Landwirten
Eine der größten Herausforderungen des gesamten Projekts betraf die übergeordnete Leittechnik für das gesamte System, die von der Firma EN-CO aus Ratschings meisterhaft realisiert werden konnte. In den Verteilungsbauwerken erfassen Senso-
Die leistungsstärksten Turbinen, wie jene für das KW I, wurden einbetoniert. Damit ist eine hohe Laufruhe der Maschinen sichergestellt.
ren und Durchflussmessungen präzise, wie viel Wasser wo einströmt und weitergeleitet wird. Auf dieser Basis sorgt die neue Software nicht nur für eine optimale Energienutzung, sondern auch für ein transparentes und faires Wassermanagement. Eine absolute Besonderheit ist, dass die Landwirtschaft von Kortsch und Schlanders direkten Zugriff auf definierte Steuerungsparameter hat. So können die Bewässerungskonsortien selbst festlegen, in welchem Verhältnis das verfügbare Wasser verteilt wird – etwa nach Prozentsätzen oder konkreten Literwerten pro Sekunde. Die Priorität liegt stets bei der Bewässerung, während die Energieproduktion flexibel nachgelagert ist. Walter Gostner: „Entscheidend war, dass die Oberhoheit
Die Leittechnik, die von der Firma EN-CO realisiert wurde, ermöglicht eine ausgewogene Balance zwischen Landwirtschaft und Wasserkraft.
über die Wasserzuteilung bei den Landwirten verbleibt: Damit ist sichergestellt, dass sowohl die Versorgung als auch die Stromproduktion im Rahmen der Konzessionen reibungslos zusammenwirken. Durch die von EN-CO entwickelte Visualisierung ist der Betrieb jederzeit nachvollziehbar, Spekulationen über die Wasserverteilung haben damit ein Ende.“ Dass heute alle sieben Anlagen über ein digitales Visualisierungssystem miteinander kommunizieren, war eine elektro- und programmiertechnische Meisterleistung. Das Ergebnis ist ein System, das auf Knopfdruck zwischen Energieproduktion und Landwirtschaft balanciert – und damit beispielhaft zeigt, wie Wasserwirtschaft im alpinen Raum der Zukunft funktionieren kann. Ein wichtiger Teil des Projekts waren auch die Mittelspannungsleitungen – insgesamt rund 5 km – mit sieben Verteilerkabinen. Diese Infrastruktur wurde ebenfalls von EN-CO umgesetzt, inklusive vollständiger Überwachung und Schutztechnik sowie Einbindung in die Leitstelle der Stromversorgung.
Voller Erfolg für ein Jahrhundertprojekt
Das neue Wasserwirtschaftssystem im Schlandrauntal ist ein Jahrhundertprojekt für die Region, das Energieproduktion, Trinkwasserversorgung und Beregnung synergetisch vereint. „Das Projekt zeigt eindrucksvoll, was möglich ist, wenn technisches Know-how und politischer Gestaltungswille im Sinne von Landwirtschaft und Bevölkerung konsequent umgesetzt werden“, freut sich Schlanders Bürgermeisterin Christine Kaaserer. Die Realisierung ist nicht zuletzt auch der Weitsicht
Hoch komplexes System aus Verrohrung, Armaturen und Ventilen im Untergrund des neuen Trinkwasserkraftwerks Schupferquellen – geliefert und montiert von
Am Talausgang wurde der Schlandraunbach erfolgreich für die heimische Fauna und Flora verbessert und adaptiert.
und Beharrlichkeit von Alt-Bürgermeister Dieter Pinggera und Gottfried Niedermair vom Bonifizierungskonsortium zu verdanken, die mit ihrer Arbeit den Grundstein legten – davon ist Planer Walter Gostner überzeugt. Aber auch ihm gebühre großer Dank, wie Bürgermeisterin Kaaserer betont: Schließlich habe er mit Fachkompetenz und Überzeugungskraft selbst einen zentralen Beitrag für das Gelingen des Vorhabens geleistet.
Rund 19 Mio. Euro flossen in das Jahrhundertprojekt – eine enorme Investition für eine kleine Gemeinde mit rund 6.400 Einwohnern. Mit den neuen Kraftwerken ist es allerdings gelungen, die bisherige Stromproduktion zu verdreifachen. Die sieben neuen Kraftwerke liefern im Durchschnittsjahr rund 19 Mio. Kilowattstunden sauberen Strom – genug, um rein rechnerisch sämtliche Haushalte und Klein- und Mittelbetriebe der Gemeinde weitgehend unabhängig mit Strom zu versorgen. Es ist ein wegweisendes Modell für integrierte Wasser- und Energienutzung, das weit über die Gemeinde hinausstrahlt.
Der Aufwand hat sich gelohnt. Nach 15 Jahren Vorarbeit kann man in Schlandraun heute ein rundum positives Resümee ziehen. Im Bild: Planer Dr. Walter Gostner und Bürgermeisterin Christine Kaaserer.
den Profis von Gufler Metall.
Sämtliche Teilnehmerinnen und Teilnehmer der 9. Praktikerkonferenz Wasserkraft / Turbinen / Systeme, die Mitte September 2025 in den Räumlichkeiten der Technischen Universität Graz abgehalten wurde.
VOLLER ERFOLG FÜR WASSERKRAFT-PRAKTIKERKONFERENZ
Die 9. Praktikerkonferenz Wasserkraft / Turbinen / Systeme, die am 16. und 17. September 2025 an der Technischen Universität Graz stattgefunden hat, war erneut ein voller Erfolg. Weit über 100 Expertinnen und Experten aus den Bereichen Industrie, Forschung und Praxis nutzten die in Fachkreisen renommierte Veranstaltung, um sich über aktuelle Projekte und Entwicklungen zu informieren. Die von der Prof. Dr. Jaberg & Partner GmbH organisierte Konferenz bot ein vielseitiges und äußerst interessantes Programm, das sich von der Rolle der Wasserkraft in der Energiewende bis hin zu neuen Entwicklungen und Erfahrungsberichten zu laufenden Projekten erstreckte. Besondere Aufmerksamkeit fanden Themen wie Digitalisierung, Modernisierung von Kraftwerken, Betriebserfahrungen und die Anforderungen an die Energiespeicherung. Wie in den Jahren zuvor bildete die Praktikerkonferenz zudem eine professionelle Netzwerkplattform für den Wissens- und Erfahrungsaustausch unter Fachleuten.
Dr. Jürgen Schiffer-Rosenberger und Prof. Dr. Helmut Jaberg zeigten sich sehr erfreut, dass die 9. Praktikerkonferenz Wasserkraft / Turbinen / Systeme erneut als voller Erfolg verbucht werden konnte. Auch 2025 waren eine Vielzahl ausgewiesener Expertinnen und Experten in die steirische Landeshauptstadt gekommen, um sich über aktuelle Entwicklungen und Projekte in der Branche auszutauschen. Ein wesentliches Merkmal der traditionell im 2-Jahres-Rhythmus abgehaltenen Veranstaltung ist die Pflege des offenen Wortes. Den Vortragenden steht stets genügend Zeit zur Verfügung, um über komplexe Themen zu referieren und sich im Anschluss den Fragen aus dem Auditorium zu stellen. „Wir haben noch nie eine Diskussion abgebrochen“, betont Prof. Jaberg, der das Institut für Hydraulische Strömungsmaschinen an der Technischen Universität über 25 Jahre geleitet hat.
Spannende Themenfelder
Auch 2025 sollte die Praktikerkonferenz wieder ein breites Themenspektrum abdecken. Den Eröffnungsvortrag mit dem Titel „Energiewende und die Rolle der Wasserkraft“ hielt Andreas Mühlig, Senior Vice President und Leiter der Geschäftseinheit Erzeugung/Betrieb beim deutschen Energiekonzern EnBW AG. Dabei wurde unter anderem die Balance von Klimaschutz, Ver-
sorgungssicherheit und Bezahlbarkeit behandelt. Danach trat der ANDRITZ Hydro-Chief Technology Officer (CTO) Markus Schneeberger auf das Podium, um über die Anforderungen der globalen Energiewende und die Rolle der Wasserkraft aus der Sicht eines führenden Herstellers zu referieren. Der Pumpspeicherboom in China, Indien und Europa, aber auch Beobachtungen des thermischen Kraftwerksmarkts waren Kernpunkte des Vortrags. Anschließend war Paul Ablinger, Geschäftsführer
beim Eröffnungsvortrag
Auditorium
von Andreas Mühlig (EnBW AG)
ÖBB-Maschinenbautechnikerin Sarah Usel sprach über die Herausforderungen beim Bau des Bahnstrom-PSKW Tauernmoos.
der Branchenvertretung Kleinwasserkraft Österreich, an der Reihe, um über den Status, die Herausforderungen und die Potentiale der heimischen Kleinwasserkraft zu sprechen. Danach gehörte die Aufmerksamkeit des Publikums Christoph Gallaun von der Vorarlberger illwerke vkw AG. Der Projektleiter behandelte die Thematik der datengestützten Instandhaltung, wobei Methoden, Anwendungen und Infrastruktur vorgestellt wurden.
Austausch unter Experten
Nach der Mittagspause eröffnete Thomas Gaal, Abteilungsleiter Kraftwerkstechnik bei der Schweizer Axpo AG, den nachmittäglichen Vortragsblock, wobei ein praxisnaher Rückblick auf 20 Jahre Erfahrungsreichtum mit Generatoren geworfen wurde. Darauf folgte Stefan Leitner, Experte für elektromechanische Kraftwerksausrüstung bei der Kärntner Kelag AG, der über die Herausforderungen bei der Revitalisierung des Maschinensatzes der Kraftwerksanlage Außerfragant 1 berichtete. Den nächsten Vortrag hielt Thomas Aschenbrenner, der von 2016 bis 2024 die Position als Leiter der Turbinenentwicklung bei Voith Hydro innehatte. Dieser teilte seine Erfahrungen bei Pumpspeicherprojekten mit hoher Fallhöhe und Leistung. Im Anschluss referierten die beiden ANDRITZ-Experten Alexander Obermann und Arno Gehrer über den Umbau und das Upgrade einer horizontalen Francis-Turbine im Vorarlberger Rodundwerk I. Last but not least war Christian Winkler, Vertriebsleiter beim deutschen Niederdruckspezialisten Dive Turbinen, an der Reihe. Mit seinem Beitrag über den Ersatz historischer FrancisTurbinen durch drehzahlgesteuerte Propeller-Maschinen war die Vortragsreihe am ersten Veranstaltungstag abgeschlossen. Zur Abendveranstaltung ging es für die Teilnehmer in den beliebten Grazer Gasthof Stoffbauer. Bei kulinarischen Spezialitäten aus der Steiermark und dem einen oder anderen Gläschen fand der Tag einen gemütlichen Ausklang.
Nächste Praktikerkonferenz im September 2027
Auch am zweiten Tag der Praktikerkonferenz sollten interessante Themen und Projekte ausführlich präsentiert und besprochen werden. Gerhard Penninger, Leiter der Abteilung Maschinen- und Stahlwasserbau bei VERBUND, berichtete über den maschinenbautechnischen Neubau des Kraftwerks Kaprun Hauptstufe. Weiter ging es mit Sarah Usel von der ÖBB-Infrastruktur AG und Alexander Karl von der AFRY Austria GmbH, die über die Herausforderungen beim Bau des Bahnstrom-Pumpspeicherkraftwerks Tauernmoos, das 2028 ans
Netz gehen soll, referierten. Um die Optimierung eines Wasserschlosses und die Wasserwege eines Pumpspeicherkraftwerks drehte sich der nächste Vortrag, den Matthias Saurwein von ILF Consulting Engineers Austria und Wolfgang Richter von der TU Graz vorbereitet hatten. Der anschließende Vortrag von Benjamin Strohmaier, Prokurist bei der BVT Beschichtungs- und Verschleißtechnik GmbH, beschäftigte sich mit der Anwendung von thermischem Spritzen in der Wasserkraft. Nach einer Stärkung am Mittagsbuffet ging es weiter mit Kochendörfer Wasserkraftanlagen-Geschäftsführer und Inhaber Ingo Giersemehl. Der Vortrag hatte die Neukonstruktion eines Drosselklappentellers im Fokus, der bei der Revision des Schweizer Kraftwerks Mapragg in ein bestehendes Klappengehäuse eingebaut wurde. Im Anschluss war Wolfgang Kofler, Leiter der Abteilung Anlagenplanung beim Tiroler Energieversorger TIWAG, an der Reihe. Dieser referierte über die Anforderungen von Energiespeicherung, wobei eine Bestandsaufnahme und ein Zukunftsausblick vorgenommen wurden. Den Abschlussvortrag der 9. Praktikerkonferenz hielten Susanne Thum, Inhaberin des Ingenieurbüros Hydro Consulting & Engineering, und Christoph Bohnert, der im technischen Vertrieb bei Wiegert & Bähr tätig ist. Die beiden stellten die Entwicklung eines Baukastensystems für Pelton-Turbinen vor.
Mit den Schlussworten von Prof. Jaberg, der die Veranstaltung gemeinsam mit Dr. Schiffer-Rosenberger wie gewohnt in charmanter Manier moderiert hatte, fand die 9. Praktikerkonferenz den finalen Ausklang. Dass es eine 10. Praktikerkonferenz Wasserkraft / Turbinen / Systeme geben wird, steht bereits heute fest: Diese wird im September 2027 wieder an der TU Graz stattfinden – die Teilnahme lohnt sich.
ANDRITZ Hydro-CTO Markus Schneeberger hielt einen Vortrag über den globalen Hydromarkt aus der Sicht eines führenden Herstellers.
Christoph Gallaun von der illwerke vkw AG referierte über das Thema datengestützte Instandhaltung.
NEUANFANG IN DER KLAMM: KELAG BAUT ZERSTÖRTES KRAFTWERK ARRIACH NEU
Nachdem das Wasserkraftwerk Arriach und das gleichnamige Schaltwerk im Sommer 2022 bei einer Unwetterkatastrophe nahezu gänzlich zerstört worden waren, konnte nun – drei Jahre später – der Wiederaufbau beider Anlagen erfolgreich abgeschlossen werden. Betreiber Kelag und Kärnten Netz investierten zusammen rund zehn Millionen Euro in das Neubauprojekt, in dem neben modernster Wasserkrafttechnik vor allem auch der Hochwasserschutz im Fokus stand. In nur anderthalb Jahren Bauzeit gelang es den Verantwortlichen, das Kraftwerk inklusive neuer Wasserfassungen und Druckrohrleitung wiederzuerrichten. Ohne Veränderungen der Konzessionsdaten erzeugt das wiederbelebte Kraftwerk heute um rund 16 Prozent mehr Strom als der Altbestand, das Regelarbeitsvermögen deckt den jährlichen Strombedarf von rund 1.850 Haushalten. Kelag setzte damit nicht nur ein starkes Zeichen für die nachhaltige Energiezukunft in Kärnten, sondern konnte im Rahmen der Projektrealisierung einmal mehr jede Menge eigenes Know-how einbringen.
In der Nacht auf den 29. Juni 2022 zogen schwere Unwetter eine Spur der Verwüstung durch das Oberkärntner Gegendtal zwischen Millstätter und Ossiacher See. Sintflutartige Regenfälle ließen den Afritzer Bach in kürzester Zeit anschwellen, Verklausungen an der Zufahrtsbrücke zum bestehenden Kraftwerk Arriach stauten das Wasser meterhoch auf. Schließlich brachen die Wassermassen durch – und rissen das fast 100 Jahre alte Maschinenhaus mitsamt dem 2017 erneuerten Schaltwerk der Kärnten Netz in kürzester Zeit nahezu vollständig weg. Zurück blieben nur Fundamente und ein Trümmerfeld. Ein entsprechendes Bild bot sich im Übrigen an den Wasserfassungen.
Angesichts der Tatsache, dass es sich beim Wasserkraftwerk Arriach um einen zentralen Baustein der regionalen Stromversorgung und beim Schaltwerk um einen wichtigen Netzknotenpunkt handelte, war für die Kelag und die Kärnten Netz eines sofort klar: Diese zentralen Anlagen sollten an der selben Stelle wieder aufgebaut werden. Dem Bekenntnis folgten
prompt die offiziellen Entscheidungen für den Wiederaufbau. „Noch während die Aufräumarbeiten liefen, haben erste Gespräche mit Behörden und Planern begonnen. Wir starteten im Grunde von einem 0-Punkt weg, mussten versuchen das alte Konzept neu zu denken – und gleichzeitig überlegen, wie wir künftige Schäden verhindern können“, erinnert sich der Projektleiter Bau Alexander Ulbing.
Planungen im rechtlichen Neuland
Das Kraftwerk Arriach der Kelag (links) und das Schaltwerk der Kärnten Netz (rechts) wurden nach ihrer Zerstörung wieder vollständig neu errichtet. Nach den verheerenden Unwettern über dem
Ein völlig neuer Aspekt ergab sich aus dem Umstand, dass man sich mit dem fast 100-jährigen Kraftwerk zur Zeit der Unwetterkatastrophe im behördlichen Wiederverleihungsprozess befand. Damit war man plötzlich im juristischen Neuland gelandet. Schließlich gab es in Österreich bislang keinen vergleichbaren Fall, bei dem ein Kraftwerk während eines laufenden Wiederverleihungsverfahrens zerstört wurde. Damit fehlte jede rechtliche Grundlage, wie in einer solchen Situation zu verfahren sei. „Hätte das Verfahren neu aufgerollt werden müssen? Was soll wiederverliehen werden, wenn es kein Kraftwerk mehr gibt? Diese Fragen standen plötzlich im Raum und machten intensive Gespräche mit den zuständigen Stellen notwendig“, erzählt Johannes Klausner, Gesamtprojektleiter und Projektleiter Maschinenbau der Kelag. In enger Abstimmung mit den Behörden gelang es schließlich, eine pragmatische Lösung zu finden, die so auch absolut rechtskonform war. „Wir haben uns mit der Behörde darauf verständigt, dass man die Wasserkraftanlage an derselben Stelle unter Beibehaltung derselben Ausbauwassermenge und derselben Fallhöhe wiedererrichtet. Nach dem Wiederaufbau gehen wir auf konventionellem Weg in das Wiederverleihverfahren“, so der Fachmann der Kelag. Dass sich das grundsätzliche Anlagenkonzept über fast 100 Jahre bestens bewährt hatte, erleichterte das Vorhaben verständlicher Weise.
Gegendtal im Juni 2022 blieb vom damals fast 100-jährigen Kraftwerk Arriach nur ein Trümmerfeld.
Ein fast 100 Jahre bewährtes Anlagenkonzept
Das Kraftwerk Arriach war ursprünglich in den Jahren 1923 bis 1925 von der Stadt Villach errichtet worden. Es sollte die Stadt und die nähere Umgebung mit elektrischer Energie versorgen und so die regionale Entwicklung voranbringen. Zu diesem Zweck wurde am Arriachbach eine Wasserfassung mit einer Stauklappe und einer seitlichen Entnahme, dazu ein Freispiegelstollen zum 6.200 m3 fassenden Tagesspeicher, und eine rund 280 m lange Druckrohrleitung bis zum Krafthaus errichtet. Dort befand sich mit den beiden installierten Zwillingspeltonturbinen das elektromechanische Herz der Anlage. „Diese Anlagenkonfiguration bestand bis Ende der 1940er Jahre. Zu diesem Zeitpunkt – man hat das Kraftwerk gerade in die Kelag eingegliedert – wurde mit der Bachfassung Laastädterbach eine zweite, etwas kleinere Fassung errichtet, die in die bestehende Stollenbeileitung einmündet. Damit konnte die Stromproduktion weiter gesteigert werden“, erklärt Johannes Klausner. Auf Basis dieses Anlagenkonzepts lieferte das Kraftwerk Arriach über Jahrzehnte sauberen Strom – bis zur verhängnisvollen Unwetternacht im Juni 2022.
Aufräumen unter schwierigsten Bedingungen
In einem ersten Schritt standen Aufräumarbeiten auf dem Programm. Zunächst mussten gewaltige Mengen an Geröll und Sediment entfernt und die beschädigten Bauwerke abgebrochen werden. Parallel sorgte Kärnten Netz mit provisorischen Leitungen dafür, dass die Stromversorgung der Umgebung aufrechterhalten werden konnte.
Um die neue Anlage dauerhaft gegen Hochwasser zu sichern, wurden in Zusammenarbeit mit den Behörden umfassende
Schutzmaßnahmen geplant. Dazu zählen vor allem verstärkte Uferbefestigungen sowie ein verbesserter Hochwasserschutzdamm entlang des Afritzer Baches. „Der Standort des Krafthauses wurde um acht Meter bergwärts verschoben, das Bachbett verbreitert und eine neue Ufermauer aus stabilem Stahlbeton errichtet“, erläutert Alexander Ulbing und betont, dass sämtliche wasserbaulichen Anlagenteile so ausgelegt wurden, dass die größte anzunehmende Abflussmenge problemos abgeführt werden kann. Damit soll verhindert werden, dass sich ein Ereignis wie bei der Zerstörung der alten Anlage wiederholen kann. Die Wasserkraftanlage sollte nicht nur wiedererrichtet, sondern auch robuster ausgeführt werden – für die nächsten 100 Jahre. Dabei erwies es sich als vorteilhaft, dass die Kelag über eine eigene Planungsabteilung verfügt. Dank hauseigenem Knowhow konnten viele Arbeitsschritte intern abgewickelt werden – von der Projektentwicklung bis zur Detailplanung. Das bedeutete nicht nur kurze Entscheidungswege, sondern auch ein hohes Maß an Flexibilität. Externe Partner wurden gezielt dort eingebunden, wo spezielles Fachwissen, etwa in Fragen zu Ökologie, Geologie oder Hochwasserschutz, erforderlich war. Unter anderem führte das Ingenieurbüro HPC IBK GmbH einen wesentlichen Teil des Konstruktiven Ingenieurbaus durch. Auf diese Weise entstand eine effiziente Kombination aus interner Kompetenz und externer Expertise.
Baustart in der engen Klamm
Ende 2023 erfolgte der Spatenstich für den Neubau. Die Umsetzung des Neubaus erfolgte in zwei Baulosen, die beide von der Baufirma HABAU übernommen wurden. Schon zu Beginn
Auch die Wasserfassung Arriachbach wurde von den Schlammfluten zerstört. Sie wurde in modernisierter Form am selben Standort wiedererrichtet.
Kelag
Der Krafthaus-Standort wurde um 8 Meter bergwärts verschoben und eine neue Ufermauer aus stabilem Stahlbeton errichtet.
zeigte sich, dass die Baustelle unter besonders anspruchsvollen Rahmenbedingungen abgewickelt werden musste. Johannes Klausner: „Hier in diesem engen Tal mussten wir mit einer Linienbaustelle zwischen Bergflanke und Bachbett zurechtkommen, die kaum Platz für Maschinen, Materiallager oder breitere Zufahrtswege gelassen hat, sodass die Baulogistik bis ins Detail durchgeplant werden musste. Hinzu kam, dass der steile Hang hinter dem Krafthaus mit hunderten Ankern und Spritzbeton gesichert werden musste.“ Als weitere
Die 6 Meter langen Rohrschüsse (Fabrikat TRM) wurden mittels Materialseilbahn zur Rohrkünette im Steilhang geliefert.
Neue Druckrohrleitung garantiert Langlebigkeit
Von den Unwetterverwüstungen war sie zwar verschont geblieben, doch die fast 100 Jahre alte, genietete Stahlrohrleitung hatte das Ende ihrer Lebensdauer erreicht. Ihr Austausch sei unumgänglich gewesen, wie Johannes Klausner betont. Die Verlegung der neuen Druckrohrleitung DN900 im extrem steilen Hang mit bis zu 100 Prozent Neigung oberhalb des Maschinenhauses stellte für die Baufirma eine besondere Herausforderung dar. Um die 6 Meter langen Rohrschüsse mit über 2 Tonnen Gewicht überhaupt an Ort und Stelle bringen zu können, wurde eigens eine Materialseilbahn eingerichtet. Während die Montage technisch von unten nach oben erfolgte, wurden die Rohre aus logistischen Gründen von oben nach unten angeliefert – da im Tal schlicht kein Platz für ein Lager vorhanden war. Auf betonierte Widerlager wurde, abgesehen von den Fixpunkten nach der Apparatekammer und vor der Einmündung ins Krafthaus, verzichtet.
Unter dem Dach der HABAU GROUP setzen wir mit höchster Kompetenz und Verlässlichkeit Bau- und Infrastrukturprojekte um, die heute wie morgen Bestand haben und unsere Zukunft prägen.
Möglich machte dies das eingesetzte Rohrmaterial: Man entschied sich für Gussrohre der Tiroler Rohre GmbH (TRM), welche viele Vorteile in der Wasserkraftanwendung bieten. Zum einen spricht die einfache Verlegung für die Rohre, zum anderen die enorme Stabilität und Lebensdauer. Ausgeführt wurden die Rohre mit einer Zementmörtel-Auskleidung, die Korrosion verhindert und gleichzeitig für eine glatte Innenfläche sorgt, was den hydraulischen Widerstand senkt. „Uns war wichtig, dass die Druckrohre schub- und zuggesichert sind. Das bedeutet, dass die Leitung nicht nur eine hohe Scheiteldruckfestigkeit aufweist, sondern zudem eine extreme Flexibilität, mit der sie sogar Hangrutschungen oder Muren überstehen kann“, so Alexander Ulbing. Die längskraftschlüssige Rohrverbindung nach dem VRS®-T-System garantiert langfristige Betriebssicherheit.
Kelag
Zentrales Verschlussorgan: Der Kugelhahn DN800 von der Firma ERHARD bei der Werksabnahme
Die Grabungsarbeiten für die Druckrohrverlegung im bis zu 100 Prozent steilen Gelände konnten nur mit einem Schreitbagger erledigt werden.
Fordernde Arbeiten am Tagesspeicher
Ein weiterer Arbeitsschwerpunkt im Rahmen von Baulos 1 betraf den Tagesspeicher, an dem umfassende Sanierungen und Erneuerungen durchgeführt wurden. Neben der Sanierung von Krone und Fugen stand hier vor allem der komplette Austausch des Einlaufkonus im Mittelpunkt. Der alte Metallkonus mit Flansch aus dem Jahr 1924 war technisch nicht mehr tragfähig und wurde durch eine Neukonstruktion ersetzt. Dabei konnte die Kelag-eigene Stahlbauwerkstätte ihre ganze Erfahrung einbringen. So wurde ein neuer Konus geplant und zur Ausführung an das erfahrene Stahlwasserbauunternehmen Wild Metal aus Südtirol vergeben. Die Montage erfolgte durch die Kelag-Stahlbauwerkstätte. „Zur zentralen Herausforderung für unser Team wurde der Einbau des neuen Konus. Immerhin beträgt die Dicke der Gewichtsstaumauer an der Sohle 5 Meter. Für die Einbringung des neuen Konus mussten wir zuerst mit einer Seilsäge eine entsprechend große Öffnung aus der Betonwand sägen“, erinnert sich Stahlwasserbau-Projektleiter Daniel Kaspar. Im Zuge dieser Arbeiten wurde auch eine neue Rohrbruchklappe DN 900 der Firma VAG eingebaut. Zu diesem Zweck wurde von Daniel Kaspar und seinem Team ein eigener Montagekran für die Apparatekammer konstruiert
Der neue Einlaufkonus wurde ebenfalls per Materialseilbahn an seinen Bestimmungsort gebracht und vom Team der Kelag selbst montiert.
Die neue leistungsstarke Rechenreinigungsmaschine von Wild Metal ist in der Lage, die gesamte Rechenfläche bis 9 m Tiefe zu reinigen.
und gebaut, um die Arbeiten unter den engen baulichen Bedingungen überhaupt möglich zu machen. Während die Rohrbruchklappe als reine Lieferleistung durch VAG erfolgte, übernahm das Team der Kelag auch dabei die gesamte Montage. Zur präzisen Volumenstrommessung wurde ein magnetischinduktives Durchflussmessgerät installiert, sodass die Anlage künftig noch genauer überwacht werden kann.
Darüber hinaus erhielt der Tagesspeicher eine neue Rechenreinigungsmaschine. Im Gegensatz zur alten Anlage, die mehr oder weniger nur den oberen Bereich reinigen konnte, gewährleistet die neue Konstruktion nun auch die Reinigung bis in neun Meter Tiefe. Damit wird der gesamte Rechenbereich zuverlässig gesäubert. Die Maschine selbst wurde ebenfalls von der Firma Wild Metal geliefert.
Neue Fassungssysteme an alten Standorten
Eine besondere Herausforderung stellte die Erneuerung der beiden zerstörten Wasserfassungen Arriachbach und Laastädterbach dar. „Zu Beginn mussten die verbliebenen Baustrukturen aufgenommen und bewertet werden, damit wir entscheiden konnten, welche Bauteile noch verwertbar waren. Zusätzlich waren Vorgaben der Wildbach- und Lawinenverbauung maßgebend – insbesondere hinsichtlich Abflussquerschnitt“, schildert Alexander Ulbing die Überlegungen für die Ausführungsplanung. Während man bei der Fassung Arriachbach am System der Stauklappenhaltung mit seitlicher Entnahme festhielt, wurde die Fassung Laastädterbach auf ein System mit Stauklappenhaltung und Grizzly Coandarechensystem geändert. An beiden Fassungen erfolgte die wesentliche Neuausrichtung durch die Umstellung auf moderne Coanda-Systeme, wobei jene an der Fassung Arriachbach abgedeckt installiert wurde.
In der Apparatekammer wurde eine neue Rohrbruchklappe inklusive IDM eingebaut. Für die Montage wurde eine eigene Krananlage implementiert.
Die Pegelhaltung erfolgt über ein Doppelschütz auf der linken Seite. Die Klappen, die für eine effiziente Hochwasserabfuhr ausgelegt sind, stammen ebenfalls aus der Produktion des Südtiroler Stahlwasserbauspezialisten Wild Metal, der auch die bewährten Coanda-Systeme lieferte und installierte. Der Einbau der restlichen Stahlwasserbauteile an den Fassungen wurde schließlich von der Kelag mit ihrer eigenen Stahlbauwerkstätte selbst vorgenommen – ein Beleg für die hohe Eigenkompetenz im Bereich Stahlwasserbau, die das Projekt in weiten Teilen auszeichnete. Die Nähe zur Baustelle und die hohe Flexibilität erwiesen sich dabei als entscheidender Vorteil für den Baufortschritt.
Für die kleinere Wasserfassung am Laastädterbach wurden die Stahlwasserbauteile im Wesentlichen im Werk von Wild Metal in Ratschings vormontiert. Auf der Baustelle wurde die Klappe schließlich mit vormontiertem Antrieb, Dichtungen, Rahmen und Klappenkörper eingehoben, positioniert und erfolgreich in Betrieb genommen.
Coanda-Systeme bieten hohe Betriebssicherheit
Warum die Ingenieure der Kelag auf das Coanda-System der Firma Wild Metal setzten, hatte mehrere Gründe, wie Daniel Kaspar ausführt: „Zum einen ermöglicht es eine sehr feine Abscheidung von Geschiebe und Schwebstoffen, was den Verschleiß an der Druckrohrleitung und den Turbinen erheblich reduziert. Zum anderen bietet es eine hohe Betriebssicherheit,
da sich die Rechen durch die spezielle Form und die Selbstreinigungseffekte kaum verlegen. Damit lassen sich auch in Zeiten von Hochwasser oder starkem Geschiebetrieb stabile Betriebsbedingungen sicherstellen.“ Hinzu kommt eine gewisse Frostsicherheit, bis -15 °C ist eine zuverlässige Funktion gewährleistet. Die Spaltbreite an den Coanda-Rechen beträgt an beiden Fassungen 0,6 mm.
Ergänzend wurde an der Fassung Arriachbach eine Fischaufstiegshilfe in Form eines Denilpasses sowie eine Dotationsleitung für die vorgeschriebene Restwassermenge umgesetzt, sodass nun sowohl die ökologische Durchgängigkeit als auch die rechtlichen Vorgaben erfüllt sind. An der kleineren Fassung Laastädterbach erfolgt die Restwasserabgabe ebenso mittels einer Dotationsleitung.
Moderne Technik für mehr Effizienz
Im Hinblick auf eine deutliche Steigerung der Stromproduktion galt das Augenmerk der Maschinenbauingenieure in Diensten der Kelag natürlich dem Herzstück der Anlage, dem Maschinensatz. Im Altbestand wurde das Triebwasser noch von zwei Zwillings-Peltonturbinen genutzt. Die neue Maschine, geliefert vom Wasserkraftspezialisten Voith Hydro, beruht nun auf einem anderen Konzept. Johannes Klausner geht ins Detail: „Zum Einsatz kommt eine 6-düsige Peltonturbine, ausgelegt auf eine Ausbauwassermenge von 1,7 m³/s, eine Bruttofallhöhe von 164,75 Metern und eine Nenndrehzahl von 600 U/min, mit
Unser Tätigkeitsfeld im Bereich Stahlwasserbau:
• Rechenreinigungsmaschinen
• Schützen & Stauklappen
• Rohrbrucheinrichtungen
• Einlaufrechen
• Komplette Wasserfassungssysteme
• Patentiertes Coanda-System GRIZZLY
12 Coanda-Module von Wild Metal sorgen im Untergrund für eine effiziente Abscheidung von kleinen Partikeln an der Rechenoberfläche.
innenregelnden Düsenservomotoren. Voith hat mit der Turbine bewährte Qualität geliefert, die vollumfänglich unserer Spe zifikation entspricht. Damit sollte eine langjährige Betriebssi cherheit gewährleistet sein.“ Die freitragende Ringrohrleitung ist so konzipiert, dass ihre verschraubten Rohrleitungssegmen te einzeln demontiert werden können – ein entscheidender Vorteil für Wartung, Nachkonservierung oder künftige Anpas sungen. Als Absperrorgan dient ein Kugelhahn DN800 der Fir ma Erhard, der im Lieferumfang enthalten war. Ergänzt wird die Anlage durch einen Nebenauslass, der eben falls auf 1,7 m³/s ausgelegt ist und vor allem dazu dient, das Fließkontinuum im Afritzer Bach gemäß Wasserrahmenrichtlinie auch bei Maschinenabstellungen sicherzustellen. Der Generator
TECHNISCHE DATEN
• Ausbauwassermenge: 1,7 m3/s
• Bruttofallhöhe: 164,75 m
Turbine: Pelton 6-düsig, vertikal
Fabrikat: Voith Hydro
Drehzahl: 600 Upm
Installierte Nennleistung: 2,4 MW
Generator: synchron (wassergekühlt) 2,8 MVA
Fabrikat: Nidec (Leroy-Somer)
• Kugelhahn: DN800 ERHARD
• Druckrohrleitung: Sphäroguss TRM DN900
• Stahlwasserbau: Kelag & Wild Metal
• Coanda-Systeme: Wild Metal
Stauklappe WF Arriachbach: 9,50 m x 1,70 m
Elektro- & Automationstechnik: MGX Automation
Bauliche Umsetzung: HABAU
Ausführungsplanung Bachfassung: HPC IBK
Jahreserzeugung: 6,5 GWh
Inbetriebnahme: 1923 & Juli 2025
Die neue Wasserfassung Laastädterbach wurde mit einer Stauklappe (4 m x 2 m) und einem Grizzly-System mit Coanda-Rechen ausgerüstet.
stammt von Nidec und ist Luft-Wasser-gekühlt. Die Rückkühlung erfolgt über einen im Unterwasser installierten Wärmetauscher.
Der steirische Automationsspezialist MGX rüstete das Kraftwerk mit modernster Steuerungs- und Sekundärtechnik aus.
Schaltwerk der Kärnten Netz GmbH errichtet, das bereits Ende 2024 in Betrieb ging und seit März 2025 voll einsatzbereit ist. Von hier aus wird der Strom aus dem neuen Kraftwerk Arriach in das öffentliche Netz eingespeist, wobei die leittechnische Anbindung direkt in die Schaltzentrale der Kärnten Netz führt. Das Schaltwerk Arriach ist ein wichtiger Knoten im 20-kV-Netz zur Versorgung des Gegendtals und mit vier Umspannwerken in der Region verbunden. So kann die Bevölkerung im Gegendtal sicher versorgt und in Störfällen rasch umgeschalten werden. Das neue Schaltwerk wird von Kärnten Netz automatisiert fernüberwacht und ferngesteuert betrieben – ein zentraler Netzknoten, der in seiner neuen Ausführung eine deutlich schnellere Reaktion im Störungsfall ermöglicht.
Die 6-düsige Peltonturbine von Voith Hydro treibt einen wassergekühlten Generator (Nidec) an. Die Turbine ist auf 2,4 MW Leistung ausgelegt.
Investition in eine nachhaltige Energie-Zukunft
Rund zehn Millionen Euro investierten Kelag und Kärnten Netz gemeinsam in den Wiederaufbau. Drei Jahre später ist das Projekt - abgesehen von einigen Restarbeiten - abgeschlossen. Das Ergebnis ist mehr als nur Ersatz für die alte Anlage: Es ist ein Symbol für die Resilienz und Widerstandskraft, für nachhaltige Energieversorgung und für die Bedeutung regionaler Zusammenarbeit. Mit dem neuen Kraftwerk Arriach setzt die Kelag ein starkes Zeichen für die Energiezukunft in Kärnten. Darüber hinaus zeigt man sich zu Recht stolz über den hohen Eigenleistungsanteil der Kelag: Von der Einreichplanung über die Abstimmungen mit den Behörden bis hin zu Maschinenbau und Stahlwasserbau wurden zentrale Bereiche inhouse
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An der Wasserfassung Laastädterbach, der kleineren der beiden Fassungen, können konzessionsgemäß 0,45 m3/s eingezogen werden.
umgesetzt. Diese enge Verzahnung der Abteilungen trug wesentlich dazu bei, dass Zeitplan und Qualität eingehalten werden konnten. Ergänzend waren externe Planer punktuell eingebunden, etwa für Statik und Ausführungsplanung.
Wiederaufbau des Kraftwerks – ein Vorzeigeprojekt
Mit modernster Technik, verstärktem Hochwasserschutz und mehr Leistung als je zuvor ist das Wasserkraftwerk Arriach nun bereit für die nächsten Jahrzehnte. Der Vergleich zur Vorgängeranlage ist eindeutig: Während das alte Kraftwerk über eine Ausbauleistung von 2,1 MW und ein Regelarbeitsvermögen von 5,6 GWh verfügte, erreicht die neue Anlage nun 2,4 MW Leistung und 6,5 GWh Jahresproduktion. Damit konnte die Erzeugung um rund 16 Prozent und die Leistung um etwa 14 Prozent gesteigert werden – bei unveränderter Ausbauwassermenge und Fallhöhe. „Die moderne Technik des neuen Maschinensatzes macht diese Effizienzsteigerung möglich“, betont Christian Rupp, Leiter Erzeugung/Technische Services
In rund anderthalb Jahren gelang es dem Team der Kelag mit ihren Partnern, das komplexe Kraftwerksprojekt umzusetzen. Im Bild: Daniel Kaspar (Projektleiter Stahlwasserbau), Johannes Klausner (Gesamtprojektleiter) und Alexander Ulbing (Projektleiter Bau) (v.li.)
der Kelag. Der erzeugte Strom deckt künftig den durchschnittlichen Bedarf von rund 1.850 Haushalten.
Der Wiederaufbau des Kraftwerks Arriach kann als Vorzeigeprojekt bezeichnet werden. Die Anlage trägt wesentlich dazu bei, im Gegendtal eine regional unabhängige und nachhaltige Stromversorgung zu sichern. Das neue Kraftwerk Arriach und das dazugehörige Schaltwerk sind ein wichtiger Baustein im Energiesystem der Zukunft und sind damit nicht nur für die Versorgungssicherheit im Mittelkärntner Raum von zentraler Bedeutung, sondern stehen auch exemplarisch für die zentrale Rolle der Wasserkraft in Kärnten.
ENERGIE, DIE ANPACKT
kelag.at/gewerbe
Die sanierten Dammbalken vor der Auslieferung im Werk von Braun Maschinenfabrik in Vöcklabruck Erfolgreich wieder eingelagert
BRAUN BRINGT DAMMBALKEN AN VIER DONAUKRAFTWERKEN WIEDER IN SCHUSS
Mit der Auslieferung von zehn neu gefertigten Dammbalken konnte die Braun Maschinenfabrik aus Vöcklabruck im Sommer dieses Jahres einen umfassenden Sanierungsauftrag an vier großen Donaukraftwerken in Deutschland erfolgreich abschließen. In Summe wurden 44 Stück Dammbalken fachgerecht instandgesetzt und zehn Stück neu gefertigt. Das Projekt, das nun zur vollsten Zufriedenheit des Betreibers abgeschlossen wurde, zeigte einmal mehr: Eine solide Stahlwasserbaulösung erfordert nicht nur eine robuste Konstruktion und einen zuverlässigen Korrosionsschutz, sondern auch präzise Dichtungssysteme und passgenaue Fertigung, damit Betriebssicherheit und Langlebigkeit gewährleistet bleiben.
Dammtafeln – auch Dammbalken oder Stoplogs genannt – sind zentrale Elemente im Stahlwasserbau. Sie werden in seitlichen Führungen eingesetzt, um Wehrfelder oder Einlaufbauwerke bei Revisionen, Inspektionen oder Notfällen temporär abzuschließen. Mehrere Tafeln übereinander bilden dabei eine stabile und dichte Barriere, die Arbeitsbereiche trockenlegt und einen sicheren Eingriff ermöglicht.
Moderne Dammbalken zeichnen sich dabei durch eine Reihe technischer Verbesserungen aus: Sie sind modular aufgebaut, damit auch große Spannweiten handhabbar bleiben und Lasten gleichmäßig verteilt werden können. Hochwertige Dichtungssysteme aus EPDM- oder Neoprenprofilen sorgen für hohe Dichtigkeit bei geringen Setzkräften, während moderne Korrosionsschutzsysteme – etwa Duplexbeschich-
tungen oder hochfeste Edelstähle – die Lebensdauer erheblich verlängern. Da einzelne Elemente bei großen Staustufen mehrere Tonnen wiegen können, erfolgt die Handhabung heute in der Regel hydraulisch oder per Autokran. Integrierte Greifpunkte und Anschlagösen gewährleisten ein sicheres Handling. Ergänzend kommen teilweise sogar Sensoren zur Lage- und Dichtigkeitskontrolle zum Einsatz.
Wenn der Zahn der Zeit nagt
Mit der Zeit sind Dammtafeln hohen Belastungen ausgesetzt: Strömungsdruck, wechselnde Wasserstände, FrostTau-Zyklen und Abrieb durch Schwebstoffe oder Treibgut hinterlassen Spuren. Typische Verschleißerscheinungen sind Korrosion an den Stahloberflächen, Verformungen oder
Die Dammtafeln aus den großen Donaukraftwerken zeigen klassische Verschleißerscheinungen – vor allem Korrosion und Schweißnahtschäden.
Schweißnahtschäden durch jahrzehntelange Beanspruchung sowie ausgehärtete oder beschädigte Dichtprofile, die ihre Elastizität verlieren und nicht mehr zuverlässig abdichten. Auch in den Führungsnuten können sich Ablagerungen oder Rost ansetzen, was die Beweglichkeit und Passgenauigkeit beeinträchtigt. Spätestens wenn sichtbare Korrosionsnarben, Leckagen oder Undichtigkeiten auftreten, oder wenn die Elemente beim Ein- und Ausbau nicht mehr sicher gehandhabt werden können, ist eine Sanierung unumgänglich. In Fällen, in denen die strukturelle Integrität stark beeinträchtigt ist – etwa bei Rissbildung oder massiver Deformation – empfiehlt sich der komplette Austausch durch Neuanfertigungen, um Betriebssicherheit und Dichtigkeit langfristig zu gewährleisten. In derartigen Fällen ist es unerlässlich, Branchenspezialisten beizuziehen – wie etwa die Braun Maschinenfabrik, ein innovationsstarkes Traditionsunternehmen aus Oberösterreich, das seit Jahrzehnten einen hervorragenden Ruf in der Stahlwasserbaubranche genießt - auch über die Grenzen Österreichs hinaus.
Lückenlose Dokumentation ist unerlässlich
Bei der Sanierung von Dammtafeln setzt ein spezialisiertes Unternehmen wie die Braun Maschinenfabrik auf ein strukturiertes Vorgehen, das Erfahrung, Know-how und Präzision verbindet. In einem ersten Arbeitsschritt werden die Dammbalken gründlich inspiziert, vermessen und auf Schäden wie Korrosionsnarben, Verformungen oder Materialabtrag überprüft. Danach erfolgt das Strahlen und Beschichten, um einen dauerhaften Korrosionsschutz sicherzustellen, bevor die Oberflächen mit modernen Beschichtungssystemen neu versiegelt werden. Dichtprofile werden ausgebaut, ersetzt und passgenau wieder eingebaut, damit die Tafeln ihre Funktion zuverlässig erfüllen können. Wo Bauteile stark beschädigt sind, können Elemente auch gezielt neu gefertigt werden – so wie im aktuellen Donau-Projekt, bei dem zehn Tafeln ersetzt wurden. Entscheidend ist dabei nicht nur die technische Qualität der Arbeiten, sondern auch die lückenlose Dokumentation, sorgfältige Projektsteuerung und enge Abstimmung mit dem Betreiber. Nur auf dieser Basis können die sanierten Bauteile wieder nahtlos in den Kraftwerksbetrieb integriert werden.
Exzellentes Feedback vom Auftraggeber Mit dem erfolgreichen Abschluss des Sanierungsprojekts an vier großen Donaukraftwerken konnte Braun Maschinenfabrik eindrucksvoll unter Beweis stellen, wie wichtig Fachkompetenz im Stahlwasserbau ist. Der Auftrag umfasste die Instandsetzung von 44 Dammbalken sowie die Neufertigung von zehn zusätzlichen Elementen – und wurde vom Betreiber mit höchster Zufriedenheit abgenommen. Besonders positiv hervorgehoben wurden die Qualität der Ausführung, die durchgängige Dokumentation und die umsichtige Projektleitung. Solche Projekte verdeutlichen, dass die Sanierung von Dammtafeln kein Detailthema ist, sondern ein entscheidender Faktor für die Betriebssicherheit, Langlebigkeit und Wirtschaftlichkeit großer Wasserkraftanlagen. Moderne Sanierungslösungen tragen dazu bei, die Funktionalität der Bauwerke über Jahrzehnte hinweg sicherzustellen – und leisten so einen unverzichtbaren Beitrag zum zuverlässigen Betrieb der erneuerbaren Energieerzeugung an unseren großen Fließgewässern. Weiterführende Infos unter: www.braun-tech.com
Der fachmännische Austausch der altersbedingt defekten Dichtprofile an den Dammbalken wird immer noch von Profis in Handarbeit durchgeführt.
Abnahme durch den Projektleiter des Kraftwerksbetreibers
Den Besuchern der Alpe Ober Überlut im Vorarlberger Biosphärenpark Großwalsertal eröffnet sich ein prächtiges Bergpanorama. Für das Bewirtschaften der hochgelegenen Sennerei ist der vor Ort durch Wasserkraft erzeugte Strom von essentieller Bedeutung.
Im Großwalsertal hat die Agrargenossenschaft der Alpe Ober Überlut die Leistungskapazität ihres bislang rein inselbetriebsfähigen Kleinkraftwerks deutlich erhöht. Möglich wurde dies durch die Verlegung des Maschinengebäudes, wodurch die nutzbare Fallhöhe enorm zugenommen hat. Als neue Wasserfassung kommt das Coanda-System „Grizzly“ von der Südtiroler Wild Metal GmbH zum Einsatz, das seine Stärken im anspruchsvollen Terrain voll unter Beweis stellen kann. Bei der Neuausführung des Kraftabstiegs im teilweise äußerst steilen Gelände setzten die Betreiber auf duktile Gussrohre vom Branchenspezialisten Tiroler Rohre GmbH (TRM). Im Krafthaus sorgt eine 1-düsige Pelton-Turbine mit 35 kW Engpassleistung für ein Maximum an Effizienz. Ein wesentlicher Vorteil des Modernisierungsprojekts: Den erzeugten Ökostrom können die Betreiber nun auch ins öffentliche Netz einspeisen.
Die Besiedlung des Großen Walsertals geht zurück bis ins 13. Jahrhundert. Seit jeher herrschten harsche Bedingungen, unter denen die Bewohnerinnen und Bewohner in der rund 25 Kilometer langen Talschaft gelebt haben. Zumal die Alpen und Bergbauernhöfe, die sich bis auf höchste Lagen hinauf erstrecken, oftmals das ganze Jahr über auch bei widrigsten Witterungsbedingungen bewohnt und bewirtschaftet waren. Viele Jahrhunderte später sieht die Sache in der Gegenwart anders aus. „Auf der Alpe Ober Überlut, die auf dem Gebiet der schönen Gemeinde Sonntag-Buchboden liegt, hat sich seit mehreren Jahrzehnten ein überwiegender Sommerbetrieb etabliert“, sagt Stefan Martin, der die Alpe gemeinsam mit drei anderen Weideberechtigten in Form einer Agrargenossenschaft organisiert. Eingebettet in eine idyllische Landschaft finden rund
60 Kühe und 40 Jungrinder beste Bedingungen vor, um Milch für die Sennerei der Alpe zu liefern, aus der Obmann Günter Nigsch Butter und Käse produziert.
Strombedarf hat zugenommen „Eine große Erleichterung für die Arbeiten im Stall und der Sennerei waren elektrische Geräte und Maschinen, die bereits in den 1960er Jahren Einzug gefunden haben. Mit Energie versorgt wurden diese durch ein kleines Wasserkraftwerk im Tal, wobei die Stromleitungen oberirdisch durch das Gelände verliefen. Weil diese Freileitungen durch Umwelteinflüsse oder Baumstürze aber immer wieder beschädigt wurden, entschloss man sich in den 1980er Jahren für den Bau eines neuen Kraftwerks direkt auf der Alpe, das eine zuverlässige Strom-
Das patentierte Coanda-System „Grizzly“ von Wild Metal sorgt für den Triebwassereinzug an der Wasserfassung.
versorgung sicherstellen sollte“, so Stefan Martin. Das inselbetriebsfähige Kraftwerk nutzte Wasser aus zwei verschiedenen Quellen und eine Fallhöhe von ca. 100 m. Mit einer 1-düsigen Pelton-Turbine, die im Sennereigebäude untergebracht war, konnten bei vollem Wasserdargebot 25 kW Engpassleistung erzielt werden. Im Laufe der Jahre und Jahrzehnte wurde die Infrastruktur auf der Alpe kontinuierlich modernisiert und erweitert, neue Geräte wurden angeschafft und zusätzliche Gebäude wie ein größerer Gemeinschaftsstall errichtet. Um den steigenden Energiebedarf zu decken, aber auch um Strom ins öffentliche Netz einzuspeisen, wurde von der Agrargenossenschaft ein weiteres, viel leistungsstärkeres Kraftwerk am Überlutbach geplant und 2013 fertiggestellt. Dieses Projekt sollte auch das bestehende Inselkraftwerk betreffen. Denn die wasserrechtliche Genehmigung wurde an die Bedingung gekoppelt, dass mit dem Bau des neuen Kraftwerks die Nutzung einer der beiden Quellen für das Inselkraftwerk eingestellt wird. Damit war zwar die Erzeugungskapazität der bestehenden Anlage verringert, für das neue Kraftwerk sollte sich dieser Beschluss aber definitiv auszahlen. Denn damit durfte bei
der Neuanlage – die bei einer Fallhöhe von 580 m durchaus als Hochdruckkraftwerk bezeichnet werden darf – mehr Wasser für die Stromproduktion genutzt werden. Die für 55 l/s Ausbauwassermenge konzipierte 2-düsige Pelton-Turbine erreicht knapp 250 kW Engpassleistung und produziert im Regeljahr rund 1,2 GWh saubere Energie.
Modernisierung für Inselkraftwerk Etwa zehn Jahre nach der Fertigstellung des Kraftwerks Überlut wurde zwischen Frühjahr und Herbst 2024 das Inselkraftwerk grundlegend erneuert. Im Zuge der anstehenden Neukonzessionierung beschlossen die Alpbesitzer eine Erweiterung, die im Prinzip fast die komplette Infrastruktur der Anlage betraf. Dank der Erneuerung konnten gleich mehrere Benefits erzielt werden. So kann das neue Kraftwerk Eggli – die Namensgebung geht auf den Standort der Wasserfassung zurück – bei ähnlicher Ausbauwassermenge dank einem erheblichen Plus an Fallhöhe deutlich mehr Strom produzieren. „Der überschüssige Strom, der nicht für den Eigenbedarf genutzt wird, kann über die bestehende Energieableitung des Kraftwerks Überlut
nun auch ins öffentliche Netz einspeist werden. Auch für die Verarbeitung der Milchprodukte bringt die Kraftwerkserneuerung einen Pluspunkt. Denn die zuvor in einem Nebengebäude der Sennerei installierte Turbine befindet sich nun in einem komplett neuen Krafthaus – in der Sennerei steht somit deutlich mehr Platz zur Verfügung. Zudem wurde im Zuge der neu verlegten Druckrohrleitung auch ein Hydrant auf der Alpe installiert, wodurch die Feuerwehr im Brandfall ausreichend Löschwasser vor Ort hat“, erklärt Stefan Martin.
Betreiber beweisen Eigeninitiative
Dass die Großwalsertaler neben der Käseherstellung auch das Bauhandwerk beherschen, hatten sie schon bei der Errichtung ihres Hochdruckkraftwerks unter Beweis gestellt. Die knapp 1,4 Kilometer lange Druckrohrleitung, deren Trasse über teilweise extrem steiles Gelände verläuft, wurde von den Vorarlbergern großteils in Eigenregie verlegt. Auch beim Neubau ihres Inselkraftwerks zeigten die Mitglieder der Agrargenossenschaft eine gehörige Portion Eigeninitiative – die fachgerechte Verlegung des Kraftabstiegs sowie der Einbau und die Montage der neuen Wasserfassung wurde zu weiten Teilen selbst erledigt.
Darüber hinaus setzte man bei der Konzeption und der technischen Ausstattung auf die Kompetenz bewährter Branchenunternehmen. Lobende Worte findet Stefan Martin beispielsweise für Alexander Bickel, der mit seinem in Blons ansässigen Ingenieurbüro als Generalplaner zuständig war. „Alexander Bickel hat uns stets gut beraten und war eine große Unterstützung. Auch das Team von Erdbau Bickel aus Fontanella – mit dem Planer besteht kein Verwandtschaftsverhältnis – hat bei der Rohrverlegung sehr gute Arbeit geleistet.“
Lawinenfeste Wasserfassung
An der Wasserfassung des Kraftwerks ist im Prinzip nur der Standort gleichgeblieben. Statt des alten Tiroler Wehrs kommt nun das Coanda-System „Grizzly“ vom Südtiroler Stahlwasserbauexperten Wild Metal GmbH zum Einsatz. Das patentierte System sorgt durch das namensgebende Coanda-Prinzip und dem konstruktionsbedingten Abscher-Effekt für den Einzug des Triebwassers. Das mit nur 0,6 mm Spaltweite ausgeführte Feinsieb verhindert das Eindringen von grobkörnigen Sedimenten, Geschwemmsel wird durch den Wasserstrom automatisch in die Restwasserstrecke gespült. Auf der Oberseite
TECHNISCHE DATEN
Ausbauwassermenge: 22 l/s
• Bruttofallhöhe: 213 m Wasserfassung: Coanda-System „Grizzly“
• Hersteller: Wild Metal GmbH Länge Druckrohrleitung gesamt: ca. 700 m
Blick ins Turbinengehäuse auf das Pelton-Laufrad bei der Montage.
Rund zwei Drittel der Druckrohrleitung wurden komplett neu ausgeführt.
Beim Rohrmaterial setzten die Betreiber auf duktile Gussrohre von TRM.
Montagebereiter „Grizzly“ mit Selbstreinigungsfunktion bei der Abholung durch die Kunden vom Wild Metal-Werk.
Parallel zur neuen Druckrohrleitung kann nun auch ein Hydrant mit Löschwasser für die Alpgebäude versorgt werden.
der Konstruktion sorgen grobe Stahlstäbe, die sogenannten „Vibro Bars“, für zuverlässigen Schutz vor größerem Treibgut wie Felsen oder Steinen. Die Wasserfassung wurde bei Wild Metal inklusive sämtlicher Anschlüsse und Flansche maßgenau gefertigt und als kompakte Einheit ausgeliefert. Auch die Einrichtung für die vorgeschriebene Restwasserdotation wurde in die Konstruktion integriert. Stefan Martin betont zudem die Montagefreundlichkeit des Systems: „Am abgelegenen Standort der Wasserfassung waren keine großen Betonierarbeiten notwendig. Der eigentliche Einbau ging wirklich schnell, die Einheit wurde mittels Transporthelikopter eingeflogen und innerhalb kurzer Zeit fix fertig montiert.“ Dass der Südtiroler Grizzly auch mit extremen Belastungen zurechtkommt, zeigt
Das Baumaterial und der Stahlwasserbau wurden eingeflogen.
sich vor allem in der kalten Jahreszeit, so Stefan Martin: „Im Winter gehen immer wieder Lawinen über die Wasserfassung hinweg – der Konstruktion macht das aber nicht das Geringste aus. Eigentlich ist es sogar von Vorteil, denn durch den liegengebliebenen Lawinenschnee auf der Fassung wird der Schutzrechen eisfrei gehalten.“
Robustes Rohrmaterial für extreme Anforderungen Wie beim Kraftwerk Überlut verläuft auch die Druckrohrtrasse des Inselkraftwerks über herausforderndes Gelände mit äußerst steilen Geländeabschnitten. Bei der Ausführung des neuen Kraftabstiegs setzten die Betreiber auf Gussrohre von der Tiroler Rohre GmbH (TRM), die sich schon beim Bau des Kraft-
werks Überlut bestens bewährt hatten. In diesem anspruchsvollen Terrain kann das robuste Rohrmaterial mit der Dimension DN150, das zu 100 Prozent aus Recyclingmaterial hergestellt wird, seine Stärken voll ausspielen. Selbst Setzungen oder Hangbewegungen werden durch das längskraftschlüssige Verbindungssystem VRS®-T problemlos aufgenommen. Die Einbaufreundlichkeit der Gussrohre mit anwenderfreundlichen Muffenverbindungen, die eine schnelle Verlegung ermöglichen, hatte sich schon beim Bau des Kraftwerks Überlut als sehr vorteilhaft erwiesen. Nicht zuletzt überzeugen die Rohre von TRM mit äußerst glatten Innenflächen, die für eine Minimierung der natürlichen Reibungsverluste sorgen. In Summe verläuft die gesamte Druckrohrleitung über mehr als 700 m Länge – neu verlegt wurden allerdings nur die unteren beiden Drittel des Kraftabstiegs, wobei insgesamt 340 Laufmeter Gussrohre von TRM zum Einsatz kamen. Der obere Abschnitt, der aus Polyethylen-Rohren besteht, hatte die Druckprüfung erfolgreich bestanden und konnte somit weiter in Verwendung bleiben.
Anlage beherrscht nun Insel- und Netzparallelbetrieb
Das neue Maschinengebäude des Inselkraftwerks schließt durch einen Zubau an das Kraftwerk Überlut an. Damit kann das abgearbeitete Triebwasser nach der Turbinierung auf
Die Rohrverlegung wurde von der Agrargenossenschaft selbst erledigt.
Der alte, insel- und netzparallelbetriebsfähige Maschinensatz ist gut in Schuss und könnte bei einem anderen Kleinwasserkraftwerk noch viele Jahre effizient Strom erzeugen.
kürzestem Weg in das Ausgleichsbecken der Unterstufe eingeleitet werden. Die elektromechanische Ausstattung des Kraftwerks erfolgte durch zwei bewährte Südtiroler Unternehmen, die in der Kleinwasserkraftbranche einen hervorragenden Ruf genießen und eine langjährige Unternehmenspartnerschaft pflegen. So stammt das Maschinengespann, bestehend aus einer 1-düsigen Pelton-Turbine in horizontalachsiger Bauweise mit direkt gekoppeltem Synchron-Generator, von der Sora GmbH. Das elektrotechnische Equipment sowie die Leittechnik lieferten die Automatisierungsspezialisten von EN-CO, zudem sorgten diese auch für die Inselbetriebsfähigkeit der Anlage. Stefan Martin betont den entscheidenden Vorteil des neuen Kleinwasserkraftwerks der Agrargenossenschaft: „Sollte die elektrische Anbindung des Kraftwerks Überlut durch höhere Gewalt – wie z.B. einen Erdrutsch – beschädigt werden, kann die Alpe mit dem inselbetriebsfähigen Kraftwerk Eggli weiterhin mit ausreichend Strom versorgt werden. Außerdem können wir mit der neuen Anlage nun auch ins Netz einspeisen und gleichzeitig die Netzstabilität auf der abgelegenen Alpe erhöhen.“
Modernisierung zahlt sich aus Nach einer zügig verlaufenen Bauphase hat das rundum erneuerte Kleinwasserkraftwerk im November 2023 erstmals Strom erzeugt. Ihre Praxistauglichkeit habe die Anlage seither definitiv unter Beweis stellen können, so Stefan Martin in seinem Resümee: „Grundsätzlich war es ein erfolgreiches Erneuerungsprojekt, das sich in mehrerlei Hinsicht bezahlt gemacht hat – etwa in der gesteigerten Leistungsfähigkeit, aber auch im Hinblick auf die Versorgungssicherheit. Seit der Inbetriebnahme haben wir rund 180.000 kWh Strom erzeugt – damit können wir sehr zufrieden sein. Möglich sind solche Projekte aber nur dann, wenn in einer Gemeinschaft Zusammenhalt und Vertrauen herrschen – und das ist in unserer Agrargenossenschaft der Fall.“ Abschließend lässt Stefan Martin einen Punkt nicht unerwähnt: Der Maschinensatz des alten Inselkraftwerks, bestehend aus einer 1-düsigen Pelton-Turbine mit horizontaler Achse (Ausbauwassermenge 22 l/s, Fallhöhe ca. 120 m, 1.500 U/ min) vom Hersteller Geppert und ein mittels Riemenübersetzung angetriebener Synchron-Generator, hat sein technisches Lebensende noch lange nicht erreicht und wartet auf einen neuen Einsatzzweck. Interessenten können sich gerne bei der Redaktion von zek HYDRO melden, wir stellen den Kontakt zu Stefan Martin unverbindlich her.
Die neue Pelton-Turbine vom Südtiroler Hersteller Sora GmbH schafft bei vollem Wasserdargebot 35 kW Engpassleistung.
Vogelperspektive auf das Salzachkraftwerk Stegenwald von VERBUND und Salzburg AG. Das neue Gemeinschaftskraftwerk, das den jährlichen Strombedarf von 20.000 Haushalten abdecken kann, zeichnet sich durch ein innovatives Funktionskonzept aus.
VERBUND UND SALZBURG AG FEIERN INBETRIEBNAHME VON NEUEM GEMEINSCHAFTSKRAFTWERK AN DER SALZACH
Zweieinhalb Jahre nach dem Baustart wurde Ende September 2025 das neue Gemeinschaftskraftwerk Stegenwald von VERBUND und Salzburg AG feierlich eingeweiht. Die Ökostromanlage, die den jährlichen Strombedarf von rund 20.000 Haushalten zu 100 Prozent nachhaltig abdeckt, zeichnet sich durch ein innovatives Funktionskonzept aus. Durch eine spezielle Anordnung der Kaplan-Maschinen in einer überströmbar ausgeführten Maschinenhalle können die beiden Turbinenfelder auch für die Hochwasserabfuhr genutzt werden. Mit dieser beispielhaften Konzeption ist ein effizientes Flusskraftwerk entstanden, das mit geringerem Bau- und Kostenaufwand als vergleichbare Wasserkraftprojekte gebaut wurde, und auch in ökologischer Hinsicht als absolutes Vorbild gelten darf.
Ergiebige Regenfälle in den Tagen zuvor und schließlich ein ausgedehntes Sonnenfenster am 26. September – bessere Bedingungen konnten sich die Projektpartner VERBUND und Salzburg AG für die offizielle Inbetriebnahme ihres neuen Kraftwerks Stegenwald nicht wünschen. Bei prächtigem Wetter hatten sich zahlreiche Ehrengäste aus Politik und Wirtschaft eingefunden. Darunter waren unter anderen der Bundesminister für Wirtschaft, Energie und Tourismus Wolfgang Hattmannsdorfer, die Salzburger Landeshauptfrau Karoline Edtstadler und Altlandeshauptmann und Aufsichtsratsvorsitzender der Salzburg AG, Wilfried Haslauer. VERBUND CEO Michael Strugl bezeichnete den Bau des Kraftwerks Stegenwald als Erfolgsgeschichte, die trotz mehrerer Hürden termingerecht und im Kostenplan abgeschlossen wurde. Kritisch betrachtet wurde von Strugl die lange Genehmigungsphase des Projekts, die in Summe fünfmal so lange gedauert hat wie der Bau an sich.
Erste Ideen schon in den 1970ern
Einen Eindruck vom beträchtlichen Bauaufwand, der für die Errichtung des siebten Gemeinschaftskraftwerks von VERBUND und Salzburg AG betrieben wurde, hat sich zek HYDRO im Sommer 2024 verschafft. Bei einem Baustellenrundgang mit VERBUND-Projektleiter Hannes Badura erörterte dieser
die Entstehungsgeschichte der Anlage: „Bereits in den 1970er Jahren wurden erste Pläne für den Bau eines Ausleitungskraftwerks am Standort erstellt. Richtig konkret wurden die Planungen rund 40 Jahre später, als 2009 die Wasserrechtsverhandlungen für den Bau eines Laufwasserkraftwerks begonnen hatten. Aufgrund von Beschwerden der Salzburger Umweltanwaltschaft gegen das Projekt sollte es mehrere Jahre dauern, bis die Baubewilligung ausgestellt wurde. Nachdem schließ-
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lich auch die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen gegeben waren, konnte Anfang 2023 mit der Umsetzungsphase des Projekts gestartet werden.“ Eine zentrale Herausforderung des Projekts lag laut Hannes Badura in der knapp bemessenen Bauzeit. Dabei mussten die Erd- und Betonarbeiten über das ca. sechs Kilometer lange Baufeld zur Rücksichtnahme auf die Ökologie und die Niedrigwasserperioden exakt eingetaktet werden.
Kompaktes Kraftwerk dank innovativem Design Wesentlichen Einfluss auf die finale Gestaltung des Kraftwerks hatten die 2018 erstmals verlautbarten Planungen der Österreichischen Bundesbahnen (ÖBB), deren Gleise neben dem Kraftwerk vorbeiführen: „Der Streckenabschnitt am Pass Lueg bildet für die ÖBB seit jeher ein Nadelöhr, an dem Naturgefahren wie Lawinen, Steinschläge oder Hochwässer auftreten können. Um diese riskante Stelle zu entschärfen, planen die ÖBB für die Zukunft eine Linienoptimierung, wozu allerdings mehr Platz benötigt wird. Aus diesem Grund wurde für das neue Wasserkraftwerk ein
alternatives Design gewählt, das eine kompaktere Ausführung des Bauwerks und somit mehr Platz für die zukünftige Schienenführung bietet“, erklärt der Projektleiter. Üblicherweise werden Laufwasserkraftwerke an der Salzach mit drei Wehrfeldern und zwei Turbinen ausgeführt. Auch die ursprünglichen Planungen für das Kraftwerk Stegenwald basierten auf diesem Konzept. Im Rahmen der 2019 gestarteten Umplanungen entstand schließlich ein innovatives Design, bei dem die Maschinenhalle überströmt ausgeführt wurde. Damit konnten in weiterer Folge auch die Turbineneinläufe durch den Einbau von entsprechenden Wehrklappen für die Hochwasserabfuhr genutzt werden. Diese Variante, mit der nur mehr zwei Wehrfelder benötigt wurden, verminderte den Bauaufwand erheblich. So konnte die Baugrubenfläche um etwa die Hälfte reduziert werden, die Baugrubentiefe verringerte sich um rund 6 m und die Kraftwerksbreite um ca. 15 m. Zudem gewährleistet das optimierte Design auch eine gesteigerte Hochwasserabfuhrfähigkeit, die mit dem ursprünglichen Anlagenkonzept nicht möglich gewesen wäre. Der zentrale Punkt, der
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Unterwasseransicht auf die Kraftwerksbaustelle vom Juli 2024.
Stahlwasserbau für das Auslaufbauwerk der Fischabstiegseinrichtung von der oberösterreichischen Danner Wasserkraft GmbH.
die kompaktere Ausführung realisierbar machte, war die spezielle Einbauposition der Turbinen – verkürzt ausgedrückt handelt es sich dabei um vertikal angeströmte Kaplan-Maschinen, die in horizontaler Position eingebaut sind. Die Entwicklung und die finale Ausarbeitung des umfassend adaptierten Anlagenkonzepts erfolgte durch ein Konsortium erfahrener Fachleute und Branchenspezialisten sowie auf universitärer Ebene. Mit der Ausarbeitung der Einreich- und Ausführungsplanungen wurden die interdisziplinär aktiven BHM INGENIEURE beauftragt. Der Auftrag summierte sich laut BHM-Geschäftsführer Gerhard Schönhart auf die Erstellung von 660 detaillierten Ausführungsplänen, die 490 Pläne für das Hauptbauwerk, 80 Pläne für die Hauptzufahrt und den Flussbau sowie 90 Pläne für die Geschiebesperren, den Hochwasserschutz und andere Maßnahmen beinhalteten.
Bauprofis am Werk
Mit der Ausführung der gesamten Hoch- und Tiefbauarbeiten wurde die Ing. Hans Bodner Bau Ges. m.b.H. & Co. KG beauftragt, die einen hervorragenden Ruf als kompetenter Partner bei anspruchsvollen Bauprojekten genießt. Anfang April 2023 konnten die Profis der Bodner-Niederlassung Salzburg-Wals mit der Erschließung des Baufelds beginnen. Laut Gerhard Schönhart war vor allem die Ausführung der Baugrubenumschließung, bestehend aus Bohrpfählen und Spundwänden,
Beim Einheben des Antriebsstrangs der Kaplan-Maschinen im Spätherbst 2024 war viel Fingerspitzengefühl gefragt.
sowie die Herstellung der dichten Sohle mittels DSV-Verfahren eine besondere Herausforderung. Trotz schwieriger Baugrundverhältnisse und aufwändiger Wasserhaltungsmaßnahmen konnten im September 2023 die Betonierarbeiten für das Krafthaus und die Wehranlage beginnen. Rund 1,5 Jahre später waren im Frühjahr 2025 die wesentlichen Bauarbeiten wie geplant abgeschlossen – rechtzeitig vor dem Aufstau und die Nassinbetriebsetzung. Dem Baustellenteam spricht der Bodner-Bauleiter Wolfgang Poschacher ein großes Kompliment aus – dieses habe über sämtliche Bauphasen hinweg ein hohes Maß an Flexibilität, Innovationsgeist und technisches Können gezeigt.
Salzburger liefern Stahlwasserbau
Der gesamte Stahlwasserbau für die Wehranlage und das überströmte Krafthaus stammt vom Salzburger Branchenspezialist GMT Wintersteller GmbH, der in weniger als 10 Kilometer Entfernung vom Kraftwerk Stegenwald ansässig ist. GMT-Produktionsleiter Christian Reiter freute sich bei der Eröffnungsfeier darüber, dass im Rahmen der Projektumsetzung firmeninterne Bestmarken übertroffen wurden. Die beiden hydraulisch angetriebenen Segmentschützen mit aufgesetzten Klappen für die Wehrfelder bringen ein Gewicht von jeweils ca. 32 Tonnen auf die Waage, mit jeweils ca. 30 Tonnen sind die zwei Turbinenzulaufklappen nur geringfügig leichter. Mit 11
Die Schalungen für die gedrehten Einlaufspiralkammern lieferten die niederbayerischen Spezialisten der Mitterfelner Schalungsbau GmbH.
m lichter Weite und 8,7 m Stauhöhe zählen die Komponenten zu den größten Bauteilen, die GMT bis dato gefertigt hat. Die beiden horizontal über den Turbineneinläufen angeordneten Einlaufrechen mit 100 mm Stablichtweite sind jeweils 11 m breit, 9,7 m lang und wiegen inklusive der Fischbauchträger pro Stück ca. 20 Tonnen. Die übergroßen Bauteile wurden aufgrund der begrenzten Platzverhältnisse bei der Zufahrt zur Baustelle, die durch eine Eisenbahnunterführung limitiert ist, in jeweils zwei Teilen gefertigt und nach der Anlieferung vor Ort zusammengebaut. Komplettiert wurde das GMT-Lieferprogramm durch acht Dammbalkenführungen aus Edelstahl mit Einzellängen bis zu 17 m sowie verschiedene Stahlbauteile wie druckdichte Zustiege ins Unterwasser, Gitterrostbühnen oder Dammbalken.
Erfolgreiche Nasstests für Turbinen
Die oberösterreichische Global Hydro Energy GmbH lieferte mit den beiden Maschinensätzen die elektrohydraulischen Herzstücke des Kraftwerks. Bei den speziellen Turbinen handelt es sich um eine Kombination aus vertikaler Kaplan-Spiralturbine und horizontaler Split-Turbine (Pit-Maschine). Das Triebwasser wird dadurch nicht von vorne, sondern von oben durch eine Einlauframpe und eine speziell geformte Einlaufspirale zur Turbine geleitet. Eine weitere Besonderheit ist die Anordnung von Getriebe und Generator, die sich nicht über, sondern horizontal vor der Turbine befinden. Ausgelegt wurden die Maschinen auf jeweils 101,5 m³ Ausbauwassermenge und 8,1 m Nettofallhöhe, wodurch diese bei vollem Wasserdar-
TECHNISCHE DATEN
• Anlagentyp: Flusskraftwerk
Ausbauwassermenge: 203 m³/s
Nettofallhöhe: 8,1 m
• Turbinen: 2 x Kaplan
• Turbinenachsen: Horizontal
Ø Laufrad: 3.600 mm
Drehzahl: 130,4 U/min
• Engpassleistung: 2 x 7,15 MW
Hersteller: Global Hydro Energy GmbH
Übersetzungsverhältnis Getriebe: 1 : 5,75
• Generatoren: 2 x Synchron
• Drehzahl: 750 U/min
Hersteller: Gamesa Electric
Regelarbeitsvermögen: ca. 74 GWh
gebot je 7,15 MW Engpassleistung erzielen. Die millimetergenau gefertigten Saugrohrschalungen der Turbinen stammen vom niederbayerischen Spezialisten Mitterfelner Schalungsbau. Die beiden Sonderanfertigungen wurden mit elliptischen Rundungen gefertigt, wobei für eine gesamte Schalfläche von rund 620 m² rund 90 m³ Schnittholz verarbeitet wurden. Zwölf Lkw-Transporte waren notwendig, um die aus 48 Einzelteilen bestehenden Konstruktionen auf die Baustelle zu bringen. Der Einbau der weit vormontiert ausgelieferten Turbinenkomponenten ging bei zwei detailliert geplanten Montageeinsätzen Mitte bzw. Ende des Jahres 2024 erfolgreich über die Bühne, wenige Monate darauf starteten im März 2024 bereits die Nasstests der Maschinen. Bei der Ausführung des elektro- und regelungstechnischen Equipments setzten VERBUND und Salzburg AG auf renommierte Unternehmen aus dem Energie- und Automatisierungssektor. Konkret waren die ELIN GmbH und die Siemens Energy Austria GmbH für die Elektrotechnik bzw. die Kraftwerksleittechnik zuständig.
Innovatives Salzachkraftwerk
Selbstverständlich hatten bei einem Wasserkraftprojekt dieser Größenordnung auch die ökologischen Belange hohe Priorität. In Summe waren es rund 500 Maßnahmen, die neue Lebensräume für Fische, Frösche, Libellen, Vögel und Pflanzen geschaffen haben. Die fischökologische Durchgängigkeit ins Oberwasser wurde durch eine Kombination aus einem technisch ausgeführten Beckenpass und einem naturnah ange-
Die Global Hydro Energy GmbH aus Oberösterreich stellte Ihre Kompetenz bei der Fertigung der speziellen Kaplan-Turbinen unter Beweis.
legten Verbindungsgewässer mit ca. 500 m Länge und bis zu 60 m Breite hergestellt. Zudem wurde im Oberwasserbereich eine Fischabstiegseinrichtung geschaffen, mit der die Fische ins Verbindungsgewässer gelangen können. Bei der Einmündung des Fischabstiegs in das Verbindungsgewässer befindet sich ein Regulierbauwerk, das von der oberösterreichischen Danner Wasserkraft GmbH mit ihren zuverlässigen Stahlwasserbaulösungen ausgestattet wurde. Der Lieferumfang beinhaltete einen dreiseitig dichtenden Pegelregulierschieber, einen horizontalen Schutzrechen mit 20 mm Stablichtweite inklusive Rechenreinigungsmaschine mit elektromechanischem Antriebssystem und einen Dammbalkenverschluss. Die Funktionsfähigkeit und die Effizienz der ökologischen Maßnahmen
im Umfeld des Kraftwerks werden im Rahmen eines begleitenden Monitorings untersucht und dokumentiert werden. Mit der Fertigstellung des Kraftwerks Stegenwald wurde den Projektpartnern VERBUND und Salzburg AG zufolge ein Meilenstein für die Energietransformation im Bundesland gesetzt, der als Vorbild für zukünftige Wasserkraftprojekte gelten darf. Man kann guten Gewissens davon ausgehen, dass die 100 Millionen Euro, die in die Errichtung des neuen Salzachkraftwerks geflossen sind, eine gute Zukunftsinvestition darstellen. Apropos Salzburger Energiezukunft: VERBUND und Salzburg AG planen unweit vom Kraftwerk Stegenwald ein weiteres Salzachkraftwerk auf dem Gebiet der Gemeinde Golling, das den Strombedarf für 35.000 Haushalte abdecken könnte.
COO VERBUND Achim Kaspar, CEO VERBUND Michael Strugl, Bundesminister Wolfgang Hattmannsdorfer, Landeshauptfrau Karoline Edtstadler, CEO Salzburg AG Michael Baminger und VD Salzburg AG Herwig Struber (v.l.)
Dank der erfolgreichen Kooperation von Troyer und Erlach befindet sich die horizontalachsige, mehrdüsige Turbinenvariante nun in der finalen Phase vor der Markteinführung.
TROYER PRÄSENTIERT DIE NEUE PELTON TURBINE SYSTEM „ERLACH“ IN FLUMS
Im Rahmen einer eindrucksvollen Kundenveranstaltung am neuen Schweizer Niederlassungsstandort Flums stellte die Troyer AG Anfang Oktober dieses Jahres erstmals die neue Peltonturbine System „Erlach“ vor. Über 50 Schweizer Wasserkraftbetreiber waren der Einladung gefolgt und erhielten exklusive Einblicke in die innovative Technik einer horizontalachsigen Peltonturbine mit 3 bis 6 Düsen. Der neue Präsident von Troyer AG, Davide Albani: „Das System, das auf den Patenten und Entwicklungen von Josef Erlach basiert, eröffnet neue Möglichkeiten für innovative Lösungen in der Kleinwasserkraft.“
Die Idee für diese Turbinenvariante ist nicht ganz neu. Die Geschichte der Peltonturbine System „Erlach“ reicht zurück bis 2006, als Josef Erlach erstmals Kontakt zu Troyer suchte. Nach Zwischenstationen und einer Zusammenarbeit mit Voith – die 2022 im branchenbekannten Projekt „Gerlos“ mündete – kam es 2023 zu einer erneuten Annäherung. Im Jahr 2025 startete schließlich die offizielle Kooperation zwischen Erlach und Troyer. Herzstück der Zusammenarbeit ist die Nutzung der Patente von Josef Erlach im Bereich der horizontalachsigen, mehrdüsigen Peltonturbinen. In gemeinsamer Zusammenarbeit gelang es, das System gezielt für die Kleinwasserkraftbranche weiterzuentwickeln und nahezu marktreif zu machen.
Technische Herausforderungen und Lösungen
Das zentrale Problem horizontalachsiger Peltonturbinen mit mehr als zwei Düsen war den Wasserkraftingenieuren schon länger bekannt: Es liegt in der sicheren Abfuhr des Wassers, wenn es nach dem Auftreffen auf die Becher wieder austritt. Wird dieses Spritzwasser erneut vom Laufrad erfasst, sinkt der Wirkungsgrad deutlich. Dass es dafür eine Lösung gibt, sollte das Prinzip der Peltonturbine System „Erlach“ mit einem innovativen Ansatz beweisen. Er umfasst mehrere Punkte:
• Axiales Design: Der neu entwickelte Verteiler ermöglicht eine platzsparende und kostengünstige Verrohrung. Auf-
wändige Abzweiger entfallen – ein entscheidender Vorteil, da diese nur im Volllastpunkt geringe Verluste aufweisen.
• Flexibilität im Einbau: Das Laufrad kann in axialer Richtung ausgebaut und zwischen den Zuleitungen ausgehoben werden, was Wartung und Service erleichtert.
• Alternative Konfiguration: Falls die örtlichen Gegebenheiten einen axialen Verteiler nicht zulassen, kann die Turbine auch mit einem klassischen Spiralverteiler ausgeführt werden – ohne Anpassungen am Laufrad.
Mehr als 50 Schweizer Kraftwerksbetreiber waren der Einladung in die neue Niederlassung der Troyer AG in Flums im Kanton St. Gallen gefolgt.
Vorteile im Vergleich zu klassischen Lösungen
Gegenüber vertikalachsigen Peltonturbinen bietet das System „Erlach“ gleich mehrere Vorteile:
• Vereinfachte Bauweise mit reduziertem Platzbedarf
• Schnellere Montage und vereinfachte Wartung. (Das Laufrad kann in axialer Richtung problemlos ausgebaut werden.)
• Geringere Investitionskosten durch den Wegfall komplexer Verteilerabzweiger, die nur im Designpunkt ein Minimum an Leistungsverlusten aufweisen. Zudem geringere Kosten durch den möglichen Einsatz günstigerer Generatoren und vor allem niedrigere Baukosten.
Für welchen Einsatzzweck, für welche Rahmenbedingungen sich nun die neue horizontalachsige Variante „Erlach“ anbietet, hängt von zahlreichen Parametern ab. Es ist entscheidend die genauen Eigenheiten jedes Projekts zu analysieren, um die optimale Wahl zu treffen. „Man muss sich das Projekt von Fall zu Fall ansehen und sollte in jedem Fall Äpfel mit Äpfel vergleichen“, so Davide Albani. Mit der Entwicklung der Peltonturbine System „Erlach“ adressiert Troyer die zentralen Anforderungen zeitgemäßer Betreiber: Wirtschaftlichkeit und Effizienz.
Kundenveranstaltung in Flums
Die Präsentation am Schweizer Troyer-Standort Flums, von dem aus das traditionsreiche Wasserkraftunternehmen seit 2024 den Schweizer Markt bedient, unterstrich die strategische Bedeutung des Produkts. Im Rahmen von technischen Vorträgen und Gesprächen wurde den Gästen die Turbine erstmals im Detail präsentiert. „Es war uns nicht nur wichtig,
Neben den Fachvorträgen bot die Veranstaltung in Flums auch ausreichend Möglichkeiten für einen persönlichen Austausch im Gespräch.
dass unsere Kunden die neue Technik kennenlernen durften, sondern auch der persönliche Austausch. Wir haben in der Schweiz mit Felix Tresch einen neuen Standortleiter, der die Nachfolge von Pius Schwitter antritt. Dies gab uns die Möglichkeit, auch ihn vorzustellen“, sagte Davide Albani. Die Resonanz aus der Branche war entsprechend positiv. Vertreter mehrerer Kraftwerksbetreiber hoben die praxisnahe Konstruktion hervor und signalisierten großes Interesse an künftigen Projekten.
Eine Technologie mit Potenzial
Mit der Peltonturbine System „Erlach“ erweitert Troyer sein Portfolio um eine richtungsweisende Lösung für die Kleinwasserkraft. Der Schweizer Markt steht dabei im Mittelpunkt der ersten Markteinführung. Doch schon jetzt ist absehbar, dass die Technologie auch international großes Potenzial hat. „Wir verstehen diese Entwicklung als Meilenstein“, erklärt Sebastian Riegel, Service Account Manager Troyer Schweiz. „Die Peltonturbine System ‚Erlach‘ vereint Patenterfahrung, innovative Technik und die jahrzehntelange Kompetenz von Troyer. Damit bieten wir Betreibern eine Lösung, die nicht nur heutigen Anforderungen gerecht wird, sondern auch die Herausforderungen der Energiewende im Blick hat.“
Der neue Präsident der Troyer AG Davide Albani sieht enormes wirtschaftliches Potenzial in der neu entwickelten Peltonturbine System „Erlach“.
Die Ingenieure von Troyer AG präsentierten neue technische Lösungen. Dr.-Ing. Stefan Troyer stellte die neue Peltonturbine System „Erlach“ vor.
ERHARD MUHR GMBH ÜBERNIMMT HYDRO-KNOW-HOW DER KÜNZ GMBH
Die Erhard Muhr GmbH – Gesellschaft für Planung, Maschinen- und Mühlenbau (MUHR) hat zum 1. August 2025 das technische Know-how der Künz GmbH im Bereich Hydro übernommen. Grundlage ist eine entsprechende vertragliche Vereinbarung vom 31. Juli 2025. Übertragen werden insbesondere die Nutzungsrechte an Design, technischen Prinzipien und Konstruktionsdetails –einschließlich Programmierung, Antriebstechnik und Elektrik – rund um Rechenreinigungsmaschinen sowie im Stahlwasserbau.
Für Service, Ersatzteilversorgung und Wartung der bestehenden Hydro-Anlagen von KÜNZ wird künftig MUHR erster Ansprechpartner sein. Beide Unternehmen haben eine enge Zusammenarbeit vereinbart, um einen reibungslosen und für Kunden möglichst unmerklichen Übergang sicherzustellen.
Die Künz GmbH wird alle bereits erteilten Maschinen-, Anlagen-, Service- und Ersatzteilaufträge vollständig abwickeln und weiterhin für die vereinbarten Garantie- und Gewährleistungszeiträume einstehen. Für bestehende Kunden bedeutet dies keinerlei Vertragsänderungen oder -risiken.
Strategische Überlegungen bei KÜNZ Bereits im Januar 2025 hatte KÜNZ angekündigt, sich vollständig aus dem Hydro-Geschäft zurückzuziehen, um sich strategisch auf den Kernbereich der Kransysteme für unterschiedliche Industrien zu konzentrieren. Höchste Priorität war dabei, die bisherigen Hydro-Kunden auch in Zukunft in kompetenten und verlässlichen Händen zu wissen. In MUHR sieht KÜNZ hierfür den idealen Partner – nicht nur aufgrund technischer Expertise, sondern auch aufgrund der gemeinsamen Werte in Bezug auf nachhaltige, energieeffiziente und ressourcenschonende Lösungen.
Kompetenz aus über 100 Jahren Erfahrung
MUHR verfügt seit Jahrzehnten über umfassende Erfahrung in den Bereichen Rechenreinigungsanlagen, Stahlwasserbau und Armaturen für:
• Wasserkraft- und Pumpspeicherkraftwerke
• Wasser- und Abwasserinfrastruktur
• Wasserentnahme für Bewässerung, Kühl- und Prozesswasser
• Wasseraufbereitung, Hochwasserschutz
• Flussreinigung und Gewässersanierung
• Fischschutzsysteme
Durch die Übernahme des KÜNZ-Know-hows profitieren Kunden nun von gebündelten Kompetenzen aus mehr als 100 Jahren gemeinsamer Erfahrung im Stahlwasser- und Rechenreinigungsbau – eine entscheidende Grundlage für langlebige Anlagen, die über Jahrzehnte hinweg zuverlässig im Einsatz sind.
„Wir danken der Künz GmbH für das entgegengebrachte Vertrauen und freuen uns, die erfolgreiche KÜNZ-Hydro-Geschichte – künftig unter dem Namen MUHR – ebenso zuverlässig und qualitativ hochwertig fortzuführen“, betont die Geschäftsleitung der Erhard Muhr GmbH.
Bei Rückfragen: Xaver.Storr@muhr.com I Head of Hydro Division Muhr GmbH
Dietmar Nußbaumer (Head of Technical Sales Künz GmbH), Roland Muhr (Managing Director & Owner Muhr GmbH), Günter Bischof (Managing Director Künz GmbH), Stefan Muhr (Managing Director Muhr GmbH) und Xaver Storr (Head of Hydro Divison Muhr GmbH) (v.l.)
Der von illwerke vkw selbst entwickelte Hochleistungs-Schwimmbagger und die automatisierte Materialseilbahn sind Teil einer umfassenden Strategie für ein modernes und nachhaltiges Sedimentmanagement.
SEDIMENT SOLUTION: ILLWERKE VKW ZEIGT
NEUE WEGE IM SEDIMENTMANAGEMENT AUF
Weltweit verlieren Stauseen jedes Jahr im Schnitt bis zu einem Prozent ihres Volumens durch den natürlichen Vorgang der Sedimentation. Eine stille Bedrohung für die Wasserkraft und die Versorgungssicherheit – speziell jener Länder, in denen die Wasserkraftnutzung eine wichtige Rolle spielt. Ohne Gegenmaßnahmen verlanden Speicher zwangsläufig, und damit schwinden Speicher- und Erzeugungskapazitäten. Die Vorarlberger illwerke vkw beschäftigt sich seit fast 100 Jahren mit diesem Problem. Mit ihrem selbst entwickelten Schwimmbagger hat sie nun eine weltweit einzigartige Lösung geschaffen, die Technik, Ökologie und Energieeffizienz verbindet. Grundsätzliches Ziel eines modernen Sedimentmanagements ist es, den Sedimentfluss möglichst naturnah nachzubilden, Speicher nachhaltig nutzbar zu halten und ökologische Standards einzuhalten. Daher braucht es maßgeschneiderte Konzepte für jede Stauanlage, die Umweltschutz, Bewilligungsfähigkeit und Versorgungssicherheit gleichermaßen berücksichtigen. Mit Sediment Solution positioniert sich die illwerke vkw über Vorarlbergs Grenzen hinaus als Vorreiter in Sachen Sedimentmanagement.
Sedimente sind ein integraler Bestandteil des Wasserkreislaufs. Sie entstehen durch die natürliche Erosion von Gestein. Wind, Regen, Gletscherbewegungen oder Muren tragen Material ab und transportieren es mit Flüssen und Bächen talwärts. In Fließgewässern bleibt dieser Kreislauf weitgehend im Gleichgewicht, da Geschiebe und Feinsedimente kontinuierlich weitergetragen werden. Treffen diese jedoch auf Hindernisse wie Stauhaltungen, setzen sie sich am Gewässergrund ab. Über Jahre und Jahrzehnte füllen sich so Speicher mit Sand, Kies, Schluff, Ton oder Holzresten – ein Prozess, der in natürlichen Seen auf lange Sicht zur vollständigen Verlandung führt. Als Beispiel nennt Stefan Pfeifer, der bei der illwerke vkw mit seinem Team für das Sedimentmanagement der Anlagen zuständig ist, die Bregenzerach bei Kennelbach, wo im Jahr rund 900.000 Tonnen Sedimente transportiert werden. Für ihn steht fest: „Die Ablagerungen sind für die Wasserkraft eine veritable Bedrohung: Mit jedem Kubikmeter Sediment verringert sich das Speichervolumen, wodurch weniger Energie erzeugt und Lastspitzen schlechter abgefedert werden können.“ Studien zeigen, dass weltweit jährlich rund 0,5 bis 1 Prozent des Stauvolumens verloren gehen. Über Jahrzehnte summiert sich dies zu dramatischen Einbußen, die ganze Anlagen in ihrer Funktion infrage stellen.
100 Jahre Know-how in Vorarlberg Neben der Energieproduktion sind davon auch der Hochwasserschutz, die Trinkwasserversorgung und vor allem die Ökologie betroffen. Speziell die Frage nach der Erhaltung einer intakten Gewässerökologie steht dabei immer stärker im Fokus. Denn: Wo nur sedimentfreies Wasser abfließt, fehlt im Unter-
0,5 bis 1 Prozent des Stauvolumens gehen jährlich durch den natürlichen Sedimentationsprozess verloren – hier im Bild der Speicher Silvretta.
lauf eines Staubauwerks auch der natürliche Sedimentstrom, der für die Organismen und deren Lebensräume ebenso essenziell ist. Sedimente sind somit einerseits ein unverzichtbarer Teil des natürlichen Kreislaufs, andererseits ein Risikofaktor für die nachhaltige Nutzung der Wasserkraft. „Das ist der Grund, warum das große Thema Sedimentmanagement für die illwerke vkw von derart zentraler Bedeutung ist – und das seit langer Zeit. Erste Aufzeichnungen von Feststoffbewirtschaftungsmaßnahmen in Vorarlberg gehen zurück bis ins Jahr 1925. Damals wurde am Stausee Andelsbuch im Bregenzerwald schon eine Schwimmbaggeranlage eingesetzt, um dort mittels Saugheberverfahren angelandetes Material abzutragen und in die Bregenzerach weiterzuführen. Die Unterlagen zu diesem Konzept und der Anlagentechnik liegen uns bis heute vor“, erzählt Stefan Pfeifer.
Eine junge Wissenschaft mit vielen Einflüssen
Das Know-how, über das die illwerke vkw heute verfüge, stamme – wie der Fachmann ausführt – vorrangig aus der Praxis von Maschinenbau, Wasserwirtschaft, Bauwesen und Umweltplanung, aus der akademischen Forschung sowie dem fachlichen Austausch. „Sedimentmanagement gibt es nicht als vertiefendes Lehrfach oder Studium. Es handelt sich vielmehr um eine Querschnittsmaterie, deren wissenschaftliches Fundament von mehreren Disziplinen gebildet wird: Hydrologie, Ökologie, Wasserbau, Geomorphologie und Ingenieurwesen. Hinzu kommen Einflüsse aus Bereichen wie Energiewirtschaft, Maschinenbau oder Elektrotechnik“, erklärt Pfeifer und ergänzt: „Um Sedimentflüsse zu verstehen, braucht es Kenntnisse über Erosionsprozesse im Einzugsgebiet, Transportmechanismen im Fließgewässer sowie Ablagerungs- und Umlagerungsprozesse in Stauräumen oder Auen.“ Die angewandten Methoden reichen von Feldmessungen und Fernerkundung über numerische Modellierung bis hin zu Laborversuchen im hydraulischen Modell. Immer wichtiger wird parallel dazu interdisziplinäres Wissen über rechtliche Rahmenbedingungen, ökologische Anforderungen und sozioökonomische Aspekte, um am Ende wissenschaftliche Erkenntnisse in tragfähige Managementstrategien zu übersetzen. Zu diesem Zweck arbeitet die illwerke vkw unter anderem mit der ETH Zürich, der BOKU Wien und anderen europäischen Kraft-
werksbetreibern zusammen. Das Know-how im Sedimentmanagement sei auf diese Weise über Jahrzehnte „quasi organisch gewachsen“, betont der Fachmann, der sich selbst seit 15 Jahren in Diensten der illwerke vkw fast ausschließlich mit diesem Thema beschäftigt.
Man muss wissen – was unter Wasser passiert Ein entscheidender Punkt beim Thema Sedimentmanagement ist das dazugehörige Monitoring. „Man muss wissen, was unter Wasser passiert“, sagt Stefan Pfeifer. „Und man muss sich der Thematik bewusst sein – in Planung, Umsetzung und Betrieb, um entsprechende Gegenmaßnahmen zu treffen, wenn es erforderlich ist.“ Zu diesem Zweck werden bei der illwerke vkw Speicher und Stauanlagen regelmäßig vermessen, wobei hier auch Drohnen zum Einsatz kommen. Zudem wird die Situation unter dem Wasserspiegel kontinuierlich beobachtet. Dank dieses umfassenden Monitorings sind erforderliche Maßnahmen absehbar und können rechtzeitig mit Sachverständigen und Behörden abgestimmt werden. Denn schließlich sind alle Maßnahmen, die illwerke vkw abseits des Standardbetriebs umsetzt, entsprechend vorliegender Rechtsmaterien bewilligungspflichtig. So gibt etwa die Talsperrenkommission vor, dass unter Wasser liegende Bauteile etwa alle zehn Jahre von Sachverständigen im Trockenen zu inspizieren sind. Für Betreiber heißt das natürlich, dass die Aufgaben und Maßnahmen optimal getimt und aufeinander abgestimmt werden müssen.
Auf der Suche nach technischen Möglichkeiten Grundsätzlich ist der Betreiber seitens regulativer Vorgaben angehalten, den Sedimenttransport durch eine Stauanlage sicherzustellen und möglichst an die natürlichen Prozesse und Verläufe anzupassen. „Das ist die große Herausforderung für Betreiber“, sagt Stefan Pfeifer und verweist in diesem Zusammenhang darauf, dass jede einzelne der mehr als 20 in Vorarlberg von der illwerke vkw betriebenen Stauanlagen unterschiedliche Maßnahmen erfordere. Diese gilt es individuell für jede Anlage zu erarbeiten. Somit kommen auch unterschiedliche Methoden zum Einsatz, die je nach Gewässer, Anlagengröße und Sedimentmenge variieren. Dazu zählen die klassische Kiesraumbewirtschaftung mit Entnahme und Wiedereinbringung oder Nutzung des Materials, kontrollierte Spülungen kleinerer Stauanlagen, sowie hydraulische Einbau-
Jede Stauanlage bedarf eines individuell angepassten Sedimentmanagements.
werden auch unterschiedliche Methoden angewandt.
Die Verlandung von Speicherseen ist ein existenzielles Problem für die Wasserkraft: Im Bild das Rellsbecken der illwerke vkw.
Daher
ten, die Sedimentablagerungen von vornherein verhindern sollen. Ergänzend werden zeitweise Nassbaggeranlagen aus dem eigenen Portfolio oder unter Beauftragung von Lohnunternehmen eingesetzt. Bei dauerhaft hohem Bedarf kommen auch großtechnische, fix installierte Systeme zum Einsatz, die teils rund um die Uhr und in Abstimmung mit dem Kraftwerksbetrieb eingesetzt werden. Deren technische Entwicklung sollte allerdings noch zu einer enormen Herausforderung für die Verantwortlichen der illwerke vkw werden.
Technische Konzepte aus eigener Ideenschmiede
Gerade weil es am Markt dafür keinerlei passende technische Lösungen gab und bislang immer noch nicht gibt, war man beim Vorarlberger Energiedienstleister umso entschlossener, eine entsprechende Schwimmbaggeranlage selbst zu entwickeln und zu bauen. Es sollte zu einer echten Pionierleistung werden. Ihren Ursprung haben die Entwicklungsarbeiten in den frühen Nassbaggerprojekten der 2000er-Jahre. Damals wurden erste großdimensionierte Anlagen auf den Stauseen betrieben, deren komplexe Technik eigenes Fachpersonal erforderte. Mit dem Feststoffbewirtschaftungskonzept für den Speicher Raggal stieß man ab 2015 jedoch an Grenzen: Die ökologischen Rahmenbedingungen führten zu verkürzten Einsatzzeiten, während gleichzeitig eine drastisch höhere Leistung von Behördenseite gefordert war. Unter Federführung von Stefan Pfeifer wurde man aktiv und begann, ein selbstentwickeltes Konzept auszuschreiben, das zu großen Teilen auf den Ideen und Überlegungen von Pfeifer und seinem Team beruhte. Die Zusammenarbeit mit einer Kiesbaggerfirma führte 2018 schließlich zur Installation eines ersten Prototyps am Speicher Raggal – ein Meilenstein, der das Fundament für die Weiterentwicklung in diesem Bereich darstellt.
Weltpremiere für leistungsstärksten Schwimmbagger
In einem nächsten Schritt nahm man sich den Speicher Bolgenach vor, dreimal so groß wie Raggal und mit deutlich höheren Anforderungen. Ein weiterer Versuch, über den Markt dafür
eine passende Lösung zu finden, scheiterte: „Kein einziger Anbieter konnte die technischen Vorgaben erfüllen, hinzu kamen wirtschaftliche Schwierigkeiten eines möglichen Partners“, erinnert sich Pfeifer. Damit stand fest, dass man mehr oder weniger auf sich gestellt war. Ende 2023 fiel der Startschuss: Mit Gründung der Marke Sediment Solution stellte die illwerke vkw ein interdisziplinäres Expertenteam unter der Leitung von Stefan Pfeifer auf, das Projektmanagement, Maschinenbau-, Elektro- und Steuerungstechnik vereinte. In enger Kooperation mit externen Fertigungsbetrieben wurde so eine der größten Schwimmbaggeranlagen Europas eigenverantwortlich durch die illwerke vkw geplant und gebaut. Mit der Inbetriebnahme im Februar 2025 wurde ein neues Kapitel im Sedimentmanagement aufgeschlagen.
Die Schwimmbaggeranlage im Speicher Bolgenach zählt heute zu den größten und leistungsstärksten ihrer Art weltweit. Mit einer Dimension von 30 Metern Länge, 27 Metern Breite und 25 Metern Höhe sowie einem Gesamtgewicht von 700 Tonnen kann sie bis zu 300 Tonnen Sediment pro Stunde verarbeiten. „Was sie vor allem einzigartig macht, ist die technische Fähigkeit, äußerst feinkörniges Material mit einem Schlammanteil von mehr als 90 Prozent ebenso zu bewältigen wie grobe Sedimentfraktionen samt Holz, Wurzelstöcken oder Baumstämmen. Es gab zuvor nichts Vergleichbares am globalen Markt“, so Pfeifer. Ein spezieller Zweischalengreifer mit 22 Tonnen Eigengewicht hebt pro Zyklus rund 12 Kubikmeter Material – also eine LKW-Ladung – aus dem Stausee. Die Siebtechnik an Bord trennt anschließend präzise zwischen feinem und grobem Material, sodass beide Ströme gezielt weiterverarbeitet werden können.
Abtransport der Sedimente mit Energieüberschuss Ein typischer Arbeitsvorgang läuft folgendermaßen ab: Nachdem die Baggercrew die Anlage in Betrieb gesetzt hat, entnimmt der Greifer das Material vom Stauseegrund und übergibt es an die Siebanlage. Die feinen Fraktionen werden über die Triebwasserführung in das Kraftwerk eingeleitet und
Sehen Sie die Anlagen in Aktion
Die 2017 entwickelte Schwimmbaggeranlage Raggal war der Grundstein für die weiterentwickelte und leistungsstärkere Anlage in Bolgenach.
Der spezielle Zweischalengreifer ist in der Lage, rund 12 Kubikmeter Material – also eine LKW-Ladung – auf einmal aus dem Stausee zu entnehmen.
gelangen verdünnt über die Francisturbinen zurück in die Bregenzerach. Um das damit einhergehende Gefährdungspotenzial der Turbine zu eruieren, arbeitet die illwerke vkw aktuell mit der ETH Zürich im Rahmen eines Forschungsprojekts zu den drängendsten Verschleißfragen zusammen. Gröbere Sedimente wie Kies und Steine werden in Containern auf Schwimmkörpern verfrachtet, über eine automatisierte Materialseilbahn in das Bachbett unterhalb des Staudamms transportiert und dort entleert. „Diese innovative Transportlösung ist nicht nur lärmärmer und nachhaltiger als LKW-Transporte, sondern erzeugt durch die Talfahrt der gefüllten Container sogar einen geringen Energieüberschuss. So verbindet die Anlage am Speicher Bolgenach technische Effizienz mit ökologisch wie ökonomisch nachhaltigem Betrieb“, erklärt Stefan Pfeifer.
Der Bagger schwimmt das ganze Jahr über im Stausee und ist mit Beginn der Schneeschmelze für zwölf Wochen durchgängig im Einsatz. Bei starken Niederschlägen kommt die Anlage auch außerhalb dieses Zeitraums zum Einsatz, wobei dabei gewisse Voraussetzungen, wie große Wasserabflüsse in der Bregenzerach, gegeben sein müssen. Insgesamt leisten der Schwimmbagger und die Materialseilbahn einen wichtigen Beitrag zur Betriebsfähigkeit des Kraftwerks Langenegg und zur langfristigen Sicherung der Energieversorgung.
Nächster Schritt: mobile Schwimmbagger
Während die Schwimmbaggeranlage am Speicher Bolgenach als Pionierprojekt gerade erste Maßstäbe setzt, denkt man bei der illwerke vkw bereits einen Schritt weiter. „Nicht jeder Betreiber wird sich eine derart große und kostenintensive Anlage anschaffen können oder wollen – Betrieb und Instandhaltung sind komplex. Aus diesem Grund arbeiten wir aktuell an der Entwicklung mobiler, flexibler Systeme, die sich
Energieeffizient: Bei der Talfahrt der gefüllten Container Richtung Unterwasser wird die dabei frei werdende Energie in Strom umgewandelt.
einfacher einsetzen und an unterschiedliche Standorte anpassen lassen“, sagt Stefan Pfeifer.
Unter dem Label Sediment Solution soll so künftig nicht nur der Eigenbedarf gedeckt, sondern auch anderen Betreibern ein praxisnahes Werkzeug für ihre Sedimentprobleme angeboten werden – ein Ansatz, der bereits jetzt auf großes Interesse in der Branche stößt. Mit Sediment Solution positioniert sich das Team der illwerke vkw als Partner, der seit Jahrzehnten Erfahrung, Flexibilität und Innovationskraft im Sedimentmanagement vereint. Das Portfolio reicht von der ersten Idee bis zur fertigen Lösung. Stefan Pfeifer: „Wir entwickeln maßgeschneiderte Konzepte, führen Variantenstudien und Planungen durch, begleiten die Umsetzung und sorgen für eine sorgfältige ökologische Baubegleitung sowie die nötige Beweissicherung. Wo Standardmaschinen an ihre Grenzen stoßen, zeigen unsere eigens entwickelten Technologien und mobilen Baggeranlagen ihre Stärken“.
Was passiert mit den Sedimenten?
Die Wege, die die Sedimente nach ihrer Entnahme nehmen, sind vielfältig und hängen stark von Menge, Beschaffenheit und zeitlichen Rahmenbedingungen ab. Ein Teil wird direkt
Einheben von Teilen der 700 t schweren Schwimmbaggeranlage Bolgenach
wieder in die Gewässer zurückgeführt, etwa um Flusseintiefungen entgegenzuwirken oder über Spülungen mit dem Triebwasser abtransportiert. Andere Bestandteile finden nach entsprechender Aufbereitung Verwendung in der Bauwirtschaft, wo vor allem Sand- und Kiesanteile genutzt werden können. Für jede Maßnahme werden daher schon im Vorfeld Proben entnommen und im Labor analysiert, um Eignung und Qualität zu bestimmen. Materialien, die sich nicht verwerten lassen, werden teils auch ähnlich wie Bodenaushub deponiert. Insgesamt bewegt die illwerke vkw mit ihren unterschiedlichen Verfahren jährlich mehr als 200.000 Kubikmeter Sedimente – eine beachtliche Menge, die es ökologisch sinnvoll und zuverlässig zu handhaben gilt.
Stefan Pfeifer (re) und sein Team arbeiten seit Jahren an zukunftsfähigen Lösungen für das große Thema Sedimentmanagement. Unter der Marke Sediment Solution hat illwerke vkw über Österreichs Grenzen hinaus für Aufmerksamkeit in der Wasserkraftbranche gesorgt.
Sedimentmanagement muss gesamthaft gedacht werden Modernes und nachhaltiges Sedimentmanagement ist weit mehr als die technische Entnahme und Umlagerung von Ablagerungen – es ist ein komplexer Prozess, der betriebliche, hydrologische, geologische, ökologische und rechtliche Faktoren miteinander verknüpft. Jede Stauanlage erfordert ein maßgeschneidertes Konzept, das Fragen nach Herkunft und Menge der Sedimente, dem Ausmaß der Verlandung, den technischen und topografischen Rahmenbedingungen sowie den ökologischen Auswirkungen berücksichtigt und zugleich behördlich bewilligungsfähig sein muss. Entscheidend bleibt dabei, alle relevanten Stakeholder einzubeziehen und Lösungen zu entwickeln, die nicht nur auf dem Papier überzeugen, sondern auch technisch umsetzbar sind. Mit dem Blick nach vorne resümiert Stefan Pfeifer: „Für mich stellt sich die Frage, wie Gesellschaft, Betreiber und Politik in Zukunft gemeinsam mit der wachsenden Bedeutung des Problems umgehen werden – weil Stauanlagen naturgemäß altern, und zugleich die Anforderungen von vielen Seiten steigen. Sedimentmanagement muss daher gesamthaft gedacht werden – mit dem Anspruch, Know-how, Technologie und Interessen so zu verbinden, dass die Speicher langfristig funktionsfähig und ökologisch verträglich bleiben.“
Maßgeschneiderte Konzepte für Stauanlagen
Sediment Solution bietet individuelle Bewirtschaftungskonzepte, die Speicherkapazität erhalten und Sedimentdurchgängigkeit sichern. Von Planung über Umsetzung bis zur ökologischen Überwachung profitieren Sie von über 90 Jahren Erfahrung und unserem einzigartigen Leistungsportfolio.
Mehr Infos unter: illwerkevkw.at/sedimentsolution
Erleben Sie unsere interaktive Sediment Solution Präsentation!
Installation Sonicont® USP und Hydrocont® HP4
INNOVATIVE
Datenlogger DLF4
REDUNDANZ: PATENTIERTES MESSSYSTEM VON ACS SETZT NEUE STANDARDS BEI DER PEGELMESSUNG
Mit seinem neu entwickelten, patentierten Pegelmesssystem hat ACS Control-System die Standards für Messsicherheit und -genauigkeit in der Wasserwirtschaft neu definiert. Das Besondere daran: Zwei unabhängig voneinander operierende Sensoren verifizieren sich auf der Basis unterschiedlicher Messmethoden und sorgen so für maximale Präzision und Zuverlässigkeit der Ergebnisse.
Die zunehmenden Anforderungen an Umweltund Prozesssicherheit stellen Betreiber von Wasser- und Industrieanlagen vor immer neue Herausforderungen. Dabei spielt die hochgradig präzise, ausfallsichere Überwachung von Pegelständen eine zentrale Rolle. Diese müssen – auch an entlegenen bzw. schwer zugänglichen Standorten – über lange Strecken zuverlässig und kontinuierlich erfasst werden. Herkömmliche Systeme, die mit dem Einsatz singulärer Sensoren arbeiten, stoßen hier schnell an ihre Grenzen.
ACS Control-System hat eine Lösung entwickelt, die selbst höchsten Anforderungen an Genauigkeit und Ausfallsicherheit gerecht wird: Das seit 2024 europäisch patentierte, redundant ausgelegte Pegelmesssystem vereint zwei unabhängige Sensoren mit physikalisch unterschiedlichen Messprinzipien in einem Messpunkt. Durch diese bidirektionale Erfassung wird ein Höchstmaß an Datensicherheit und -qualität erreicht.
Extra lange Batteriestandzeiten
Im Zentrum der Erfassung stehen die Datenlogger DLF4 und Hydrolog® HLF4. Sie dienen als autarke Aufzeichnungs- bzw. Speichereinheiten, mit der Möglichkeit einer Datenfernübertragung über alle
Datenlogger DLF4 von ACS
Datenlogger HLF4 von ACS
gängigen Mobilfunkstandards – inklusive LTE-M und NB-IoT. Beide Logger bieten bis zu fünf Multifunktionseingänge (analog, digital, Modbus RTU), eine Bluetooth®-Schnittstelle, die sich via App konfigurieren lässt, sowie einen internen Speicher, der bis zu 500.000 Messwerte erfassen kann.
Der Hydrolog® HLF4 ist dabei speziell für enge Pegelrohre entwickelt worden und entsprechend kompakt designt. Beide Logger, DLF4 und HLF4, bieten Batteriestandzeiten von mehr als zehn Jahren Dauer.
Die Messdaten – Pegelstand, aber auch Temperatur, Druck, Leitfähigkeit sowie Niederschlagsmenge – werden von dort aus automatisch ins ACS Web-Portal übertragen. Dort können sie im Anschluss nicht nur visualisiert und analysiert, sondern auch in ihren unterschiedlichen Darstellungsformen problemlos auf eigenen Plattformen integriert werden. Darüber hinaus bietet das Portal seinen Usern erweiterte Funktionen wie Alarmmanagement mit Eskalationsstufen, Google-Earth-Integration, Datenexport (z. B. nach WISKI) sowie eine rollenbasierte Benutzerverwaltung an. Die Weitergabe von Alarmmeldungen bei Grenzwertüberschreitungen, unplausiblen Messwerten und Problemen an der Messstelle ist per App, SMS oder E-Mail möglich.
Kombination unterschiedlicher Messverfahren
Für die redundante Sensorik können unterschiedliche Messprinzipien kombiniert werden: für berührungslose Pegelmessung der UltraschallFüllstandstransmitter Sonicont® USP4,
der Radarsensor RP4 oder die hydrostatische Pegelsonde Hydrocont® HP4 mit kapazitiver Keramikmesszelle. In diesen Kombinationen können sich mehrere Messungen, die sich auf eine physikalisch voneinander unabhängige Plausibilitätskontrolle stützen, gegenseitig verifizieren.
Mehr als 1.500 Messstellen
Der permanente Abgleich der von den beiden Sensoren ermittelten Werte reduziert manuelle Kontrollmessungen auf ein Minimum, erlaubt eine mittel- bis langfristig vorausschauende Wartungsplanung und hebt die Betriebssicherheit auf ein neues Niveau. Davon profitieren insbesondere Anwender in sicherheitsrelevanten Bereichen, wie Hochwas-
serschutz, Grundwasserüberwachung oder industrieller Füllstandsmessung. Auch extreme Umweltbedingungen, wie sie etwa durch Hochwasser oder starke Temperaturschwankungen entstehen können, werden durch die robuste Bauweise und hohe Schutzarten (bis IP68) zuverlässig gemeistert. Bereits heute ist das System, z. B. bei Betreibern von Wasserkraftwerken, erfolgreich im Einsatz. Über 1.500 Messstellen haben Robustheit und Praxistauglichkeit des Systems bis dato belegt.
Redundanzmessungen von ACS bilden daher mehr als eine Sicherheitsreserve: Sie setzen den aktuell gültigen Standard bei der intelligenten Pegelüberwachung!
ACS Portal: Analyse, Visualisierung und Alarmierung
Anja Stümpfl
Francis-Laufräder von GLOBAL Hydro für das Wasserkraftprojekt Dakrong in Vietnam.
VON DER SOFTWARE ZUR LÖSUNG – EINE ENTSCHEIDUNG, DIE DEN GESAMTEN PROZESS OPTIMIERT
Eine nachhaltige und zuverlässige Quelle elektrischen Stroms sind Wasserkraftwerke. Einer der weltweit besten Anbieter für Wasserkrafttechnologien ist GLOBAL Hydro. Das Oberösterreichische Unternehmen reüssiert auf dem Weltmarkt nicht nur mit werthaltigem Maschinenbau, sondern auch mit einer hochinnovativen Steuerungstechnik, die gepaart mit umfassenden Softwarelösungen den Wirkungsgrad von Kraftwerken auf die Spitze treibt. In Sachen Engineering setzt GLOBAL Hydro auf die Eplan Plattform sowie die Eplan Cloud Umgebung, eine Entscheidung, die den gesamten Prozess optimiert.
Energie aus Wasserkraft ist eine sichere, kalkulierbare Energiequelle, die auf einer erprobten, ausgereiften Technologie basiert. GLOBAL Hydro, ansässig in Niederranna an der Donau, beschäftigt sich mit der elektromechanischen Ausrüstung für Wasserkraftwerke. Die Kernkompetenz ist die Lieferung der gesamten elektromechanischen Kraftwerksausrüstung – Forschung, Entwicklung und Auslegung mitinbegriffen. 180 Mitarbeiter planen und fertigen im Mühlviertel sämtliche effizienz- und wirkungsgradrelevanten Kernkomponenten auf modernsten Produktionsanlagen. Eine weitere Kernkompetenz ist die rund um die Turbine erforderliche Elektrotechnik, so Thomas Stütz, Leiter Electrical Engineering bei GLOBAL Hydro: „Wir liefern von der 24-V-Stromversorgung bis zum 110-kV-Umspannwerk ein Komplettpaket aus einer Hand.“ Ihre Märkte finden die Oberösterreicher rund um den Globus: Europa, Südostasien, Südamerika stehen im Fokus; dem Rechnung tragend unterhält das Unternehmen weltweit Niederlassungen. Auf Kundenwunsch übernimmt GLOBAL Hydro die gesamte Projektleitung, womit das weitreichende Know-how des Unternehmens unterstrichen wird.
Wirkungsgrad steigern
Ein wesentlicher Punkt beim Betrieb eines Wasserkraftwerks ist dessen Wirkungsgrad. Der Bau einer Turbine ist vordergründig eine sehr traditionelle Technologie, die auf den ersten Blick ausgereizt erscheinen mag. Dem ist aber nicht so, betont Thomas Stütz: „Generell hat sich weniger die Funktionsweise, dafür umso stärker die Fertigungsweise einer Turbine weiterentwickelt. Die größte Herausforderung ist jedoch die Optimierung und damit die Steigerung des Wirkungsgrades.“ Um diesen auf die Spitze zu treiben, forciert GLOBAL Hydro digitale Modelle, sogenannte „CFD“-Simulationen. Diese „Computer Fluid Dynamics“-Analysen machen die Strömungsverhältnisse innerhalb der Turbine sichtbar. Die mechanischen Parameter lassen sich dann so verfeinern, dass das Wasserkraftwerk schlussendlich mit dem größtmöglichen Wirkungsgrad betrieben werden kann. Dies endet aber nicht bei der Turbine: „Das Computermodell berechnet das Kraftwerk gesamtheitlich. Nicht nur die Verhältnisse innerhalb der Turbine fließen mit ein, sondern zum Beispiel auch die Strömungsverläufe im Einlaufbereich, der sich so baulich optimal errichten bzw. anpassen lässt“, erklärt Stütz.
Das Zeichnen des Stromlaufplans gestaltet sich einfach und schnell: Die Grundfunktionen der Steuerung erstellt Eplan Electric P8 nahezu automatisch, weitere Funktionen lassen sich leicht ergänzen.
Steuerung bringt Effizienzschub Hervorzuheben ist zudem die ausgereifte Steuerungstechnik. Intelligente Algorithmen garantieren einen jederzeit effizienten, an die momentane Durchflussmenge angepassten Betrieb. „Mit dieser innovativen Technologie, die den Betrieb zu jeder Zeit optimiert und den hohen Gesamtwirkungsgrad der Anlage sicherstellt, können wir uns von unseren Marktbegleitern abheben“, so Stütz. In der Software und der Steuerungstechnologie liegt das wahre Innovationspotenzial der traditionsreichen Turbinentechnik. Ständige Analyse, ausgereifte Sensorik, cloudbasierte Lösungen: GLOBAL Hydro gibt Kraftwerksbetreibern perfekt abgestimmte Werkzeuge in die Hand. Und dies gilt nicht nur für den Kraftwerksneubau, sondern auch für Revitalisierungen:
Dieses erlauben ohne den gesamten mechanischen Teil zu erneuern, wesentliche Effizienzsteigerungen durch eine Modernisierung und Optimierung der Steuerungstechnik. Für beides – Neubau und Revitalisierung – gilt: Kunden legen großen Wert auf einen sicheren Betrieb. Dazu gehört die ständige Überwachung der Funktion der Turbine und ihrer Nebenaggregate, um mögliche Fehler frühzeitig zu erkennen und beheben zu können. Denn schließlich steigert ein geringer Eigenbedarf an Energie den Gesamtwirkungsgrad des Kraftwerks. Beispiele dafür sind die Leckage-Überwachung von Hydraulikleitungen oder Sensoren zur Erkennung von Vibrationen. „Da eine Turbine rund um die Uhr in Betrieb und gleichzeitig nur schwierig zugänglich ist, kommt dem Condition Monitoring sowie dem Remote-Service eine besondere Bedeutung zu“, so Stütz.
Vordefinierte Funktionen verknüpfen
Beim Konstruktionsprozess der Steuerung setzt GLOBAL Hydro auf Lösungen von Eplan. „Vor gut einem Jahr entstand bei uns das Vorhaben, den Engineeringprozess auf neue Beine zu stellen“, erläutert Thomas Stütz. „Wichtig war für uns, nicht einfach
eine Software durch eine andere zu ersetzen, sondern den kompletten Prozess zu optimieren.“ Die Eplan Plattform konnte diesem Wunsch voll entsprechen – mit besserer Performance, höherer Durchgängigkeit und nicht zuletzt angenehmerem Look & Feel.
Mit dem zentralen Element Eplan Electric P8 erfolgt jetzt bei den Oberösterreichern die gesamte Stromlaufplanung – konsistent, durchgängig und schnell. Inkludiert sind sämtliche Vorteile für die viel zitierte „Losgröße 1“ – Standard bei GLOBAL Hydro, wo zwar jede Turbine für sich eine Einzelanfertigung darstellt, die einzelnen Funktionen sich allerdings wiederholen. Ideal für die Nutzung der Eplan Plattform: So haben die Wasserkraftspezialisten die einzelnen Teilfunktionalitäten – mehrere Hundert, auch in Varianten – in der Software vordefiniert und hinterlegt. Unterstützt wird die Arbeit mit Electric P8 durch die „Vorab-Datensammlung“ via Eplan Preplanning: Im konkreten Fall können angebotene bzw. verkaufte Funktionen über einen Vertriebskonfigurator ohne Umwege in die Eplan Platt-
GLOBAL Hydro Zentrale im oberösterreichischen Mühlviertel
form importiert werden. Das Zeichnen des Stromlaufplans gestaltet sich folglich einfach und schnell: Die Grundfunktionen der Steuerung erstellt Eplan Electric P8 nahezu automatisch, die weiteren lassen sich leicht ergänzen.
Die Arbeit wird so extrem effizient, bestätigt Stütz: „Beim Planen wurde aus dem Zusammenstellen einzelner Bauteile das Verknüpfen vordefinierter Funktionen.“ Zudem wird eine durchgehende Standardisierung bei Planung, Fertigung, Lieferung und Dokumentation erreicht. Denn: Einmal im Schaltplan erfasst, bilden die Projektdaten die Grundlage für eine automatisierte Vervollständigung der Maschinen- und Anlagendokumentation. Das mühsame und zeitaufwändige Zusammensuchen von Datenblättern gehört so der Vergangenheit an.
Schnittstelle zur Fertigung
„Toll fanden wir an der Eplan Plattform, dass wir in die Planung auch den eigentlichen Fertigungsprozess integrieren konnten, weil sich zum Beispiel Fräsmaschinen oder Drahtkonfektioniermaschinen sehr einfach mit Engineering-Daten versorgen lassen. Eplan gab uns die Sicherheit, dass die Lösung nicht zu Ende gedacht ist, sobald der Stromlaufplan fertig ist“, bringt es Thomas Stütz auf den Punkt. Konkret setzt GLOBAL Hydro als Schnittstelle zwischen Stromlaufplanung und Fertigung das Konstruktions- und 3D-Visualisierungsprogramm Eplan ProPanel ein.
Dieser „digitale Zwilling“ wertet Daten aus und gibt sie an die Fertigung weiter. Dazu zwei Beispiele: Bohrbilder lassen sich einfach exportieren oder Füllungsgrade von Kabelkanälen ablesen. Eine echte Erleichterung in der täglichen Arbeit. GLOBAL Hydro nutzt zudem von Eplan integrierte Hersteller-Plug-ins – unter anderem für Klemmleisten. So gestaltet sich die Bestellung bei externen Zulieferern sehr komfortabel. Stütz: „Wir
haben also eine echte Lösung für unsere Anforderungen bekommen, und nicht einfach nur eine Software.“
Daten unter Kontrolle
Neben den Softwarelösungen ist Thomas Stütz mit dem Service von Eplan und der Unterstützung beim Umstieg höchst zufrieden. Ein von Eplan nach den Anforderungen von GLOBAL Hydro gestaltetes Einführungskonzept begleitete die MitarbeiterInnen perfekt durch die Startphase. Der nächste Schritt führte das GLOBAL Hydro Engineering-Team somit in die Eplan Cloud Umgebung: respektive der Nutzung des Projekt-Viewer. Über diese cloudbasierte Lösung stehen Eplan Projekte allen Projektbeteiligten entlang der gesamten Wertschöpfungskette zur Verfügung – vom Engineering über die Fertigung und Montage bis hin zu Service und Instandhaltung. Die standortunabhängige, übergreifende und sichere Zusammenarbeit an einem Projekt kommt einem international agierenden Unternehmen wie GLOBAL Hydro sehr entgegen. Deponiert beispielsweise ein Mitarbeiter vor Ort Änderungswünsche, werden diese via Cloud in sämtliche Unterlagen übernommen und stehen dann zur weiteren Bearbeitung bereit. Die komplette Historie ist selbstverständlich hinterlegt, die Transparenz sicherstellt. Stütz: „Eine für uns sehr interessante Lösung, da es damit nicht mehr vorkommt, dass etwa mehrere Mitarbeiter an unterschiedlichen Versionen eines Stromlaufplans arbeiten werden. Derart können wir Fehler und Unklarheiten effektiv vermeiden.“ Der Beitrag stammt von Ing. Martin Gold, Journalist, Autor und Fotograf, Wien www.eplan.at
Individuell bestückter E-Technikschrank von GLOBAL Hydro, geplant mit der Softwarelösung Eplan Electric P8.
VOLLE ENERGIE AM BERG –
PREMIERE DER IREB TIROL BEGEISTERT
Die ersten Interalpinen Ressourcen-, Energie- und Bautage (IREB) setzten am 17. und 18. September 2025 in Igls ein starkes Zeichen für die Energiezukunft im Alpenraum. Fachleute, Politik und Wirtschaft diskutierten Wege zu Versorgungssicherheit, Speichern und nachhaltigen Lösungen – gekrönt von spannenden Berggesprächen und einer eindrucksvollen Exkursion.
Mit einem vollen Haus und hochkarätigen Referent:innen startete die neue Fachkonferenz IREB Tirol im Congress Igls. Unter dem Leitthema „Eine positive Energiebilanz macht noch keinen warmen Winter!“ standen zwei Tage im Zeichen der größten Herausforderungen für den Alpenraum: Energieversorgung, Speicherung und Netzinfrastruktur. Von der „Schatzkammer Speicher“ über die „Batterie der Zukunft“ bis zu innovativen Ansätzen für Wasserstoff und Großwärmespeicher – die Bandbreite der Beiträge zeigte, dass Energiewende nur im Zusammenspiel von Technik, Markt und Politik gelingen kann. Besonders eindrücklich war die Botschaft: „Im Winter zu wenig, im Sommer zu viel“ – und damit die klare Forderung nach neuen Lösungen, um Überschüsse nachhaltig nutzbar zu machen.
Exkursionsziel – Baustelle Kühtai
Ein Höhepunkt war das abendliche Berggespräch am Patscherkofel, wo Diskussionspartner:innen aus Politik, Wissenschaft und Wirtschaft ihre Perspektiven in entspannter Atmosphäre vertieften. Am Folgetag bot die Exkursion nach Kühtai den Teilnehmer:innen einen seltenen Einblick in die größte Wasserkraftwerksbaustelle Österreichs. Die Anlage wird ab 2026 als „grüne Batterie“ einen entscheidenden Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten. Zufriedene Gesichter und reger Austausch unterstrichen den Erfolg der Veranstaltung, die durch die Patronanz von Ex-EU-Kommissar Franz Fischler zusätzlich geprägt wurde. Mit den IREB Tirol ist damit eine
jährliche Plattform geboren, die den Dialog im Alpenraum nachhaltig stärkt und eine Brücke zwischen Energiezukunft, Ressourcenmanagement und Bauwirtschaft schlägt.
Die Exkursion führte zur Großbaustelle Speicherkraftwerk Kühtai.
René Zumtobel (LR Tiroler Landesregierung), Dietmar Thomaseth (Geschäftsführer TIQU), Franz Fischle (ehem. EU-Kommissar), Simon Meinschad (Vizepräsident Industriellenvereinigung Tirol), Alexander Speckle (Vorstand TIWAG-Tiroler Wasserkraft AG)
ERNEUERBAREN-AUSBAU-BESCHLEUNIGUNGSGESETZ (EABG) UND WAS DIE WASSERKRAFT WIRKLICH BRÄUCHTE
EABG ein großer Entwurf, der noch nicht Gesetz ist: Seit Jahren wurde es angekündigt und ist bislang letztlich immer an den Widerständen gescheitert. Im September 2025 wurde der Entwurf des Erneuerbaren-Ausbau-Beschleunigungsgesetzes (EABG) in die Begutachtung geschickt. Die Begutachtungsfrist endet am 21.10.2025. Die Reaktionen auf den Entwurf sind durchwachsen: teilweise vorsichtig optimistisch, teilweise wird das Gesetz hart kritisiert. Die Änderungen für die Wasserkraft werden selbst von den Wasserrechtslegisten des BMLUK kritisch gesehen, wie anlässlich der Umweltrechtstage in Linz bekanntgegeben wurde. Ob der Entwurf überhaupt die benötigte Zustimmung erhält (neben den Regierungsparteien bedarf das Gesetz der Zustimmung einer Oppositionspartei), wird sich weisen.
Dennoch bereits hier ein kurzer Überblick über die wesentlichen Neuerungen für die Wasserkraft. Der Entwurf zeigt jedenfalls einige interessante neue Ansätze:
• Wasserkraftwerke sind als Vorhaben der Energiewende von zahlreichen Bestimmungen des EABG erfasst.
• In (gesondert von den Bundesländern auszuweisenden) Beschleunigungsgebieten können Vorhaben der Energiewende durch ein Screening-Verfahren im Rahmen einer „Grobprüfung“ von UVP/NVP-Verfahren befreit werden. Wird im Screening mit potenziellen Auswirkungen gerechnet, können Minderungs- oder Ausgleichsmaßnahmen per Bescheid angeordnet werden.
• Es wird ein neues vollkonzentriertes EABG-Genehmigungsverfahren eingeführt. Für Wasserkraftwerke bis 15 MW Engpassleistung bzw in Kraftwerksketten mit jeweils unter 2 MW gibt es vereinfachte Genehmigungsverfahren, die im Wesentlichen eine Verkürzung von Auflagefristen und Einschränkungen der Parteistellung zur Folge haben. Gerade für Wasserkraftwerke interessant sind die neu vorgesehenen Anzeigeverfahren zur Anpassung an den Stand der Technik und Repowering (Erhöhung der Kapazität um maximal 15 %). Diese sollten künftig aufgrund einer bloßen Anzeige umgesetzt werden können. Die Erfahrungen im Anlagenrecht (etwa im Gewerberecht) zeigen, dass dies mit deutlichen Verbesserungen einhergehen kann.
• Schutzgüter wie Landschafts- und Ortsbild, Charakter der Landschaft und des Erholungswertes der Landschaft werden nicht mehr berücksichtigt.
Die dargestellten Regelungen sind noch nicht beschlossen. Realistisch betrachtet sind noch erhebliche Änderungen zu erwarten. Ob die Beschränkung der Parteistellung wie vorgesehen tatsächlich bestehen bleibt, erscheint ebenso fraglich. Insgesamt lässt der Entwurf aber leichte Verbesserungen erwarten.
Insgesamt sind die Ausbauziele für die Wasserkraft durch das EABG sehr eingeschränkt. Auch die Ausweisung von Gewässerstrecken als Beschleunigungsgebiete wird wahrscheinlich nur sehr zurückhaltend erfolgen. Sofern das EABG tatsächlich beschlossen wird, folgt an dieser Stelle eine umfassende Darstellung aller Vor- und Nachteile.
Was die Wasserkraft wirklich bräuchte – ein Wunschzettel Was könnte aber Wasserkraftbetreibern tatsächlich helfen? Wie könnten Verfahren vereinfacht und verbessert werden? Welche Änderungen im Anlagenrecht werden benötigt, damit die Wasserkraft ihren Beitrag zur Energiewende weiter leisten kann? Viele Änderungen bräuchten nicht einmal eine Änderung des Gesetzes, eine bloße Änderung der Verwaltungspraxis brächte schon deutliche Erleichterungen:
Faire Beweislastverteilung insbesondere bei der Beurteilung der Verschlechterung
Die Wasserrahmenrichtlinie (WRRL) verbietet eine Verschlechterung des ökologischen und des chemischen Zustands von Wasserkörpern durch neue Vorhaben. Für den Zustand ist die jeweils schlechteste chemische oder ökologische Komponente entscheidend. Seit dem Weser-Urteil des Europäischen Gerichtshofs hat sich die Situation aber verschlechtert. Eine unzulässige Verschlechterung besteht bereits dann, wenn nur eine von mehreren zustandsbestimmten Komponenten schlechter wird.
Die Auswirkungen der Wasserkraft auf den Gewässerzustand werden meist überschätzt. Eine Verschlechterung wird befürchtet, was in überproportionalen Vorschreibungen oder zur Versagung der Bewilligung führt. Tatsächlich muss der Eintritt der Verschlechterung von der Behörde gutachterlich nachgewiesen werden. Bloße Vermutungen von Sachverständigen dürfen nicht mehr ausreichen. Dies könnte durch eine Änderung der Verwaltungspraxis bewirkt werden.
Probebetrieb in Zweifelfällen „Prognosen sind schwierig, vor allem, wenn sie die Zukunft betreffen“ (Mark Twain). Oft lassen sich die Auswirkungen von Wasserkraftwerken nur schwer prognostizieren. Wie viel Restwasser benötige ich tatsächlich? Wie kann ich den Gewässerzustand erhalten?
Oft können diese Fragen durch Sachverständigengutachten nicht mit hinreichender Klarheit prognostiziert werden, welche Auswirkungen ein Wasserkraftwerk haben wird. Das österreichische Anlagenrecht kennt hierfür in anderen Materiengesetzen den Probebetrieb, der eine Untersuchung der tatsächlichen Auswirkungen einer Anlage ermöglicht. Ein Probebetrieb würde Druck von den Sachverständigen nehmen und eine Be-
urteilung der tatsächlichen Auswirkungen ermöglichen. Durch eine Übernahme der Textierung aus anderen Gesetzen (etwa § 44 Abs 1 AWG 2002, § 119 Abs 8 MinroG), könnten die Bewilligungs- und Wiederverleihungsverfahren deutlich entlastet werden. So könnten überschießende Vorschreibungen vermieden und eine raschere Umsetzung von Projekten ermöglicht werden. Ein Probebetrieb müsste gesetzlich verankert werden, ist aber auch (auf Umwegen) durch geschickte Gestaltung von Wasserrechtsbescheiden möglich.
Anerkenntnis des überragenden öffentlichen Interesses RED III und Notfallverordnung haben das überwiegende bzw überragende öffentliche Interesse an der Erzeugung erneuerbarer Energie festgeschrieben. Dadurch wird eine Ausnahme vom Verschlechterungsverbot erleichtert. Kommt es durch ein Wasserkraftwerk zur Verschlechterung des Gewässerzustands, kann die Bewilligung ausnahmeweise erteilt werden, wenn unter anderem ein überwiegendes öffentliches Interesse an der Umsetzung besteht (§ 104a WRG 1959). Die Bestimmung ist de facto totes Recht, die Behörden beschränken sich auf den Hinweis, dass die Vermutung widerlegbar wäre. Die Behörden sind aufgefordert, diese Vorgabe auch entsprechend zu würdigen und damit die Umsetzung von Vorhaben zu ermöglichen. Das überragende öffentliche Interesse ist bereits Rechtsbestand, eine Änderung des WRG 1959 ist dafür nicht erforderlich.
Keine überproportionalen Nachweise
In Bewilligungsverfahren werden Betreibern oft Auflagen zu wiederkehrenden Überprüfungen der ökologischen Auswirkungen vorgeschrieben. Der Mehrwert von wiederkehrenden Befischungen über viele Jahre ist nicht erkennbar. Es wäre durch eine Änderung der Verwaltungspraxis angebracht, derartige Vorschreibungen hintanzuhalten. Sollte im Rahmen der Gewässerzustandsüberwachung tatsächlich ein Problem festgestellt werden, hätten die Behörden ohnehin hinreichende Eingriffsmöglichkeiten.
Ermöglichung von Innovation bei Fischaufstiegshilfen Fischaufstiege sind teuer, innovative Konzepte sind zwar gefragt, haben es am Markt aber schwer. Die Nachweisführung der Funktionalität ist schwierig und langwierig. Innovationen werden dadurch gehemmt. Gerade bei der Sanierung von bestehenden Wasserkraftwerken sollte ein dauerhafter Ein-satz innovativer neuer Techniken ermöglicht werden, um die Fortentwicklung der Wasserkraft zu ermöglichen. Eine Neufassung der Regeln zum Stand der Technik wäre dazu geboten.
Abgehen vom Durchgängigkeitserfordernis
Es ist ein weit verbreiteter Irrtum, dass die WRRL die Durchgängigkeit aller Gewässer fordert. Diese Forderung entstammt dem österreichischen Nationalen Gewässerbewirtschaftungsplan (NGP). Es wäre daher durchaus möglich, vom Erfordernis der Durchgängigkeit abzusehen, insbesondere wenn der gute Gewässerzustand bereits vorhanden oder mit anderen, weniger eingriffsintensiven Maßnahmen gewährleistet werden kann. Damit könnte insbesondere der Fortbestand von älteren Wasserkraftanlagen gesichert werden.
Interessenabwägungen bei Sanierungsverordnungen Sanierungsverordnungen sehen die Herstellung der Durchgängigkeit und teilweise die Abgabe höherer Restwassermengen
vor. Dabei werden Fischaufstiegshilfen für „Bemessungsfische“ verlangt, die auf absehbare Zeit nicht vorhanden sein werden. Gerade Kleinwasserkraftwerke werden mit erheblichen Kosten konfrontiert, die einen wirtschaftlichen Betrieb über Jahrzehnte verhindern. Parallel dazu ist die öffentliche Hand bei der Sanierung eigener Querbauwerke oft säumig. Es wäre daher sinnvoll, etwas Druck aus der Sache zu nehmen. Durch Interessenabwägungen sollte im Einzelfall beurteilt werden, ob die massiven Investitionen im Verhältnis zum erzielbaren Erfolg stehen. Dies zumal die Durchgängigkeit unionsrechtlich nicht geboten ist.
Kein überschießendes „gold plating“ bei der Renaturierung Die Renaturierungsverordnung sieht vor, dass bis zum Jahr 2030 insgesamt 25.000 Flusskilometer in einen frei fließenden Zustand zurückgeführt werden sollen. Diese Strecken sind nicht verortet, unklar ist auch, wer diese Verpflichtung in welchem Umfang zu erfüllen hat. Teilt man die Verpflichtung unter den 27 Mitgliedstaaten gleichmäßig auf, müsste Österreich nur etwas mehr als 900 km in einen frei fließenden Zustand zurückführen. Primär sollten dafür nicht mehr genutzte Querbauwerke rückgebaut werden. Österreich sollte sich bei der Renaturierung der Flüsse auf ein Mindestmaß beschränken, weil es – anders als viele andere Mitgliedstaaten – einen deutlich höheren Wasserkraftanteil hat und dieser einen wesentlichen Beitrag zur Erreichung der Klimaziele bietet.
Viele Verbesserungen würden nicht einmal einer Gesetzesänderung bedürfen. Vorerst bleiben diese Überlegungen Wunschdenken, vielleicht sind sie aber auch ein Anstoß zum Umdenken.
Der Beitrag stammt von Rechtsanwalt Berthold Lindner, der Wasserkraftbetreiber:innen bei der Umsetzung von Projekten und im laufenden Betrieb berät. Als Mitautor des WRG-Kommentars von Oberleitner/Berger ist er als kompetenter Ansprechpartner im Wasserrecht bundesweit tätig.
RISIKO- UND VERSICHERUNGSMANAGEMENT FÜR WASSERKRAFTWERKE
„Aus Schaden wird man klug“, so heißt ein altes Sprichwort – wobei wir lieber der Maxime folgen, dass im Ernstfall ein ausführlich vereinbarter und gut gestalteter Versicherungsvertrag die bessere Lösung ist, um mit dem Versicherer eine bestmögliche Entschädigungsleistung erreichen zu können. Nur was im Vertrag vereinbart gilt, zählt im Schadensfall.
Um ein Wasserkraftwerk zu versichern, benötigt es einen umfassenden und meist individuellen Versicherungsschutz, der über die reine Sachversicherung hinausgeht und die spezifischen Risiken wie Betriebsunterbrechung, Umweltschäden, Elementargefahren (Überschwemmungen, Sturm), Maschinenschäden und die Betriebshaftpflicht abdeckt. Es ist ratsam, sich an einen darauf spezialisierten Versicherungsmakler zu wenden, der einschlägige Erfahrung mit Wasserkraftanlagen hat und nach einer individuellen Risikoanalyse einen maßgeschneiderten Versicherungsschutz konzipiert. Standardisierte Versicherungsprodukte der Versicherer erfüllen zumeist keinen ausreichenden Schutz. Nur noch wenige Versicherer beschäftigen sich mit der Bereitstellung von Versicherungslösungen für Wasserkraftwerke. Dies hat unmittelbaren Zusammenhang mit dem Klimawandel und den immer häufiger auftretenden Schadensereignissen von „Superzellen“ durch Starkregen, Überschwemmungen, Sturm, Hagel und Blitzschlagereignissen. Wir berichten in diesem Beispiel von einem Schaden der durch einen Bedienungsfehler eines Mitarbeiters an einem Wasserkraftwerk eingetreten ist. Ein Schadensfall, der durch die Maschinen- und Betriebsunterbrechungs-Versicherung des Kraftwerkbetreibers versichert war.
Krafthaus komplett überflutet
Am 25.03.2024 kam es zu einem Wassereintritt in einem Krafthaus. In der Turbine musste ein Holzteil entfernt werden. Dazu wurde ein Verschlussdeckel abgenommen und nachdem die Arbeiten erledigt waren, wurde dieser wieder angeschraubt.
Beim Wiederinbetriebnehmen der Turbine kam es zu starkem
Wasseraustritt und das Kraftwerksgebäude wurde bis zur Unterkante der Fenster auf ca. 2 m Höhe vollständig geflutet. Ein Fenster wurde von den Wassermassen hinausgedrückt. Schadensursächlich war entweder der unzureichende Ver-
Der Beitrag stammt von Franz Bichler, geschäftsführender Gesellschafter der Südass GmbH Assekuranzmakler aus Rosenheim, Versicherungsfachwirt für Feuer und technische Versicherungen.
Die Südass GmbH empfiehlt Wasserkraftbetreibern aus guten Gründen, Versicherungen für Ihre Ökostromanlagen abzuschließen.
schluss des Turbinendeckels oder ein Bruch der Halterung des Verschlussdeckels. Dies konnte nicht mehr ermittelt werden.
Totalschaden für elektrotechnisches Equipment
Auch die Mittelspannungsschaltanlage stand komplett über Schrankhöhe im Wasser. Bei der Schaltanlage handelt es sich um 7 MS-Zellen mit 2 Sammelschienensystemen, generatorseitig mit der Betriebsspannung 5 kV und dem Betriebsspannungsnetz Versorger 20 kV. Der Trafo 5/20kV befand sich nicht im Turbinensaal. Angebunden ist der Trafo vom Generator her über ein (5 kV) Kabel und retour über Freiluftschienen (20 kV). Zugehörige Steuerungen mit dem UMZ (Überspannungszeitschutz) und den Distanzschutzsteuerungen stehen abseits in einem Extraschrank, welcher ebenfalls unter Wasser stand. Es stelle sich die Frage, ob die Mittelspannungsschaltanlage im Ganzen oder in Teilbereichen saniert werden könnte. Einhergehend mit der Überflutung erfolgte auch eine starke Schmutzanreicherung des Wassers. Sichtbar ist dies mit den Ablagerungen auf den Schaltschränken/Expansionsklappen) und auf Geräten (Leistungsschalter, Isolatoren). Die mineralisierten Partikel sind bis in die Elektrik und Elektronik eingedrungen und schon mit freiem Auge erkennbar. Mittelspanungsschaltanlagen, welche unter Wasser standen, sind als Totalschaden zu deklarieren. Sanierungen sind beinahe auszuschließen, weil elektrische oder elektronische Teile wegen den mineralischen Partikelanhaftungen, auch nach vermeintlichen Austrocknungen, generell nicht mehr zum Einsatz kommen können und Sanierungskosten erfahrungsgemäß ein Vielfaches von Neuanlagen kosten. Ein hohes Restrisiko verbleibt wegen möglichen Folgeschäden beispielhaft durch Störlichtbögen die einen weiteren Totalschaden nach sich ziehen können.
Beträchtlicher finanzieller Schaden
Das Gebäude musste saniert und getrocknet werden. Die 20 kV-Schaltanlage und die Schaltschränke mussten erneuert werden. Die beiden Turbinen und Generatoren wurden zu einer Fachfirma zur Reparatur verbracht. Es entstand ein Sachschaden in Höhe von 560.000 Euro. Der Ausfallschaden aus der Energieerzeugung betrug 123.000 Euro bei einer Reparaturdauer von 13 Monaten, dies aufgrund der langen Lieferzeit der 20 kV-Schaltanlage. Dieser Schaden, der vermutlich aus einem Bedienungsfehler eines Mitarbeiters entstanden ist, zeigt auf, welche kleine Ursache eine derartige Schadenshöhe ergeben kann.
Daher empfehlen wir für die Gestaltung und Überprüfung Ihres Versicherungsschutzes folgenden 10-Punktekatalog:
1. Beauftragen Sie einen Experten der ausreichend Erfahrung mit der Gestaltung von Versicherungslösungen für Wasserkraftwerke hat.
2. Vereinbaren Sie eine Allgefahren-Versicherung.
3. Nehmen Sie die Erstellung einer Dokumentation des zu versichernden Risikos mit dem Experten vor inkl. einer genauen Definition der zu versichernden Sachen inkl. Außenanlagen.
4. Vereinbaren Sie für die Versicherungslösung einen Verzicht auf die Einrede einer Unterversicherung für die Sachwerte ggf. eine Höchstentschädigungsgrenze.
5. Vereinbaren Sie einen Verzicht auf den Einwand der groben Fahrlässigkeit.
6. Vereinbaren Sie eine echte Neuwertversicherung „Goldenen Regel“ und keine Zeitwertversicherung und überprüfen Sie die, ob die Versicherungswerte ausreichend hoch bemessen sind um eine Neuanschaffung abzusichern.
7. Wählen Sie für den Betriebsunterbrechungsschaden eine ausreichend bemessene lange Haftzeit.
8. Klären Sie, welche Wartungsvorschriften in welchem Umfang erbracht werden müssen, damit im Schadensfall keine Obliegenheitsverletzung durch den Versicherer zu erwarten ist.
9. Organisieren Sie ausreichenden Versicherungsschutz zur Betriebs- und Umwelthaftpflicht inkl. Stromerzeugung mit Einspeisung ins öffentliche Stromnetz und ggf. auch Erweiterung für Stromnetzbetrieb.
10. Sorgen Sie für regelmäßige Anpassungen des Versicherungsschutzes (Revision).
KOMPLEXE WASSERKRAFTPROJEKTE – DIE WESENTLICHEN INHALTE DER BAUVERTRÄGE UND NEUE ABWICKLUNGSMODELLE:
ALTER WEIN IN NEUEN SCHLÄUCHEN ODER ECHTER KULTURWANDEL?
Der Bau oder die Rehabilitation eines großen Wasserkraftwerkes ist eine Herausforderung für alle Beteiligten. Der Bauvertrag zwischen dem Bauherrn / Auftraggeber (Eigentümer / Betreiber des Wasserkraftwerkes: im folgenden auch „AG“) und dem Lieferanten / Unternehmer (Auftragnehmer: im folgenden auch „AN“) kann und sollte dazu beitragen, die Interessen der Parteien und übrigen Beteiligten auszubalancieren und soweit als möglich Projektrisiken zu minimieren. Das klassische Problem bei großen Bauvorhaben sind in der Regel Kostenüberschreitungen und die nicht rechtzeitige Fertigstellung des Baus bzw. der Rehabilitationsmaßnahmen. In den letzten Jahren haben die Betreiber versucht, mit neuen Abwicklungsmodellen den Streit über diese Themen weitestgehend zu vermeiden und die Projekte unter Zugrundelegung sogenannter Allianzverträge abzuwickeln. Eine neuere Entwicklung im Bereich großer Infrastrukturvorhaben sind die Mehrparteienverträge über eine „Integrierte Projektabwicklung im Partnerschaftsmodell“ (sog. IPA Verträge). Der folgende Beitrag befasst sich mit den Essentialia eines Bauvertrages und gibt einen kurzen Ausblick auf die Besonderheiten der neueren Abwicklungsmodelle.
Essentialia des Bauvertrages sind
• Die Leistungsbeschreibung
• Die Regelung der Schnittstellen einschließlich das Vorsehen eines Schnittstellenmanagements
• Eine detaillierte Regelung des Abnahmeprozedere1
• Der Preis und der Zeitplan („milestones“)
• Die Regelung der AG Rechte bei Mängeln und Verzug sowie die Regelung der sonstigen Haftung
Die Leistungsbeschreibung
Das A & Ω eines Bauvertrages ist eine genaue Leistungsbeschreibung. Die Vertragsparteien (im folgenden: „Parteien“) sollten Wert darauf legen, die zu erbringenden Leistungen so eindeutig wie möglich zu umschreiben. Im Prinzip kann eine solche Beschreibung entweder funktional unter Definition des zu erreichenden Zwecks (z.B. Leistung der Turbinen) erfolgen oder mittels detaillierter Vorgaben. Bei erfahrenen Wasserkraftbetreibern erfolgt die Leistungsbeschreibung meist anhand von ausführlichen technischen Bedingungen. Hierbei trägt der AG das Risiko, dass die vorgegebenen Parameter zum Erfolg führen. Falls der AN Zweifel daran hat, sollte er dies umgehend schriftlich gegenüber dem AG zum Ausdruck bringen, um von einer eventuellen Haftung befreit zu sein.
Die technischen Garantien
Teil der Leistungsbeschreibung ist die Vereinbarung technischer Garantien2 wie z.B. Leistungswerte oder das Nichtüberschreiten definierter (gestatteter) Vibrationen. Hier sollten die Parteien festlegen, wann und wie gemessen wird und das (Nicht-) Vorhandensein des vereinbarten Werts nachgewiesen werden muss (z.B. einmalig vor der Abnahme („provisional acceptance“) oder nochmals während der Mängelhaftungszeit). Falls mehrfach gemessen werden soll, ist festzulegen, welche Ansprüche der AG hat, wenn sich die gemessenen Werte zwi-
schen zwei Messungen verschlechtern. Falls eine Messung (erneut) während der Mängelhaftungszeit, also nach der Abnahme, vereinbart wird, ist zu berücksichtigen, dass die Bedingungen, unter denen das Kraftwerk betrieben vom AG wird, die Parameter beeinflussen können.
Der Preis
In der Regel wird bei großen Bauvorhaben ein Pauschalpreis vereinbart3, der als „Festpreis“ außer in den vertraglich genannten Fällen nicht verändert werden darf. Fälle der vertraglich gestatteten Preisänderungen sind z.B. Änderungen der beauftragten Leistungen, nicht zu verwechseln mit dem Ziehen vorher fest vereinbarten Optionen durch den AG. In der Regel kann jede Partei eine Änderung vorschlagen. Der AN wird dies tun, wenn er erkennt, dass eine geänderte Ausführung zur Erreichung des Zwecks sinnvoll oder gar notwendig ist. Der AG wird – oft im Rahmen eines bestimmten, vertraglich vereinbarten, Änderungsvolumens (z.B. 10% des ursprünglichen Auftragswertes ) - die Änderung auf der Grundlage des vom AN zu erstellenden Angebots für die geänderte Ausführung bestellen. Bei der Kalkulation des Preises für die Änderung wird der AN üblicherweise verpflichtet, die Ansätze der ursprünglichen Kalkulation zugrunde zu legen. Die Parteien sollten regeln, ob ggf. der AG von seinem Leistungsbestimmungsrecht Gebrauch machen kann und einseitig eine geänderte Ausführung verlangen kann und unter welchen Umständen der AN dies wegen Unzumutbarkeit ablehnen kann.
Auswirkungen unvorhersehbarer Ereignisse
Die große Unbekannte bei Bau- oder Rehabilitationsvorhaben sind die unvorhersehbaren Ereignisse, bei deren Eintreten sich jeweils die Frage stellt, ob die geänderten Umstände zu einer geänderten Geschäftsgrundlage führen, die es dem AN erlauben, eine Kompensation für Mehrkosten und eine Zeiterstreckung zu verlangen. Mein Rat: die Parteien sollten im Vorfeld des Vertragsschlusses sich genau überlegen, welche Risiken eintreten können (bei unterirdischen Bauten wie Wasserzuführungsstollen im Felsen, Fundamenten für eine Staumauer oder unterirdischen Maschinenhäusern ist das Risiko des Bau-
grundes vermutlich das größte und keinesfalls zu vernachlässigende Risiko trotz Erkundungsbohrungen; es gibt genügend Negativbeispiele!) und wer das Risiko trägt. Wenn sich ein der Sphäre des AG zugewiesenes Risiko verwirklicht, muss dieser dem AN die Mehrkosten erstatten und eine Erstreckung der vereinbarten Termine gewähren.4 Oftmals unterscheiden die Verträge zwischen Fällen von „Force Majeure“ (Höherer Gewalt) mit der ausschließlichen Folge einer Zeiterstreckung und Fällen anderer unvorhersehbarer Ereignisse mit der Folge von Mehrkostenersatz und Zeiterstreckung bei Eintreten dieser Fälle. Die Parteien müssen der Abgrenzung beider Fallkonstellation besondere Beachtung schenken.
Die Abnahme
Ebenso wie die Leistungsbeschreibung sollte auch das Abnahmeprozedere mit den einzelnen Schritten, die jeweils Voraussetzung für das Erreichen des nächsten Schrittes sind –Montageende, Inbetriebsetzung, Probebetrieb und Abnahme –, detailliert beschrieben werden und insbesondere die Mitwirkungspflichten des AG und die Fristen, innerhalb derer dieser reagieren muss, festgehalten werden. Es versteht sich von selbst, dass der AG nur aus Gründen des nicht vertragskonformen Verhaltens des AN, insbesondere bei Mängeln, die den Betrieb beinträchtigen,5 nicht aber „à discrétion“ die erforderliche Abnahme verweigern kann.
Rechte des AG bei Mängeln und Verzug des AN
Der Vertrag sollte die dem AG bei Mängeln und Verzug zustehenden Rechte wie Mängelbeseitigungsrecht, Minderung, Schadensersatz regeln und (falls gewünscht) Rücktrittsrechte abbedingen. Zu beachten ist, dass das zugrundliegende Recht i.d.R. eine unbegrenzte Haftung auf Schadensersatz vorsieht, sodass diese zweckmässigerweise (aus AN Sicht) begrenzt werden sollte. Es ist üblich für den Fall des Verzugs „Liquidated Damages“ („L.D.“: Pönale bzw. pauschalierter Schadensersatz) zu vereinbaren. Betreffend L.D. für Verzug sollte geregelt wer-
den, welche Termine pönalisiert sind (nach deutschem Recht gerät der AN bei Überschreiten jedes vereinbarten Termines in Verzug!) und welche Pflichten / Obliegenheiten AG-seitig zu erfüllen sind, damit der AN seinen Pflichten nachkommen kann. Üblicherweise werden auch bei Nichterreichen der technischen Garantien diese L.D. vereinbart.
Allianz- und IPA Mehrparteienverträge
Und last, but not least: in jüngerer Zeit bevorzugen viele Betreiber die Abwicklung nach dem sog. Allianzmodell, bei dem, vereinfacht gesprochen, den Auftragnehmern die entstandenen IST- Kosten ersetzt werden, ohne dass es zu einem die Projektabwicklung störenden Streit um Mehrkosten und Risikozuordnung kommt. Je nach Ausgestaltung des Vertrages verliert der AN einen Teil seines Deckungsbeitrages, wenn es zu Kostenund/oder Terminüberschreitungen kommt.
Auch der sogenannte Mehrparteienvertrag über eine „Integrierte Projektabwicklung im Partnerschaftsmodell“ (IPA Vertrag), der im angelsächsischen Raum entwickelt wurde und
Der Beitrag stammt von Rechtsanwältin Bettina Geisseler.
seit einigen Jahren vor allem im Hoch-, Schienenverkehrs- und Tunnelbau in Deutschland, der Schweiz und Österreich zur Anwendung gelangt,6 sieht eine derartige Abrechnung vor, mit der Besonderheit, dass alle am Projekt Beteiligten, vereinfacht gesprochen, an einem sog. Beteiligungspool = Risikopool beteiligt sind (ohne wie in einem Konsortium gesellschaftsrechtlich miteinander verbunden zu sein). Die einzelnen AN werden frühzeitig in das Projekt einbezogen (bereits bei der Kalkulation der Kosten), erstellen eine Risikotabelle und verantworten in einem Entscheidungsgremium mit Eskalationsstufe gemeinsam - mit einstimmiger Beschlussfassung oder mit qualifizierter Mehrheit - die Projektabwicklungsbeschlüsse und das Risikomanagement. Ein Teil des Deckungsbeitrages dient der Einlage in den Beteiligungspool, der nur dann ungeschmälert am Projektende ausgezahlt wird, wenn die erstatteten Ist-Kosten die errechneten Zielkosten nicht überschreiten. An einer Kostenunterschreitung werden die AN beteiligt.7 Es ist der AG, der die einzelnen AN anhand ihrer Qualifikationen – Erfahrung, Referenzen, eingesetztes Personal – aussucht. Bei Lichte betrachtet, kommt es auch bei einem IPA Vertrag darauf an, die zu erbringende Leistung genau zu umschreiben und auf deren Grundlage die Zielkosten des Projekts (innerhalb des vom AG vorgegebenen Budgets) zu kalkulieren und vorneweg Risiken zu identifizieren und zu bestimmen, welche davon ggf. in die Sphäre des AG fallen. Ob ein AN, der den Verzug verursacht hat oder für Mängel verantwortlich ist, die ggf. ein anderer AN
beheben muss, den anderen AN Ersatz für die Schmälerung des Beteiligungspools leisten muss, und ggf. unter Zugrundelegung welchen Haftungsmaßstabs, ist Verhandlungssache der beteiligten Vertragsparteien.
Je nach Ausgestaltung des Vertrages werden zwar dem einzelnen AN auch bei massiver Zeit- und Kostenüberschreitung die entstandenen IST-Kosten ersetzt, jeder AN verliert jedoch in so einem Fall ganz oder teilweise den Teil des Deckungsbeitrages, der als sein Beitrag für eintretende Risiken – mit Ausnahme der vom AG zu tragenden Risiken – und deren Kosten- und Zeitfolgen in den Beteiligungspool eingelegt wurde.
Fazit
Ein sorgfältiges Verfassen der Bauverträge empfiehlt sich, um spätere Probleme bei der Projektabwicklung zu minimieren. Inwieweit die neuen Vertragsmodelle zu einer schlankeren, zielgerichteteren und auch kostengünstigeren Projektabwicklung und einer Streitvermeidung führen, wird sich zeigen.
Als Rechtsanwältin mit eigenem Büro (GEISSELER LAW, Freiburg i.Br. ) und langjähriger Erfahrung als Unternehmensjuristin berät Bettina Geisseler in- und ausländische Klienten, die Anbieter- oder die Betreiberseite, zu Verträgen betreffend Errichtung, Rehabilitation, Wartung und Betrieb von (Wasser-) Kraftwerken, Staumauern und anderen Infrastrukturbauten weltweit.
Anmerkungen
1Es würde den Rahmen dieses Aufsatzes sprengen, auf alle wichtigen Regelungen einzugehen. Neben den hier genannten Regelungen gehören unter anderem dazu: eine Regelung betreffend die Übergabe der Dokumentation (wichtig!) sowie betreffend Schutz- und Nutzungsrechte oder auch – bei Rehabilitationsmaßnahmen in der heutigen Zeit – Regelungen, wie verbautes Asbest zu entsorgen ist und welche der Parteien dafür verantwortlich ist.
2Unter geltendem deutschem Recht empfiehlt sich eine Klarstellung zum Wort „Garantie“, um eine gewünschte Haftungsbegrenzung nicht zu gefährden (vg. §§ 443, 444 BGB).
3Der Aufsatz ersetzt nicht eine Rechtsberatung im konkreten Fall, die unter anderem von dem auf den Vertrag anwendbaren Recht abhängt, das die Parteien frei wählen können, und das im Gegensatz zum zwingenden öffentlichen Recht (Bau- / Betriebsgenehmigungen; Arbeitsschutzverordnungen) nicht unbedingt das am Standort der Anlage geltende Rechts sein muss.
4Im Rahmen des sog. dispositiven Rechts können die Parteien vom auf den Vertrag anwendbaren Recht – bis auf dessen zwingende Vorschriften – abweichen. Dies sollte dann aber ausdrücklich geschehen durch z.B. Abbedingen des zugrundliegenden Rechts („weitere gesetzliche Rechte sind ausgeschlossen“) oder mittels einer derart detaillierten Regelung, dass klar ist, dass diese die gesetzlich vorgesehene Regelung ersetzt. Bei der Frage des Baugrundrisikos empfiehlt es sich, zunächst zu schauen, welcher Partei das zugrundeliegende Recht das Risiko zuordnet. In jedem Fall empfehle ich eine detaillierte Vertragsregelung.
5Kleinere Mängel sollten der Abnahme nicht entgegenstehen, sondern als „punch list items“ während der Gewährleistungszeit (Mängelhaftungszeit) behoben werden.
6Die Zahl der Veröffentlichungen ist bereits vielfältig und es sprengt den Rahmen dieses Artikels auf die Vertragsbestimmungen eines IPA Vertrages im einzelnen einzugehen. Es ist davon auszugehen, dass dieses Vertragsmodell in Zukunft auch bei Wasserkraftwerksvorhaben Anwendung finden wird. Eine Übersicht über bereits im IPA Vertragsmodell abgewickelten Vorhaben gibt der IPA Report 2025: https://ipa-zentrum.de/wp-content/uploads/2025/07/2025-IPA-Report.pdf
7Dies ist eine schematische Darstellung. Die einzelnen Regelungen können je nach Vertrag variieren.
Erfolgreicher Wiederaufbau
Kraftwerk Arriach
Nach der Zerstörung durch ein Unwetter 2022 investierten KELAG und Kärnten Netz rund 10 Mio. Euro in den Wiederaufbau des Kraftwerks Arriach (Villach Land, Kärnten). In Zusammenarbeit mit KELAG lieferte Voith eine neue vertikale Pelton-Turbine mit sechs Düsen, die mit modernster Technik die Stromerzeugung um über 15 % steigert. Das Kraftwerk erzeugt künftig jährlich nahezu 6,5 Mio. kWh grünen Strom – genug für 1.850 Haushalte und speist diesen über das neu errichtete, fernüberwachte Schaltwerk
zuverlässig ins Netz ein. Damit leistet das Projekt einen wichtigen Beitrag zur nachhaltigen und sicheren Energieversorgung in der Region.
Technische Daten
Turbinentyp : Vertik. Peltonturbine
Leistung : 2,48 MW
Fallhöhe : 164,75 m
Durchfluss : 1,7 m³/s
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