Luzerner Kraftwerk mit neuer Wehranlage in Betrieb
Kraftwerk aus der K&K-Zeit beeindruckt mit neuer Technik
Neues Salzach-Kraftwerk belegt hohe Engineering-Kompetenz
Wiederbelebter Kraftwerksstandort an deutschem Naturdenkmal zek.at
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Mag. Roland Gruber Herausgeber | rg@zek.at
Die Hoffnung war nicht allzu groß: Dennoch hätte der jüngste Klimagipfel in Brasilien ein Wendepunkt sein können. Stattdessen wurde er zu einem weiteren Sinnbild für politischen Stillstand. Es sind verpasste Chancen – ein gefährliches Zögern, das uns teuer zu stehen kommt. Denn der Klimawandel verhandelt nicht. Er folgt physikalischen Gesetzen, und die präsentieren uns bereits die ersten Rechnungen. Schon heute verursachen Extremwetterereignisse – Hagelstürme, Starkregen, Dürren – Schäden in Milliardenhöhe. Mit jedem Jahr, in dem wir nicht entschlossen handeln, wächst unser Schuldenberg gegenüber der Zukunft. Nichtstun ist längst zur teuersten Option geworden. Hätten wir vor 40 Jahren begonnen, konsequent zu investieren, wären die heutigen Kosten dramatisch niedriger. Heute zeigt jede Studie: Jeder Euro, den wir in Klimaschutz stecken, spart künftig zwei oder drei. Vor diesem Hintergrund wird deutlich, warum es sich bei der Energiewende um kein moralisches Projekt handelt, sondern um ein wirtschaftliches. Und genau aus diesem Grund behält die Wasserkraft ihre Schlüsselrolle. Sie bleibt das Rückgrat der europäischen Energieversorgung – zuverlässig, planbar und CO2-arm. Während Wind und Sonne schwanken, stützt die Wasserkraft unser Energiesystem mit Stabilität und Speicherkapazität. Kein anderer erneuerbarer Energieträger bietet heute ein ähnliches Maß an Versorgungssicherheit. Doch auch die Wasserkraft steht vor durchaus tektonischen Veränderungen. Der Klimawandel verändert ihre Grundlage: das Abflussverhalten des Wassers. Gletscher schmelzen, Schneereserven schwinden, Niederschläge verteilen sich unberechenbarer – und die Wasserführung reagiert schneller und erratischer als je zuvor. Kurzfristig kann das regional zu mehr Wasser führen, es birgt genauso aber erhöhte Risiken.
Auf die Betreiber kommen daher in den nächsten Jahren und Jahrzehnten zweifellos Herausforderungen zu. Maßnahmen, wie größere Speicherbecken, um fehlende natürliche Reservoirs aus Schnee und Eis zu kompensieren, neue Steuerungs- und Planungssysteme, um die Wasserströme präziser prognostizieren und schneller reagieren zu können, hochpräzise Klimadaten, um Risiken frühzeitig zu erkennen und Investitionen strategisch abzusichern sowie Kooperationen im europäischen Verbund, um wetterbedingte Schwankungen regional auszugleichen, werden wohl unumgänglich werden. Gerade in den Alpen werden diese Anpassungen zur Überlebensfrage der Wasserkraft. Europa braucht einen robusten Energiemix, der auf die Stärken jedes erneuerbaren Systems setzt: Solarenergie, die von steigender Sonneneinstrahlung profitiert, Windkraft, die geographische Lücken füllt, und Wasserkraft, die alles verbindet – als Speicher, Regulator und Stabilitätsgarant. Die Botschaft ist so klar wie eindeutig: Die Kosten des Handelns sind hoch. Die Kosten des Nichthandelns jedoch sind existenziell. Wer heute investiert, schützt nicht nur das Klima – er schützt unseren Wohlstand, unsere Versorgungssicherheit und die Energieinfrastruktur kommender Generationen. Die Wasserkraft bleibt dabei nicht nur Teil der Lösung. Sie ist ihr Fundament.
Ich möchte mich an dieser Stelle wieder bei allen bedanken, die uns im abgelaufenen Jahr die Treue gehalten und uns in vielfältiger Form unterstützt haben. Abschließend wünsche ich Ihnen allen frohe Weihnachten, erholsame Feiertage, einen guten Rutsch ins neue Jahr – und bleiben Sie gesund!
Ihr
Mag. Roland Gruber
Wir engagieren uns jeden Tag für eine nachhaltige Energiegewinnung aus Wasserkraft. Unsere vier Kompetenz-Bereiche sind Maschinenbau, Elektrotechnik, Automation und Service. Wir entwickeln, bauen und installieren innovative Konstruktionen und maßgeschneiderte Lösungen für Wasserkraftwerke und begleiten Sie bei jedem Schritt. Flexibel. Kraftvoll. Persönlich.
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03 Editorial 08 Inhalt
AKTUELL 10 Interessantes & Wissenswertes Kurznachrichten
11 Impressum
ZUR SACHE
19 Wir drehen den Spieß um – die Chance Potenziale zu fusionieren Kolumne Pelikan
PROJEKTE
20 Kraftwerk aus der K&K-Zeit trumpft mit neuer Technik auf Kraftwerk Andelsbuch
26 Erfolgreiche Modernisierung im Hochgebirge Kärntens Kraftwerk Fleiß
30 Hochlegierte Stahlrohre vom Tiroler Branchenprofi Kraftwerk Tauernbach-Gruben
33 Luzerner Kraftwerk mit neuer Wehranlage wieder am Netz Kraftwerk Emmenweid
VERANSTALTUNG
36 Gezielter Fokus auf die Wasserkraft bei Event im Südtiroler Mals Interalpine Energie- u. Umwelttage
PROJEKTE
37 Neubau bringt erhebliches Leistungs- und Erzeugungsplus Kraftwerk Breiteneben
43 Mit robuster Druckrohrleitung in eine neue Ära Kraftwerk Gressel
VERANSTALTUNG
48 Kleinwasserkraft zwischen Umbruch und Aufbruch: Jahrestagung KWK Österreich
PROJEKTE
50 Wasserkraft als Basis für nachhaltigen Wintertourismus Beschneiungskraftwerk Riesneralm
53 Kraftwerk im Salzburger Innergebirg auf Vordermann gebracht Kraftwerk Hubalpenbach
56 Durchströmturbinen liefern Strom aus gereinigtem Abwasser Kraftwerk ARA Buholz
58 Tiroler Gemeinde nutzt Synergieeffekte mit ihrem Trinkwasser Trinkwasserkraftwerk Starkenbach
62 Wiederbelebtes Kraftwerk erzeugt Strom für Trinkwasserversorgung Kraftwerk Blautopf
SCHWERPUNKT – INTERNATIONAL
65 Zwei Zeitfenster, ein Ziel –erfolgreiches Sanierungsprojekt Kraftwerk Malgovert
68 Präzise Armaturentechnik für Projekt im Amazonasgebiet Kraftwerk Hidroquest
71 Peruanisches Hochdruckkraftwerk mit österreichischer Technik am Netz Kraftwerk Anashironi
VERANSTALTUNG
74 Hydro thematisiert Partnerschaft für globale Lösungen HYDRO 2025
TECHNIK
76 Zukunftssichere Speichertechnologie für nachhaltige Energienetze Batteriespeicher
78 Wasserkraftallrounder beweist seine Engineering-Kompetenz Kraftwerk Stegenwald
82 Moderne Leittechnik für Referenzkraftwerk im Salzburger Pongau Kraftwerk Stegenwald
SCHWERPUNKT – INTERNATIONAL
84 Tiroler Technik gewährleistet sichere Stromproduktion am Peloponnes Kraftwerk Sarmenitiko
Andritz Hydro Schweiz bleibt mit wesentlichen Abteilungen zwar in Kriens, wird aber vom früheren Bell-Standort ins Schappe Center ziehen.
Der regionale Energieversorger KWG startete Mitte November mit dem Bau eines neuen Wasserkraftwerks am Wankhamer Wehr an der Ager in Oberösterreich. Mit der Investition von rund 20 Mio. Euro wird die regionale Stromproduktion erhöht und gleichzeitig der lokale Hochwasserschutz verbessert. Das neue Wasserkraftwerk wird künftig rund 10,8 Millionen kWh umweltfreundlichen Strom pro Jahr erzeugen – das entspricht einer Menge, um etwa 3.000 Haushalte mit 100 % Ökostrom zu versorgen. Damit leistet KWG einen wichtigen Beitrag zur regionalen Energiewende und zur nachhaltigen Stromversorgung in der Region. Darüber hinaus verbessert das Projekt die Hochwasserabflusssituation an der Ager und sorgt somit für mehr Sicherheit für die lokale Bevölkerung. Nach einer intensiven Planungs- und Genehmigungsphase, in der zahlreiche technische, ökologische und wirtschaftliche Aspekte sorgfältig geprüft, abgestimmt und genehmigt wurden, konnte Mitte November die Umsetzung beginnen. Die Inbetriebnahme des Kraftwerks ist für das 2. Quartal 2027 geplant.
Bis Ende 2026 verlegt die Andritz Hydro AG ihren Hauptsitz mit Forschung & Entwicklung, Vertrieb, Projektabwicklung sowie Verwaltung und rund 130 Mitarbeitenden ins Schappe Center in Kriens. Dies gab das auf Neubau, Unterhalt und Modernisierung von Wasserkraftwerken spezialisierte Unternehmen unlängst offiziell bekannt. Das derzeitige Firmengelände der ehemaligen Bell-Maschinenfabrik soll laut übereinstimmenden Medienangaben in den kommenden Jahren zu einem neuen Stadtquartier umgestaltet werden. Bereits im März wurde bekannt, dass die ServiceWerkstatt nach Buchrain verlegt wird, wo sie 2028 den Betrieb aufnehmen soll. „Unter diesen Bedingungen können wir optimal weiterarbeiten und wachsen“, wird Standortleiter Claudio Nold in der Mitteilung zitiert. Andritz Hydro profitiere von der zunehmenden Bedeutung der Wasserkraft und einer „sehr guten“ Auftragslage, was zu kontinuierlichem Wachstum führe. In Kriens befindet sich das gruppenweite Kompetenzzentrum für Mechanical Engineering für Pelton-Turbinen, TransientenBerechnung und Anlage-Messungen.
Ende September begannen im Meiental die Bauarbeiten für das neue Wasserkraftwerk. Die Kraftwerk Meiental AG errichtet ein Kraftwerk mit einer Leistung von 10 MW und einer jährlichen Stromproduktion von 34 GWh, was umgerechnet den Jahresstrombedarf von über 7.500 Haushalten abdeckt. Zur Energiegewinnung wird die Meienreuss genutzt. Das Wasser wird auf 1.317 Metern über Meer gefasst und über eine 3’250 Meter lange Druckleitung zur neuen Kraftwerkszentrale in Fedenbrügg auf 1.100 Metern über Meer geleitet. Wenn alles nach Plan verläuft, soll die Inbetriebnahme Ende 2028 erfolgen. An der Kraftwerk Meiental AG sind energie-Uri mit 65 %, der Kanton Uri mit 23 %, die Korporation Uri mit 7 % und die Gemeinde Wassen mit 5 % beteiligt. Werner Jauch, Verwaltungsratspräsident der Kraftwerk Meiental AG, sagt: „Das Projekt unterstreicht die hohe lokale Wertschöpfung der Wasserkraft für Uri. Bereits in der Bauphase wird das Wasserkraftwerk eine konkrete Wertschöpfung für die Region generieren.“
Modernisierung im Stahlwasserbau: Tausch eines Grundablasses am Kraftwerk Schwabmünchen an der Wertach.
In diesen Wochen werden am Kraftwerk Fluhmühle an der Iller (Staustufe 5) die beiden Grundablässe erneuert. Die Maßnahme stellt sicher, dass die Anlage auch in den kommenden Jahrzehnten zuverlässig zur Hochwassersicherheit beiträgt. Gleichzeitig wird die Antriebstechnik auf den aktuellen Stand gebracht. Grundablässe sind ein zentrales Element für den Hochwasserschutz. Sie ermöglichen es, große Wassermengen aus dem Stau- oder Speicherraum eines Kraftwerks kontrolliert am Grund der Anlage abzulassen – etwa bei Hochwasser oder Wartungsarbeiten. Am Kraftwerk Fluhmühle kann jeder der beiden Grundablässe bis zu 330 Kubikmeter Wasser pro Sekunde abführen. Zum Vergleich: Das entspricht dem zweifachen Jahresverbrauch einer vierköpfigen Familie – in nur einer Sekunde. Die bisherigen Ablässe haben ihre Aufgabe über Jahrzehnte zuverlässig erfüllt. Mit der Erneuerung stärkt die LEW die Stauanlage Fluhmühle langfristig und sichert eine moderne Infrastruktur in der Region.
Das KW Fluhmühle ist Teil eines Verbunds von Iller-Kraftwerken der LEW, die zusammen jährlich ca. 120 Mio. kWh CO2-freien Strom erzeugen.
Der Namlosbach soll in Zukunft einen Teil seines Wassers dem Rotlechspeicher für die Nutzung in der Kraftwerkskette Plansee zuführen.
Das Außerferner Energieversorgungsunternehmen E-Werke Reutte (EWR) wird in den kommenden zehn Jahren rund 70 Mio. Euro in Bau- und Ökologisierungsmaßnahmen investieren. Unter anderem strebt man eine Erhöhung der Stromproduktion um 15 Prozent an. Im Rahmen des Projekts ist die Errichtung einer neuen Wasserfassung am Namlosbach vorgesehen. Ein Teil der Wassermenge soll künftig über einen Überleitungsstollen in das Liegfeisttal geführt werden, wo ein Zwischenkraftwerk geplant ist. Von dort ist geplant, das Wasser über den bestehenden Liegfeiststollen in den Rotlechspeicher zu führen. Zusätzlich ist ein Restwasserkraftwerk am Rotlechspeicher vorgesehen, um das ökologische und energetische Potenzial optimal nutzen zu können. Mit der teilweisen Einbindung des Namlosbachs in die Wasserkraftinfrastruktur der EWR sollten rund 25 GWh Ökostrom im Jahr dazukommen, wie die Tiroler Tageszeitung berichtete. Das Projekt befindet sich noch in der Planungsphase.
IMPRESSUM: Herausgeber: Mag. Roland Gruber | Verlag: Mag. Roland Gruber e.U. zek-Verlag · Brunnenstraße 1 · 5450 Werfen · office@zek.at · M. +43 664 115 05 70 · www.zek.at | Chefredaktion: Mag. Roland Gruber · rg@zek.at · M. +43 664 115 05 70 | Redaktion: Mag. Andreas Pointinger · ap@zek.at | M. +43 664 22 82 323 | Anzeigenleitung & PR-Beratung: Mario Kogler, BA · mk@zek.at · M. +43 664 240 67 74 | Druck: Druckerei Roser · 5300 Hallwang | Verlagspostamt 5450 Werfen · P.b.b. „03Z035382 M“ · Grundlegende Richtlinien: zek HYDRO ist eine parteiunabhängige Fachzeitschrift für Wasserkraft | Abopreis Österreich: € 83,00 · Ausland: € 94,00 · inklusive Mehrwertsteuer | zek HYDRO erscheint 6x im Jahr | Auflage: 8.000 Stück · ISSN: 2791-4089 · 23. Jahrgang.
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Offizieller Spatenstich für das neue Tiwag-Kraftwerk Imst-Haiming mit dem Tiroler Landeshauptmann Anton Mattle (4.v.l.)
SPATENSTICH FÜR TIWAG-KRAFTWERK IMST-HAIMING
Mit dem Spatenstich für das neue Kraftwerk Imst-Haiming markiert die Tiwag einen weiteren Meilenstein auf dem Weg zu mehr Energieunabhängigkeit. Das Projekt setzt auf eine doppelte Nutzung des Innwassers: Die Anlage ist als Ausleitungskraftwerk konzipiert und soll das bereits im Kraftwerk Prutz-Imst verwendete Wasser ein weiteres Mal zur Stromerzeugung nutzen. Dafür wird das Triebwasser über einen rund 14 km langen, unterirdischen Stollen von Imsterberg nach Haiming geführt, wo es in einem Kavernenkraftwerk zwei Francis-Turbinen antreiben wird. Die Tiwag kalkuliert für das Vorhaben Investitionen von etwa 680 Millionen Euro, die Bauzeit ist auf rund fünf Jahre angesetzt.
Die ADAMS SCHWEIZ AG schafft aktuell die Grundlage für eine erweiterte mechanische Fertigung von Großarmaturen für Wasserkraftwerke. Am Unternehmensstandort in Serneus (GR) wird die Produktionshalle mit neuen Fertigungsmaschinen des italienischen Maschinenbauers Pietro Carnaghi ausgerüstet. Mit der Investition kann ADAMS erstmals Armaturen mit bis zu 6 Metern Durchmesser und 3 Metern Höhe vollständig in 5 Achsen bearbeiten; der Arbeitstisch ist für Lasten von bis zu 50 Tonnen ausgelegt. „Solche Dimensionen sind in unserer Region einzigartig“, heißt es in einer Mitteilung. Zum Kern-Portfolio des Unternehmens zählen Absperr- und Drosselklappen, Kugelschieber, Kegelstrahlschieber, Druckbegrenzungsventile und eine Vielzahl von Zubehör für die Wasserkraft.
Mit den neuen Fertigungsmaschinen dringt der traditionsreiche Branchenspezialist ADAMS SCHWEIZ AG in neue Dimensionen vor.
ENERGIEDIALOG FÜR SALZACH-KRAFTWERK GOLLING
Die Projektbetreiber VERBUND und Salzburg AG luden kürzlich zum dritten Energiedialog, um die Bevölkerung von Golling über den aktuellen Planungsstand des Salzachkraftwerks zu informieren. Dabei präsentierten die beiden Projektpartner alle gesicherten und finalen Untersuchungsergebnisse in den mittlerweile vollständig vorliegenden Einreichunterlagen zum Projekt Salzachkraftwerk Golling, das noch um den Jahreswechsel zur Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) eingereicht werden soll. Die Besucher konnten sich ein umfangreiches Bild über die Verkehrslage während der Bauarbeiten und den aktuellen Stand der Emissionen sowie Immissionen machen. VERBUND und Salzburg AG rechnen nach heutigem Planungsstand mit einer Bauphase von ca. vier Jahren. Um den Bauverkehr und damit die Emissionen und die Immissionen zu reduzieren, wurde im Zuge der Planungen darauf geachtet, dass es zu einer Verwertung anfallender Aushubmaterialien möglichst vor Ort kommt. Das Aushubund Ausbruchsmaterial umfasst rund 600.000 m³, mehr als die Hälfte wird vor Ort verwertet. 15 Prozent werden innerhalb des Projektes für Hinterfüllungen und Geländeanpassungen verwendet. 40 Prozent gelangen in den Stoffkreislauf des Zement-Unternehmens Leube. VERBUND-Projektleiter Hannes Badura: „Wir haben in den letzten 2 1/2 Jahren der Planung ein schlüssiges und aus unserer Sicht umweltverträgliches Projekt erarbeitet. Daher gehen wir positiv gestimmt in das kommende UVP-Verfahren. Für uns waren insbesondere die vielen konstruktiven Gespräche auf Augenhöhe mit den Anrainer:innen, der Gemeinde, den Grundeigentümern und Stakeholdern sehr aufschlussreich und die Basis für eine partnerschaftliche Projektentwicklung.“
Noch vor dem Jahreswechsel sollen die Unterlagen für die Umweltverträglichkeitsprüfung für das Salzach-Kraftwerk Golling eingereicht werden.
Das geplante Salzach-Kraftwerk wird eine Leistung von rund 30 MW haben und jährlich ca. 130 Mio. kWh grünen Strom erzeugen.
GENERALPLANER & FACHINGENIEURE
GENERALPLANER & FACHINGENIEURE
Verkehr Industrie Kraftwerke
ÖffentlicheSpezialthemenAuftraggeber
• Wasserkraft
• Wärmekraft
• Biomasse
Vertragsunterzeichnung für die Modernisierung des thailändischen Kraftwerks Rajjaprabha
ANDRITZ MODERNISIERT KRAFTWERK RAJJAPRABHA IN THAILAND
Die thailändische Electricity Generating Authority of Thailand (EGAT) hat den internationalen Technologiekonzern ANDRITZ mit der Modernisierung des Wasserkraftwerks Rajjaprabha beauftragt. ANDRITZ wird alle drei 80 MW Maschinensätze des Kraftwerks erneuern. Das Projekt im Bereich erneuerbarer Energien hat einen Auftragswert im mittleren zweistelligen Millionen Euro Bereich und ist im Auftragseingang von ANDRITZ für das dritte Quartal 2025 enthalten. Das Wasserkraftwerk Rajjaprabha am Saeng-Fluss im Bezirk Ban Ta Khun, Provinz Surat Thani, ist seit 1987 in Betrieb. Die Modernisierung wird einen effizienten und zuverlässigen Betrieb über viele weitere Jahrzehnte sicherstellen. Der Auftragsumfang umfasst die komplette Modernisierung der Maschinensätze 1 bis 3 einschließlich Generatorkomponenten und bestimmter Turbinenkomponenten sowie Montageüberwachung, Tests und Inbetriebnahme. Erst vor Kurzem hat EGAT zudem ANDRITZ mit der umfassenden Modernisierung des thailändischen Wasserkraftwerks Srinagarind beauftragt.
Das Gründerteam von Energyminer: Richard Eckl, Chantel Niebuhr und Georg Walder (v. l.)
• Sonderprojekte
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FELDKIRCH • LINZ • GRAZ SCHAAN • PRAG
Die Energyminer GmbH hat im Oktober die erste behördliche Genehmigung für ein großes Schwarmkraftwerk in Deutschland erhalten. Am Standort St. Goar am Rhein entsteht damit die bislang größte Anlage ihrer Art: 124 Energyfish werden künftig kontinuierlich sauberen Strom direkt aus der Strömung des Rheins erzeugen – harmonisch ins Landschaftsbild eingebettet, naturverträglich und grundlastfähig. Beim Energyfish handelt es sich um ein schwimmendes Strömungskraftwerk, das in der Lage ist, komplette Gemeinden mit Strom zu versorgen. Dabei befindet sich das System fast vollständig unter Wasser und ist somit kaum sichtbar. Mit dem genehmigten Projekt in St. Goar startet Energyminer in die nächste Entwicklungsphase: vom einzelnen Prototypen hin zu einer skalierbaren, wirtschaftlich tragfähigen Energieinfrastruktur auf Basis freier Fließgewässer. „St. Goar ist unser Proof of Scale,“ sagt Dr. Richard Eckl, CoCEO von Energyminer. „Die Genehmigung macht klar: Wir können diese neue erneuerbare Energiequelle erschließen. Unsere Kraftwerke können gebaut, betrieben und skaliert werden und grundlastfähige, erneuerbare Energie produzieren.“
SÜDTIROLER BAUERNBUND SETZT ZU
100 PROZENT AUF WASSERKRAFT
Der Südtiroler Bauernbund (SBB) treibt seine Nachhaltigkeitsstrategie voran. Seit kurzem wird er mit 100 Prozent grünem Strom aus Wasserkraft versorgt, meldete der SBB im November 2025. Die Grundlage dafür ist eine Vereinbarung mit Alperia Smart Services. „Wir beziehen ausschließlich zertifizierten Ökostrom aus dem traditionsreichen Wasserkraftwerk Kardaun“, erklärte Bauernbund-Landesobmann Daniel Gasser. „Damit möchten wir mit gutem Beispiel vorangehen. Nachhaltige Kreisläufe und garantierte lokale Herkunft sind uns nicht nur bei bäuerlichen Lebensmitteln ein Herzensanliegen, sondern auch beim Strom. Gemeinsam mit Alperia Smart Services machen wir unser Engagement für regionale, erneuerbare Energie sichtbar und leisten einen Beitrag zur nachhaltigen Entwicklung Südtirols.“ Der von Alperia Smart Services gelieferte Strom ist zu 100 Prozent grün und durch den GSE (Gestore dei Servizi Energetici), der nationalen Stelle für Herkunftsnachweise, zertifiziert. Die Lieferung erfolgt ohne zusätzliche Kosten. „Die Zusammenarbeit mit dem Südtiroler Bauernbund hat für uns einen hohen Stellenwert. Die Landwirtschaft ist ein zentraler Wirtschaftsfaktor unseres Landes – und sie zeigt seit Jahren, wie Tradition und Nachhaltigkeit miteinander verbunden werden können. Mit dieser Vereinbarung schaffen wir gemeinsam einen weiteren Schritt hin zu einer klimafreundlichen Zukunft“, unterstrich Luis Amort, der Generaldirektor von Alperia. Die Umstellung auf grüne Energie ist nur eine von vielen Maßnahmen des SBB, um Umweltschutz und Nachhaltigkeit im eigenen Betrieb zu fördern. So erhalten Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter beispielsweise einen Zuschuss zum Südtirol Pass und werden ermutigt, Fahrgemeinschaften zu bilden. Für Außendienstfahrten stehen E-Autos und der Carsharing-Dienst AlpsGo zur Verfügung. Wer öffentliche Verkehrsmittel nutzt, kann den betrieblichen Südtirol Pass verwenden. Für Dienstgänge stehen Fahrräder bereit. Darüber hinaus engagiert sich der SBB gemeinsam mit Partnern für eine nachhaltigere Landwirtschaft. „Wir haben sechs Leitsätze formuliert und acht Leuchtturmprojekte identifiziert, um die Veränderungen in Richtung Nachhaltigkeit aktiv mitzugestalten“, betonte Daniel Gasser. Die Umsetzung begleitet die neu geschaffene Stabstelle Nachhaltigkeit im SBB.
Haslinger, die Geschäftsführerin der Hochkönig Bergbahnen, und Energie AG Vorstandsvorsitzender Leonhard Schitter
INNOVATIVES PUMPSPEICHERKRAFTWERK GEPLANT
Die oberösterreichische Energie AG und die Hochkönig Bergbahnen starten ein zukunftsweisendes Projekt zur nachhaltigen Energiegewinnung im alpinen Raum. Im Salzburger Mühlbach/Dienten soll erstmals in Österreich ein Beschneiungsteich ganzjährig als Oberwasserspeicher für ein Pumpspeicherkraftwerk genutzt werden. Das geplante Kraftwerk verfügt über eine Leistung von knapp unter 15 MW im Turbinenbetrieb und 20 MW im Pumpbetrieb und würde ca. 550 m Fallhöhe nutzen. Der Oberwasserspeicher hat ein Fassungsvermögen von ca. 180.000 m³, das Unterwasserbecken besitzt ein Volumen von etwa 100.000 m³. Der Speicherinhalt ermöglicht eine Betriebszeit zur Stromerzeugung von 8 bis 10 Volllaststunden. Derzeit wird am technischen Vorprojekt gearbeitet. Nach erfolgter Genehmigung könnte der Spatenstich bereits 2027 erfolgen.
Visualisierung des neuen Kelag-Wasserkraftwerks Hammer
In der Kärntner Marktgemeinde Frantschach-St. Gertraud fand am 6. November der Spatenstich für den Bau des neuen Lavantkraftwerks Hammer des Energieversorgers Kelag statt. Das Krafthaus wird an der Stelle des alten Kraftwerks Hammer, neben dem denkmalgeschützten Hochofen in Frantschach, errichtet. Für den Neubau wird das Unterwasser des Bestandskraftwerks Twimberg direkt übernommen und über eine ca. 2,5 km lange Druckrohrleitung zum neuen Krafthaus geleitet. „Der neue Maschinensatz wird über eine Leistung von 1,7 MW verfügen und pro Jahr rund 7,5 Mio. kWh Strom erzeugen, das entspricht dem Bedarf von mehr als 2.100 Haushalten“, erläuterte Reinhard Draxler, Vorstand der Kelag. Die Kelag investiert rund 12,5 Mio. Euro in den Bau der neuen Anlage, deren Bauzeit voraussichtlich 18 Monate betragen wird.
Wasserfassung des neuen Kraftwerks Sousbach im Berner Oberland
Die BKW und die EWL Genossenschaft haben Mitte Oktober im Lauterbrunnental das neue Wasserkraftwerk Sousbach offiziell in Betrieb genommen. Mit einer installierten Leistung von 11,4 MW kann die Anlage im Berner Oberland jährlich rund 30,6 GWh erneuerbaren Strom für ca. 6.700 Haushalte produzieren. Rund 69 Mio. Franken haben die Projektpartner in das anspruchsvolle und umweltverträgliche Projekt investiert, das einen wichtigen Beitrag zur regionalen Versorgung mit einheimischer Energie leistet. Die Kraftwerk Sousbach AG – zu 90 Prozent im Besitz der BKW Energie AG, 10 Prozent gehören der EWL Genossenschaft – hat das Projekt von der ersten Idee bis zur Realisierung umgesetzt. Das Herzstück der Anlage bildet eine leistungsstarke Pelton-Turbine, die über einen ca. 3 km langen Triebwasserweg gespeist wird.
Testlauf des neuen Gezeitenkraftwerks am Mittlere-Isar-Kanal
Ein Team der Hochschule München entwickelt zusammen mit einem Seilbahnbauer und Forschern der TU München ein neuartiges Gezeitenkraftwerk. Angetrieben wird es von kleinen, an einem umlaufenden Seil befestigten Kites (Strömungsprofilen), die durch die Wasserströmung vorangetrieben werden. Der erste Testlauf des neuartigen Systems fand im Oktober in der Nähe von Landshut statt: Dabei wurde der ca. 100 kg schwere und 18 m lange Prototyp in den Mittlere-Isar-Kanal abgelassen. „Der Test des Prototyps hat jetzt gezeigt, dass ein Gezeitenkraftwerk mit Seilbahntechnik grundsätzlich realisierbar ist“, resümierte Prof. Robert Meier-Staude von der Hochschule München, der das Design und die Auslegung der Kites optimiert hat. Meier-Staude zufolge könnte die Technik einen Betrag zur Energiewende in Europa leisten.
BÜNDNER KRAFTWERK SOLIS SOLL ERNEUERT WERDEN
Das Elektrizitätswerk der Stadt Zürich (ewz) teilte im Oktober mit, dass der Züricher Stadtrat 10 Mio. Franken für die Erneuerung des Kraftwerks Solis bewilligt hat. Ein großer Teil der elektromechanischen Anlagenteile des ewz-Kraftwerks Solis in der Gemeinde Vaz/Obervaz im Kanton Graubünden steht seit der letzten größeren Erneuerung im Jahr 1986 unverändert in Betrieb und hat das Ende seiner Lebensdauer erreicht. Deshalb ist eine Gesamterneuerung der elektromechanischen Anlagenteile und eine Revision der Maschinenbau- und Stahlwasserbauteile des gesamten Kraftwerks sowie des Triebwasserwegs notwendig. Das Kraftwerk Solis wurde von 1917 bis 1919 gebaut. Mit einer installierten Leistung von 7 MW produziert die Pelton-Turbine im langjährigen Mittel ca. 23 GWh elektrische Energie pro Jahr. Dies entspricht umgerechnet dem Jahresstrombedarf von rund 9.200 Haushalten.
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REVISION BEI DONAUKRAFTWERK ASCHACH
VERBUND startete Ende November beim Donaukraftwerk Aschach in Oberösterreich ein Sanierungsprojekt, bei dem eine mehrere Tonnen schweren Kaplanturbine sowie eine der zwei Schiffsschleusen im Wasserkraftwerk revitalisiert werden. Von 2006 bis 2010 wurden bei dem Kraftwerk, das im Regeljahr ca. 1.662 Mio. kWh Strom erzeugt, alle vier Maschinensätze komplett ausgetauscht, seitdem ist das Wasserkraftwerk zu einer der leistungsstärksten Laufkraftanlagen Mitteleuropas aufgerüstet worden. Im Winterhalbjahr erfolgen üblicherweise die Großmaßnahmen an den Anlagenteilen. Heuer wird die Maschine 4 nach zehn Jahren Dauerbetrieb wieder einem großen Service unterzogen, ebenso findet an der linken Schiffsschleuse eine massive Instandhaltung statt. Die Investitionskosten belaufen sich auf rund 6 Mio. Euro. Bis März 2026 sollen die Revisionsarbeiten abgeschlossen sein.
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Alles wird möglich. Mit VEGA.
Es gehört seit unzähligen Jahren zum „guten gewässerökologischen Ton“, insbesondere die Kleinwasserkraft für die Fragmentierung unserer kleineren Fließgewässer verantwortlich zu machen. Das ist natürlich Unsinn, da von den insgesamt rund 55.000 dokumentierten Querbauwerken nur ein einstelliger Prozentanteil tatsächlich ihre Ursache in der Wasserkraftnutzung sieht. Alle anderen Bauwerke wurden zum Zwecke der Gewässerstabilisierung behördenseits und zumeist keineswegs grundlos errichtet. Aber diese Klarstellung nur der Ordnung halber.
Auf Basis der EU-Wasserrahmenrichtlinie sind unsere Gewässer „durchgängig“ zu machen. Dafür gibt es grundsätzlich drei Alternativen: Entfernung der Barriere, Umbau der Barriere oder deren Umgehung. Die erste „Lösung“ würde bedeuten, dass unsere fachlichen Vorfahren nutzlose Bauwerke errichteten. Glaube ich nicht, und es stimmt auch nicht! Die zweite Variante fällt wahrscheinlich auch zumeist flach, da der Staatsäckel leer ist. Somit bleibt die Umgehung mittels vieler inzwischen technisch entwickelter Lösungen – Stichwort: Fischwanderhilfen. Aber auch das kostet viel (dafür nicht vorhandenes) Steuergeld.
Energie aus der Zusammenführung mehrerer Querbauwerke Was also tun? Viele der aus flussbautechnischen Gründen errichteten Querbauwerke liegen logischerweise in erosionsgefährdeten Gewässerabschnitten mit nennenswertem Gefälle – sonst wären sie ja nicht gebaut worden. Genau das bringt den Wasserkraftingenieur auf den Gedanken, diese Fallhöhenpotentiale zu nutzen. Ein einzelnes Querbauwerk wird oftmals wohl nicht reichen, aber die Zusammenführung mehrerer Querbauwerke könnte schon attraktiv werden. Was meine ich mit „Zusammenführung“? Schon wieder bieten sich mehrere Lösungswege an:
Wenn es das Gelände erlaubt, können mehrere, hintereinander angeordnete Barrieren durch eine neue, weiter flussab liegen-
de bewegliche Wehranlage eingestaut werden, die selbstverständlich eine Fischwanderhilfe erhalten muss.
Falls Einstau nicht geht, kann an der „obersten“ Barriere eine Triebwasserausleitung erfolgen und damit die in den vorhandenen Querbauwerken versteckte Fallhöhe nutzen.
Im Einzelfall kann auch eine „Austiefung“ der Barrierenstrecke eine brauchbare Lösung sein. Die notwendige Stabilität der ausgetieften Strecke wird aber flussbauliche Stabilisierungsmaßnahmen erfordern.
Bereitschaft für Eigeninitiative erwünscht
Die Realisierung derartiger Überlegungen hängt ausschließlich an der gesamtheitlichen wirtschaftlichen Darstellbarkeit. Kraftwerke bauen ist keine Liebhaberei, sondern Business. Aber sie hängt auch an der Bereitschaft der Behörde, diesbezügliche Initiativen zu unterstützen oder – ich beginne gerade vorweihnachtlich zu phantasieren – selbst initiativ zu werden und geeignete Gewässerabschnitte auszuweisen. Das wäre doch echt schön!
Vergessen wir nicht auf die Vorteile der Idee: Vorhandene Bauwerke können genutzt, aus der öffentlichen Erhaltungspflicht genommen und in Privathand gelegt werden. Steuergeld kann eingespart werden, da die Kosten für die FAH zwischen der öffentlichen Hand und dem zukünftigen Kraftwerksbetreiber geteilt werden können. Die Fische freuen sich (hoffentlich), dass sie wieder uneingeschränkt ihren Lebensraum „beschwimmen“ können. Und wir alle sollten uns darüber freuen, dass der Anteil an wenig volatiler erneuerbarer Energie erhöht werden kann.
Ich wünsche Ihnen einen schönen Winter, erholsame Feiertage und viel Freude mit der Wasserkraft. Vielleicht gehen ja auch einige Wünsche in Erfüllung!
Ihr Pelikan
Der größte Maschinensatz des denkmalgeschützten „Jugendstil-Kraftwerks“ Andelsbuch im Bregenzerwald wurde nun erfolgreich modernisiert.
Im Kraftwerk Andelsbuch im Bregenzerwald gehen seit Kurzem schützenswerte Industriegeschichte und modernste Wasserkrafttechnik Hand in Hand. In nur einem halben Jahr ist es den Verantwortlichen der illwerke vkw und ihren Partnern gelungen, Maschine 5 – die mit Abstand größte und leistungsstärkste Turbine des Kraftwerks – vollumfänglich zu modernisieren. Sie wurde vom Branchenspezialisten Voith Hydro unter anderem mit einem neuen Laufrad mit innovativem Design ausgestattet, das die Francis-Turbine nun ein breites Wirkungsgradband abdecken lässt. Seit Dezember letzten Jahres ist die frisch renovierte Maschine 5 wieder im Einsatz – und punktet dabei nicht nur mit soliden Leistungsdaten entlang des kompletten Lastspektrums, sondern auch mit modernster Steuerbarkeit. Damit ist das denkmalgeschützte Laufkraftwerk, das zweifellos zu den schönsten in ganz Österreich zählt, auch technisch wieder in der Neuzeit angekommen.
Sogar der Kaiser höchstpersönlich soll sich anno dazumal die Ehre gegeben haben, als das Kraftwerk Andelsbuch 1908 nach vierjähriger Bauzeit in Betrieb genommen werden konnte. Noch heute erinnert der „Kaiserbalkon“ an der Stirnseite der Maschinenhalle an die glorreiche Gründerzeit. Tatsächlich soll das Kraftwerk mit seinen vier horizontalachsigen Francis-Maschinen damals das leistungsstärkste Kraftwerk der österreichisch-ungarischen K&K-Monarchie gewesen sein. Heute ist es eine echte Bauwerks-Preziose aus vergangenen Tagen, ein Stück Industriegeschichte verborgen hinter Jugendstil-Architektur, das seit Jahrzehnten denkmalgeschützt ist. Aber natürlich ist es immer noch eine Kraftwerksanlage, die in Diensten des Vorarlberger Energieunternehmens illwerke vkw nach wie vor sauberen Strom ins Netz liefert – zuverlässig und leistungsstark. Und nicht die gesamte Technik des Kraftwerks geht auf die Frühzeit der hydroelektrischen Wasserkraftnutzung zurück. Ergänzend zu den vier horizontalachsigen Francis-Maschinen, die auf jeweils 2,2 MW Leistung ausgelegt sind, wurde Ende der 1960er Jahre noch ein fünfter Maschinensatz integriert – eine vertikalach-
sige Francis-Turbine, ausgelegt auf 6,3 MW, die im Jahr 1970 in Betrieb genommen wurde. „Während die alten Maschinen 1 bis 4 zuvor immer wieder modernisiert, saniert und angepasst wurden, war der größte Maschinensatz 5 im Wesentlichen über die Jahre original belassen worden. Zuletzt hatten sich immer wieder Verschleißerscheinungen bemerkbar gemacht. Außerdem war die Maschine energiewirtschaftlich nicht optimal einsetzbar, da sie nicht sekundärregelungsfähig war. Eine Modernisierung war an der Zeit“, erklärt Dipl.Ing. Balthasar Schönangerer, der als Projektleiter der illwerke vkw federführend für das Modernisierungsprojekt verantwortlich war.
Optimale Nutzung des Triebwasserdargebots
Warum man die Anlage Ende der 1960er um den großen Maschinensatz erweiterte, lässt sich ganz einfach beantworten: Schlicht weil die Bregenzerach, die vom Wasserkraftwerk Andelsbuch genutzt wird, eine exzellente Wasserführung aufweist, die von den vier alten Maschinen zuvor häufig nicht zur Gänze abgearbeitet werden konnte. „Auch wenn
das Kraftwerk über einen kleinen Stauweiher verfügt, ist das Stauvolumen sehr begrenzt – und die als Laufwasserkraftwerk konzipierte Anlage nutzt das anfallende Wasserdargebot bestmöglich. Allerdings hat sich mit dem Einbau von Maschine 5 die Gesamtsumme des Schluckvermögens in Summe doch stark erhöht“, so Balthasar Schönangerer.
Stützschaufel-Abrasion gibt Rätsel auf Doch bei aller Zuverlässigkeit und Leistungsstärke war Maschine 5 über all die Jahre mit einem massiven Abrasionsproblem an den Stützschaufeln konfrontiert. Balthasar Schönangerer: „Im Laufe der Zeit wurden unterschiedliche Beschichtungen ausprobiert, aber keine davon hatte nachhaltigen Erfolg.“ Die Suche nach der Ursache gestaltete sich sehr diffizil. Schließlich war der Abrasionseffekt nur auf die Stützschaufeln von Maschine 5 beschränkt, die anderen vier Turbinen waren davon nicht betroffen. „Daher war zu Beginn die Vermutung naheliegend, es könnte am Umstand liegen, dass es sich bei Maschine 5 um eine vertikalachsige Turbine handelt – die anderen vier sind ja horizontalachsig. Interessant war für uns auch die Tatsache, dass nur die Stützschaufeln das Abrasionsproblem hatten, die Leitschaufeln dagegen überhaupt keine Spuren davon aufwiesen.“ Erst in der Zusammenarbeit mit dem für das Modernisierungsprojekt beauftragten Planungsbüro ILF Ingenieure aus Rum bei Innsbruck sollte man der Ursache allmählich näher kommen, wie der Projektleiter weiter ausführt:
Die Stützschaufeln wiesen extreme Abrasionserscheinungen auf (li). Sie wurden im Zuge der Maschinenmodernisierung umfassend saniert (re).
„Ein sehr erfahrener Wasserkraftingenieur von ILF hat die These aufgestellt, dass für das Abrasionsproblem Seegras im Triebwasser verantwortlich ist, das sich um die Stützschaufeln legt. Durch hochfrequente Schwingungen ist es offensichtlich in der Lage, diese mechanischen Schädigungen an der Maschine hervorzurufen.“ Die Abrasionsthematik war ein Grund, aber längst nicht der einzige, warum die illwerke vkw sich letztlich für die Modernisierung von Maschine 5 entschied. Wesentlicher waren dabei Aspekte der Steuerbarkeit sowie vor allem der Varianz in Sachen Einsatzmöglichkeiten. Es galt, die Turbine in die Wasserkraft-Neuzeit zu überführen.
Nicht alles muss erneuert werden „Unsere prinzipiellen Überlegungen gehen auf das Jahr 2021 zurück – beginnend mit ersten Erhebungen, was genau zu machen sei und wo man dabei Schnittstellen setzen sollte. Auf dieser Basis ist das Projekt dann gewachsen“, erzählt Balthasar Schönangerer. Im Frühjahr 2023 konnten die Baulose ausgeschrieben werden. Ende Juni 2024 wurde die Maschine vom Netz genommen, die Umbauarbeiten konnten beginnen. Mit Voith Hydro holte die illwerke vkw einen Partner an Bord, der den hohen Anforderungen der Vorarlberger Wasserkraftprofis gerecht werden und dabei sein großes Know-how einbringen konnte. Schließlich war allen Verantwortlichen bei dem Projekt klar, dass Umbauten im Bestand immer mit großen Herausforderungen verbunden sind.
Der Turbinendeckel zählte zu jenen Bauteilen der Turbine, die nicht ausgetauscht, sondern professionell saniert wurden.
Das Original-Ensemble mit den Maschinengruppen 1-4 (renoviert 1993-1995) im Maschinenhaus mit Blick auf den stirnseitigen „Kaiserbalkon“
Was die Turbine im Detail anbelangt, so stellte sich schnell heraus, dass einige ihrer Bauteile belassen werden konnten, wie etwa Leitapparat, Umlenker, Leitschaufeln und Turbinendeckel, die allesamt noch in gutem Zustand waren. Lediglich die Lager- und Trägerbuchsen wurden dabei getauscht. Komplett erneuert wurden dagegen die Hilfsbetriebe, die im Original noch einen hydraulischen Regler umfassten. „Der war nicht mehr zeitgemäß, den kann heute auch niemand mehr professionell warten – daher war eine Erneuerung höchst an der Zeit“, so der Projektleiter. Erneuert wurde auch das Laufrad – es stellt den zentralen Teil des gesamten Umbauprojekts dar.
Neues Laufraddesign für mehr Flexibilität „Um das Thema Laufrad näher zu erläutern, muss ich ein wenig ausholen“, sagt Balthasar Schönangerer. „Für uns als Energieunternehmen ist die Sekundär-Regelungsfähigkeit in den letzten Jahren wirtschaftlich immer attraktiver geworden. Daher bestand aus energiewirtschaftlicher Hinsicht von Anfang an ein Interesse daran, die Maschine über den gesamten Leistungsbereich betreiben zu können – und nicht nur im Spitzenlastbereich.“ Doch mit der bislang gängigen Francis-Turbinentechnik war das, wie den meisten Wasserkraftkennern bewusst ist, nicht möglich. Francis-Turbinen waren in der Vergangenheit in der Regel so gebaut, dass sie im Spitzenlastbereich Top-Wirkungsgrade erzielten, aber immer weiter in ihrer Effizienz absackten, je weiter es in den Teillastbereich geht. „Wenn man eine flachere Wirkungsgradkurve anstrebt, verzichtet man zwangsläufig auf die absoluten Spitzenwirkungsgrade. Beides zu vereinen, geht nicht, denn das sind zwei
Für die Anbindung von Maschine 5 wurde Ende der 1960er ein HosenrohrAbzweiger auf die Druckrohrleitungsstränge aufgeschweißt.
gegenläufige Designziele“, erklärt Balthasar Schönangerer, der betont, dass man für das neue Laufraddesign nun bereit war auf hohe Maximalwirkungsgrade zu verzichten zugunsten einer möglichen Sekundär-Regelfähigkeit der Maschine. Und die Ingenieure vom Kompetenzzentrum von Voith Hydro lieferten dafür das passende Laufraddesign – eine Maschine, die über das gesamte Lastspektrum gute Wirkungsgrade aufweist mit geringfügigen Abstrichen im Spitzenlastbereich. „Die neue Maschine können wir nun im Gegensatz zur alten an jedem Punkt zwischen 0 und 6,3 MW betreiben – ohne Einschränkungen oder schädigendes Verhalten. Dabei weist sie eine hohe Laufruhe auf und bringt nun alle Eigenschaften mit, um sie im Sinne der Sekundärregelung betreiben zu können“, so Schönangerer.
Turbinenteile werden umfassend saniert Abgesehen vom komplett neuen Laufrad wurden die anderen Turbinenteile demontiert, zerlegt und weiter ins Voith-Werk nach St. Pölten gebracht, wo sie entschichtet, sandgestrahlt sowie einer zerstörungsfreien Prüfung unterzogen wurden. Im Anschluss wurden sie teilweise geschweißt, saniert – und am Ende wieder eingebaut. Als besonders herausfordernd beschreibt der Projektleiter der illwerke vkw die Sanierung der von Abrasion betroffenen Stützschaufeln. Da die Beschichtung bereits bis zur Grundsubstanz abgetragen war, mussten die Eintrittskanten der Stützschaufeln rostfrei aufgeschweißt werden. „Das war nicht ganz einfach. Zuerst mussten die Schaufeln abgeschliffen werden – und dann erfolgte das Aufschweißen Schicht für Schicht. Letztlich hat aber auch das sehr gut funktioniert“, so der Projektleiter.
Blick auf den Oberteil des Synchrongenerators. Die wassergekühlte Maschine ist auf eine Nennscheinleistung von 7,5 MVA ausgelegt.
In Zeiten, als das Kraftwerk Andelsbuch noch rund um die Uhr besetzt war, war die Steuerungstechnik auf Relais-Basis noch Stand der Technik.
Turbinenkonfiguration mit Besonderheiten
Eine höchst unübliche Eigenschaft der originalen Turbinenkonfiguration ist, dass die Lage der Spiralmitte sowie der Unterwasserpegel sehr nah beieinander liegen. Das bedeutet, dass die Turbine kaum Gegendruck aus dem Unterwasser hat. „Der Effekt ist, dass sie bei Stillstand immer ausrinnt, weil eben der Gegendruck fehlt. Beim Hochfahren dreht sich das Laufrad dann noch in Luft und bremst dann jäh wieder ab, weil der Widerstand im Wasser höher wird. Für die Programmierer war das bei der Inbetriebnahme ein interessantes Phänomen, das allerdings keine Auswirkungen auf die Leistungsfähigkeit oder Standfestigkeit der Maschine hat“, erläutert der Projektleiter. Er verweist zudem auf eine weitere Eigenschaft der Maschine, die im Gegensatz zur alten Turbinenversion nun voll funktionell umgesetzt wurde: „Unsere alte Maschine verfügte bereits über eine zentrale Wellenbelüftung. Leider funktionierte der Luftsog über die Kupplung damals nicht. Die Gründe sind bedauerlicher Weise nicht dokumentiert. Die neue Maschine weist ebenfalls eine zentrale Wellenbelüftung auf, wobei der Unterdruck durch die Abströmung im Laufrad bzw. im Saugrohr entsteht, wodurch die Luft angesogen wird. Das funktioniert nun hervorragend und bringt der ganzen Maschine viel Laufruhe.“
Im Zuge der nun erfolgten Modernisierung wurde das gesamte Kraftwerk auf neueste Steuerungs- und Leittechnik umgestellt.
Neue Absperrklappe ersetzt alten Bauteil
Eine wichtige Aufgabe kommt dem Bypass mit Absperrklappe im Krafthaus zu: Er dient zum Füllen der Spirale beim Anfahren. Wenn der Druckausgleich zwischen Spirale und Druckrohrleitung gegeben ist, wird die Klappe geöffnet. Dafür wurde nun auch das Verschlussorgan erneuert. „Hier war noch original eine Absperrklappe aus den späten 1960er Jahren aus Grauguss installiert, die über all die Jahre nie ausgebaut worden war. Daher war uns der genaue Zustand nicht im Detail bekannt – und auch nicht, wie man das Bauteil am besten sanieren könnte. Daher haben wir uns auch aus wirtschaftlichen Überlegungen entschlossen, eine moderne und bewährte Absperrklappe einzubauen. Das war eine gute Entscheidung – sowohl die Produktqualität als auch die Kooperation mit dem beauftragen Unternehmen hat ausgezeichnet funktioniert“, erinnert sich der Projektleiter. Ausgelegt ist der Bauteil der Dimension DN1500 auf einen Druck von 10 bar.
Herausforderung bei der Maschinenmontage Komplett erneuert wurden auch der Generator sowie der Trafo. „Über die Jahrzehnte hat sich die Spannung im Netz sukzessive erhöht, und sowohl Generator als auch Transformator waren langsam an ihr Limit gekommen. Somit war für uns klar,
Blick auf den Leitapparat: Die Turbine wurde nicht nur teilsaniert, sondern von Voith Hydro mit einem hochmodernen neuen Laufrad ausgestattet.
Um bei einem Netzausfall den Betrieb der Lenzpumpen aufrecht zu erhalten, wurde eine von zwei Hausmaschinen vor einigen Jahren saniert.
dass wir beide erneuern mussten“, erklärt Balthasar Schönangerer. Prinzipiell sei es zwar nur darum gegangen, den alten Generator auszuheben und den neuen einzubauen. Aber gerade die Montage war mit einigen Tücken verbunden, da das neue Modell etwas schlanker und die Rotorwelle etwas länger ausfiel. „Zwar war die 25 Tonnen schwere Rotorwelle schon aus diesem Grund zweigeteilt geliefert und erst vor Ort zusammengebaut worden, trotzdem war einiges an Improvisationskunst vonnöten, um den neuen Generator hineinzubekommen“, erinnert sich der Projektleiter. Die Maschine selbst wurde von Elin Motoren geliefert. Der auf 7,5 MVA ausgelegte Generator verfügt über Gleitlager und ist mit einer integrierten Lageranhebung ausgeführt. Nicht weniger Mühe bereitete der Tausch des Trafos. „Mit rund 14 Tonnen zählte der Trafo zu den schwersten Komponenten des Projekts. Und leider verfügten wir über keinen Kran, um ihn über die Schwelle in seine Nische zu hieven. Wir setzten daher auf einen alten Schienenwagen, von dem aus ein mobiler Portalkran dann den Transformator anheben, drehen und an die richtige Position bringen konnte. Auch dabei war einiges an provisorischen Maßnahmen nötig“, so Schönangerer.
Erfolgreicher Sprung von Relais- in die Digitalära Besonders großen Wert legten die Verantwortlichen der illwerke vkw auf die Erneuerung von Regelungs- und Leittechnik, bei der die Fachabteilung des Konzerns eingebunden war und genaue Vorgaben für die Umsetzung erteilte. Es galt, die alte Relais-Steuerung durch eine moderne digitale Leittechnik zu ersetzen. Umgesetzt wurde dieses Los vom bekannten Wasserkraftspezialisten Andritz Hydro. Zu diesem Zweck wurden im ganzen Gebäude die Doppelböden für die Kabelwege angepasst und kilometerweise Kabel verlegt. „Der Umbau selbst war durchaus knifflig, weil viele zentrale Signale für Objektschutz, Brandmeldeanlage, Kraftwerksschutz und so weiter das gesamte Kraftwerk betrafen und somit provisorisch umgeleitet werden mussten, um die Si-
Als besondere Herausforderung des Projekts erwies sich der Austausch des 14 Tonnen schweren Transformators.
cherheit des laufenden Betriebs nicht zu gefährden“, erzählt Balthasar Schönangerer. Er verweist darauf, dass gerade im Bereich Leittechnik ein sehr hohes Niveau gefordert war – entsprechend der generell hohen Standards von illwerke vkw. Zudem erläutert Schönangerer, dass der Sprung vom Relais- ins Digitalzeitalter ein entsprechend großer gewesen sei: „Vor dem Umbau gab es bei der Maschine so gut wie keine digitale Lösungen. Nun können wir – nicht zuletzt auch aufgrund der vielen neu integrierten Messsonden – sämtliche Messdaten in Echtzeit verfolgen, diese sind für die Mitarbeiter auch vom Büroarbeitsplatz jederzeit verfügbar.“ Wie alle anderen Kraftwerke wird auch das Kraftwerk Andelsbuch vom illwerke vkw Control Center ICC in Vandans komplett ferngesteuert. Die Warte ist rund um die Uhr besetzt.
Ko-Schutzarbeiten unter erschwerten Bedingungen Im Zuge des Modernisierungsprojekts wurde zudem das Kühlwassersystem erneuert, das von einem offenen auf ein geschlossenes System umgestellt wurde – inklusive der Erneuerung der Kühlwasserhauptverteilung.
• Bruttofallhöhe: 62 m
• Volumen Stauweiher Andelsbuch: 120.000 m3
Turbinen: Francis (5 Stück)
Original: 4 horizontalachsige Francis je 2,2 MW
1970: Maschine 5 vertikalachsige Francis m. 6,2 MW
Engpassleistung: 15,1 MW
Jahreserzeugung: 52 GWh
• Druckrohrleitung: Stahl 200 m (2-strangig)
• Modernisierung Maschine 5:
• Turbinenmodernisierung: Voith Hydro
Nenndurchfluss 12 m3/s
Netto-Fallhöhe: 57 m
Drehzahl: 500 Upm
Generator: synchron (wassergekühlt) 7,5 MVA
Fabrikat: ELIN Motoren
• Absperrklappe: DN1500 TB Hydro (PN10)
• Elektro- & Automationstechnik: Andritz Hydro
• Planung Modernisierung: ILF Ingenieure
Inbetriebnahme: 1908 / 1970 / 2024
Für eine sichere Verschlussmechanik im Bypass-System sorgt eine moderne Absperrklappe mit Fallgewicht – ausgelegt auf Maximaldruck 10 bar.
Darüber hinaus wurde auch der Korrosionsschutz an einigen wichtigen Komponenten erneuert. Dabei wurde die Kompetenz des beauftragten Unternehmens – der darauf spezialisierten Firma KOSCHUTZ Oberflächentechnik GmbH aus Holzhausen in Oberösterreich – auf eine harte Probe gestellt: Sowohl im Saugrohr als auch in der Spirale fanden sich noch Asbestrückstände von der originalen Korrosionsschutzbeschichtung aus den 1960ern. „Der professionelle Umgang mit den Asbest-Rückständen bedeutete, dass die Komponenten während des Entschichtens komplett eingehaust und unter permanenten Unterdruck gehalten werden mussten, damit nichts nach außen dringt. Mit der Einrichtung der bewährten 4-Kammer-Schleuse und der zusätzlichen Belüftung war das ein erheblicher Aufwand. Aber – die Spezialisten der Korrosionsschutzfirma haben das sehr professionell und sehr zügig abgewickelt“, findet Schönangerer lobende Worte. Nach dem Sandstrahlen und dem Aufbringen von Grund- und mehreren Deckenbeschichtungen übernahm das Team der KOSCHUTZ die fachgerechte Entsorgung von Strahlmittel und Beschichtungsrückständen. In Summe umfasste der gesamte Auftrag des im Hausruckviertel ansässigen Unternehmens die Korrosionsschutzsanierung von Turbineneinlauf, Saugrohr und Mauerdurchbruchsrohre. Dank Referenzprojekte dieser Art hat sich das Unternehmen aus Oberösterreich zu einem gefragten
Einlaufspirale, Saugrohr und Mauerdurchbruchsrohre wurden von den Branchenspezialisten mit neuem Korrosionsschutz versehen.
Branchenpartner in Sachen Korrosionsschutz etabliert, egal ob unter Tage, oder im alpinen Gelände.
Historisches Kraftwerk ist nun am Puls der Zeit Generell konnte das Umbauprojekt in vergleichsweise kurzer Zeit umgesetzt werden. Nach einem halben Jahr Arbeit war es am 14. Dezember letzten Jahres soweit: Maschine 5 konnte das erste Mal wieder angedreht und in der Folge in den Probebetrieb übernommen werden. „Nach den ersten Betriebsmonaten können wir ein sehr gutes Fazit über das erfolgreiche Projekt ziehen: Der modernisierte Maschinensatz läuft extrem ruhig und liefert effektiv Strom“, freut sich der Projektleiter Balthasar Schönangerer. In Summe erzeugen die 5 Maschinen im Kraftwerk Andelsbuch im Regeljahr rund 52 GWh sauberen Strom. „Am Regelarbeitsvermögen hat sich im Grunde kaum etwas geändert. Was sich geändert hat, ist die Tatsache, dass das historische Kraftwerk mit seiner neuen Maschine 5 perfekt an die heutigen elektrizitätswirtschaftlichen Anforderungen angepasst ist. Somit kann das Kraftwerk vollautomatisiert und ferngesteuert – quasi in Echtzeit – zur Sekundärregelung herangezogen werden – und leistet damit einen wichtigen wirtschaftlichen Beitrag.“ Auch wenn man es ihm von außen nicht ansieht: Das historische Kraftwerk Andelsbuch ist nun in der Neuzeit der Wasserkraftnutzung angekommen.
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Kraftwerk Fleiß 1 in Heiligenblut – traditionsreiches Hochgebirgskraftwerk der KELAG, technisch modernisiert.
Zwischen den steilen Bergflanken der Hohen Tauern, wo der Großglockner sein Relief über das Tal spannt und der Großsowie der Kleinfleißbach ihr Wasser aus hochalpinen Quellen führen, liegt das Wasserkraftwerk Fleiß 1. Seit seiner Inbetriebnahme im Jahr 1948 versorgt es die Region um Heiligenblut in Kärnten zuverlässig mit elektrischer Energie. Mehr als sieben Jahrzehnte nach der Errichtung wurde die Anlage umfassend modernisiert – ein Projekt, das in enger Partnerschaft zwischen der KELAG als Betreiberin und Voith Hydro als Technologiepartner realisiert wurde. Im Mittelpunkt der Modernisierung standen die Weiterentwicklung der Maschinentechnik, eine optimierte hydraulische Nutzung sowie eine zukunftsorientierte, nachhaltige Betriebsführung. Die Planungen dafür begannen im Jahr 2022.
Der Standort Fleiß 1 profitiert von den natürlichen Gefällen und den hydrologischen Eigenschaften des Groß- und des Kleinfleißbachs, deren saisonale Dynamik – geprägt von Schneeschmelze, Niederschlagsereignissen und dem hochalpinen Einzugsgebiet – den Kraftwerksbetrieb gleichermaßen herausfordert wie ermöglicht. Trotz dieser variierenden Zuflussmengen arbeitet die Anlage im Netzparallelbetrieb mit hoher Kontinuität und bildet einen verlässlichen Eckpfeiler der regionalen Energieversorgung. Die konstante Bereitstellung des Triebwassers schafft die Grundlage für einen stabilen Laufkraftwerksbetrieb, der langfristig planbare Einspeiseleistung sicherstellt. Gerade im alpinen Kontext, in dem Hydrologie und Technik in besonderer Weise ineinandergreifen, erfordert die Modernisierung der maschinentechnischen Ausstattung ein hohes Maß an Präzision und systemspezifischem Know-how.
© Voith
Beginn der Modernisierungsarbeiten im Maschinenhaus von Fleiß 1 –der bestehende Beton wird abgetragen, um Platz für das neue Maschinenfundament zu schaffen.
Präzisionslogistik im alpinen Raum – der Generator wird mit Spezialkran und enger Passung in das Maschinenhaus eingebracht.
Die im November 2022 veröffentlichte Ausschreibung der KELAG markierte den Startpunkt für die Modernisierung der maschinentechnischen Ausstattung von Fleiß 1. Im Mittelpunkt standen dabei die Erneuerung des Maschinensatzes, die hydraulische Feinanpassung der relevanten Schnittstellen sowie eine nachhaltige Verbesserung des Betriebsverhaltens.
Maschinelle Ausrüstung und Leistungsdaten
Die Modernisierung umfasste den vollständigen Austausch des elektromechanischen Maschinensatzes. Voith lieferte und montierte eine vertikale, vierdüsige Peltonturbine, einen wassergekühlten Synchrongenerator, einen Kugelhahn, ein Ringkolbenventil zur Wasserweitergabe sowie sämtliche Nebenaggregate einschließlich der Hydraulik- und Kühlsysteme. Ergänzend wurden das Anschlussrohr an die bestehende Druckrohrleitung sowie die Nebenauslassleitung erneuert und mit einem passenden Absperrorgan ausgestattet.
Die neue Peltonturbine des Typs PV4i-970/210 ersetzt zwei ältere, zweidüsige Maschinen. Ausgelegt für hohe Fallhöhen und variable Zuflüsse erzielt sie trotz kompakter Bauweise deutlich verbesserte Wirkungsgrade. Die hydraulische Energie des Groß- und des Kleinfleißbachs wird mit einer Bruttofallhöhe von 356,35 m und einer Nettofallhöhe von 316,05 m bei einem Nenndurchfluss von 1 m³/s in elektrische Leistung umgesetzt. Die Generatorleistung beträgt 2.851 kW bei 750 U/min. Der direkt gekuppelte, wassergekühlte Synchrongenerator ist auf minimale Wartungsanforderungen hin konstruiert. Der Einbau des neuen Maschinensatzes erforderte die vollständige Entkernung der Maschinenhalle, den Umbau des Unterwasser-Kanals sowie die Errichtung eines neuen Maschinenfundaments.
„Die neue Peltonturbine ist präzise auf das bestehende hydraulische System abgestimmt. Ihr Design erlaubt einen stabilen Betrieb, selbst bei variablen Zuflüssen und sorgt gleichzeitig für einen optimalen Wirkungsgrad über den gesamten Lastbereich“, betont Manuel Schmalzl, Lead Ingenieur bei Voith.
Montage und Logistik unter alpinen Bedingungen
Die Umsetzung der Modernisierung im hochalpinen Gelände erforderte eine detaillierte logistische Planung. Aufgrund der topografischen Einschränkungen konnten die Großkompo-
nenten ausschließlich mit kleinvolumigen Lkws und Spezialtransportern angeliefert werden. Der Generator wurde mithilfe eines externen Kranarms über eine schmale Öffnung in das Maschinenhaus eingebracht – ein Vorgang, der eine exakte Abstimmung zwischen Transportleitung, Kranpersonal und Montageingenieur:innen erforderte.
Da der Hallenkran erst rund zwei Meter innerhalb der Halle einsetzbar war, musste der Übergang vom externen auf den internen Hebezug exakt im Gleichgewichtspunkt erfolgen. Diese Übergabe erforderte eine Kombination aus Erfahrung, Feingefühl und millimetergenauer Synchronisation.
Während der Montage machten sich typische alpine Einflüsse bemerkbar – wechselhaftes Wetter, Schneefall, Temperaturschwankungen und die schwankende Wasserführung
Abschnitt der alten Verteil- und Druckrohrleitung des Kraftwerks Fleiß 1 – der Anschlussflansch wurde zur Montage des neuen hydraulisch optimierten Turbineneinlaufrohrs vermessen.
der Flleißbäche. Dennoch konnte durch die enge und präzise Zusammenarbeit zwischen KELAG, Voith und den beteiligten Fachbereichen die Installation der Turbine, des Generators sowie der hydraulischen Nebenaggregate erfolgreich umgesetzt werden. Seit der Inbetriebnahme im Herbst 2025 läuft die modernisierte Maschinentechnik zuverlässig und stabil.
„Es war uns wichtig, Bewährtes zu erhalten und gleichzeitig Zukunftsfähigkeit zu schaffen. Diese Balance aus technischer Innovation und sorgfältiger Berücksichtigung der Standortbedingungen hat dieses Projekt geprägt“, sagt Simone Sommergruber, Project Manager bei Voith.
Hydraulische Optimierung und Systemintegration
Ein wesentlicher Bestandteil des Projekts war die hydraulische Feinabstimmung der zur Maschinentechnik gehörenden Schnittstellen, insbesondere der bestehenden Druckrohrleitung im Bereich der Turbinenanbindung. Durch ein hydraulisch optimiertes Turbineneinlaufrohr konnten Strömungsverluste reduziert und die Energieübertragung zur Turbine verbessert werden.
Maschinenanordnung im Computer-Rendering
Die neu ausgelegte Turbine wurde präzise an die aktuellen Betriebsbedingungen angepasst. Das optimierte Steuerverhalten der Düsen ermöglicht eine feinfühlige und zugleich schnelle Regelung des Durchflusses und erhöht damit die Betriebssicherheit des Maschinensatzes erheblich. Die Düsenstöcke sind für hohe Schaltfrequenzen ausgelegt und gewährleisten eine konstante, reproduzierbare Regelcharakteristik über den gesamten Lastbereich.
Ergänzend zur Hauptausrüstung wurde zur geregelten Wasserweitergabe ein neues hydraulisch betätigtes BypassSystem in das Turbineneinlaufrohr integriert. Das präzise Ansprechverhalten des zu diesem Zweck installierten Ringkolbenventils DN 200 PN 40 trägt zusätzlich zur Betriebssicherheit bei. So entsteht ein hydraulisch und mechanisch fein abgestimmtes Gesamtsystem, das Effizienz, Betriebssicherheit und Nachhaltigkeit unter alpinen Bedingungen gleichermaßen stärkt.
Kooperation und Nachhaltigkeit
Von der Vertragsklärung 2022 über die Fertigung und Montage bis zur Inbetriebnahme im Herbst 2025 wurde das Projekt durch eine präzise abgestimmte Zusammenarbeit zwischen KELAG und Voith getragen. Klare Kommunikationsstrukturen,
• Turbinentyp: Pelton, 4 Düsen
Montageart: vertikal
• Bruttofallhöhe: 356,35 m
• Nettofallhöhe: 316,05 m Durchfluss: 1 m³/s (1.000 l/s)
• Leistung: 2.851 kW Drehzahl: 750 Upm
Laufraddurchmesser: 970 mm
• Lieferumfang Voith: Turbine, Generator, Kugelhahn, Ringkolbenventil, Nebenaggregate
Inbetriebnahme: Herbst 2025
Das neue Pelton-Laufrad mit Vierdüsen-Anordnung während der Montage im Turbinengehäuse.
regelmäßige Fortschrittsabstimmungen und ein sorgfältig geführtes Dokumentationsmanagement stellten die qualitätsgerechte Umsetzung sicher.
Die Erneuerung des Maschinensatzes unterstützt zudem die langfristige Nachhaltigkeitsstrategie der KELAG in Form des ausgewogenen Ausbaus der Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Quellen. Durch die Nutzung vorhandener Strukturen sowie den Einsatz moderner Technik konnten potenzielle Umweltbelastungen reduziert und der Wartungsaufwand verringert werden. Ein Großteil der Fertigung, Montage und Qualitätsprüfung der Komponenten erfolgte in Österreich –insbesondere am Voith-Standort St. Pölten und stärkt damit die regionale Wertschöpfungskette.
Mit der modernisierten Peltonturbine, der hydraulisch optimierten Einbindung und einer präzisen Systemintegration wurde der Maschinensatz an diesem alpinen Standort technisch auf ein neues Effizienzniveau gehoben. Das Zusammenspiel aus ingenieurtechnischer Präzision, ressourcenschonender Umsetzung und standortgerechter Planung zeigt, wie ein bestehender Kraftwerksstandort unter anspruchsvollen topografischen Bedingungen weiterentwickelt werden kann, ohne neue Eingriffe in die sensible Gebirgslandschaft vorzunehmen.
Hochgebirgslandschaft der Hohen Tauern – Schmelzwässer und Gebirgsbäche speisen das KW Fleiß 1.
Der zweite Abschnitt der Triebwasserstrecke beim neuen TIWAG-Kraftwerk Tauernbach-Gruben hat eine Länge von rund 6,1 km und wurde zur Gänze mit geschweißten Stahlrohren DN1800 in erdverlegter Ausführung hergestellt.
Kurz vor dem anstehenden Jahreswechsel biegt die Baustelle des neuen Osttiroler Kraftwerks Tauernbach-Gruben in die Zielgerade ein. Bereits im Sommer 2026 soll das neue Ausleitungskraftwerk mit 85 GWh Regelarbeitsvermögen vom Tiroler Landesenergieversorger TIWAG sauberen Strom erzeugen. Die Realisierung der Anlage, welche die Herstellung einer rund 8,5 km langen Triebwasserstrecke beinhaltet, ist mit erheblichem Bauaufwand verbunden. So musste für den ersten Abschnitt des Triebwasserwegs ein rund 2,4 km langer Druckstollen hergestellt werden. Nach dem Stollenende geht der Kraftabstieg in eine geschweißte Stahlleitung mit der Dimension DN1800 über, die auf ihrem ca. 6,1 km langen Trassenverlauf die Transalpine Ölleitung (TAL) und den Tauernbach unterquert. Für die Lieferung der hochlegierten Stahlrohre sorgte die im Tiroler Stams ansässige ALPE PIPE SYSTEMS GmbH & Co. KG, die ihrem Ruf als zuverlässiger Vertriebsspezialist einmal mehr gerecht werden konnte.
Anfang Oktober 2023 startete nach einem ausführlichen Behördenverfahren die Bauphase des neuen Wasserkraftwerks Tauernbach-Gruben in Osttirol. Beim symbolischen Spatenstich im Ortsteil Gruben der Marktgemeinde Matrei betonte Landeshauptmannstellvertreter und Energielandesrat Josef Geisler die Sinnhaftigkeit der Stromproduktion aus Wasserkraft für das westösterreichische Bundesland. „Für die Tiroler Energieautonomie ist der Ausbau der heimischen, erneuerbaren Ressourcen zwingend notwendig. Dieses Projekt wird die Versorgungssicherheit für den Bezirk nachhaltig erhöhen.“ TIWAG-Vorstandsdirektor Alexander Speckle ergänzte: „Dieses Bauvorhaben hat einen doppelten Nutzen. Die geplanten Investitionskosten sind ein wichtiger Konjunkturbeitrag für die Bauwirtschaft im Bezirk. Der später erzeugte Strom wird zudem 1:1 in der Region benötigt und verbraucht.“
Ökostromprojekt mit hohem Bauaufwand
Insgesamt betreibt der Tiroler Landesenergieversorger TIWAG in Osttirol acht Wasserkraftanlagen. Erst zwischen 2021 und
2023 wurde das TIWAG-Kraftwerk Schwarzach um einen zweiten Maschinensatz erweitert, womit die durchschnittliche Jahresstromproduktion der Anlage von 61 GWh auf 83 GWh massiv gesteigert werden konnte. Die Erzeugungskapazität
Rohrdepot auf der Kraftwerksbaustelle im Osttiroler Tauerntal
des neuen Kraftwerks Tauernbach-Gruben ist noch etwas höher angesiedelt, dieses soll zukünftig im Jahresdurchschnitt rund 85 GWh CO2-freien und erneuerbaren Strom produzieren. Der Neubau, in dessen Errichtung die TIWAG rund 175 Millionen Euro investiert, ist als klassisches Ausleitungskraftwerk konzipiert. An der Wasserfassung, die sich in der Nähe des Südportals des Felbertauerntunnels befindet, wird der namensgebende Tauernbach mit einer Wehrklappe aufgestaut. Das ausgeleitete Wasser fließt nach der Ausleitung durch einen mit drei Kammern ausgeführten Entsander, in dem die Sedimente aus dem Triebwasser abgeschieden werden. Danach folgt der Beginn des insgesamt rund 8,5 km langen Kraftabstiegs. Die Triebwasserstrecke überwindet entlang ihres Verlaufs einen Höhenunterschied von ca. 380 m und unterquert sowohl den Tauernbach als auch die Transalpine Ölleitung (TAL). Im Krafthaus in Gruben kommen zwei gleich groß dimensionierte Pelton-Turbinen zum Einsatz. Diese werden nach der Inbetriebsetzung bei einer Ausbauwassermenge von 9 m³/s eine gemeinsame Engpassleistung von rund 27 MW erreichen.
Stahlrohre vom Tiroler Branchenprofi
Damit das Ökostromkraftwerk fristgerecht in Betrieb gehen kann, wurde vom Baustart weg mit Hochdruck an der Erstellung der Anlageninfrastruktur gearbeitet. Beim ca. 2,4 km langen Druckstollen, der den ersten Abschnitt der Triebwasserstrecke bildet, wurde im August 2024 bereits sieben Monate nach Beginn des Vortriebs der Durchschlag geschafft. „Die Vortriebsarbeiten konnten aufgrund der guten Geologie und noch besserer Mineure mit Tagesspitzenleistungen von bis zu 24,2 m vier Monate vor Plan abgeschlossen werden“, betonte TIWAG-Projektleiter Klaus Mitteregger im Vorjahr. Auch an der Wasserfassung und dem Maschinengebäude schritten die Arbeiten zügig voran. Am zweiten Abschnitt des Triebwasserwegs, der rund 6,1 km langen erdverlegten Druckrohrleitung mit 1.800 mm Durchmesser, wurde an mehreren Angriffspunkten gleichzeitig gearbeitet. Dieser Teil des Kraftabstiegs besteht zur Gänze aus geschweißten Stahlrohren, die vom Tiroler Rohrexperten ALPE PIPE SYSTEMS GmbH & Co. KG geliefert wurden. Die besonders anspruchsvolle Unterquerung des Taunernbachs mit der großformatigen Stahlleitung wurde bereits im Frühjahr 2025 geschafft. Ein anderer komplexer Abschnitt der Druckrohrleitungstrasse liegt im Bereich der Felbertauernstraße, dort wurde die Rohrverlegung noch im heurigen November abgeschlossen.
Hochlegierter Stahl im Einsatz
ALPE-Geschäftsführer Luis Kluibenschädl zeigt sich sehr erfreut, dass sein Unternehmen bereits zum dritten Mal bei einem TIWAG-Wasserkraftprojekt zum Zug gekommen ist. Auch beim Tiroler Brennerwerk in Matrei am Brenner sowie beim Kraftwerk Schwarzach in Osttirol wurden von ALPE gelieferte Stahlrohre in den Dimensionen DN1500 (ca. 800 m) und DN1600 (ca. 900 m) verlegt. Angesichts der beträchtlichen Länge des Triebwasserwegs beim Projekt Tauernbach-Gruben ist der ALPELieferumfang um einige Nummern größer ausgefallen, so Luis Kluibenschädl: „Für die erdverlegte Druckrohrleitung mit einer Gesamtlänge von rund 6,1 km wurden hochlegierte Stahlsorten in der Dimension DN1800 verwendet. Je nach Druckanforderungen entlang der Rohrstrecke wurden die Wandstärken optimiert. Im Niederdruckbereich der Leitung wurde die Stahlqualität P355NH und S460N mit der Wandstärke 14,2 mm verwendet. Im Mitteldruckbereich kommt die Stahlsorte S460N
mit den Wandstärken 16 mm und 17,5 mm zum Einsatz. Vor dem Krafthaus im Hochdruckbereich wurden aus der Stahlsorte S460N bestehende Rohre mit 20 mm Wandstärke verlegt.“ Der Geschäftsführer weist darauf hin, dass aufgrund der höheren Stahlqualitäten geringere Wandstärken ausreichend waren, und somit Material- und Schweißkosten eingespart werden konnten. Zudem wurden die Rohre mit einer Länge von jeweils 13,5 m hergestellt, wodurch Transportkosten verringert und die Anzahl der benötigten Schweißnähte minimiert wurden.
Umfassende Rohr- und Schweißnahtprüfungen
Der ALPE-Leistungsumfang für das Kraftwerk TauernbachGruben beinhaltete ausführliche Beratungen zur Materialauswahl und Beschichtungsmöglichkeiten, die auf die individuellen Projektanforderungen abgestimmt wurden. Für die
Zur Beschleunigung der Druckrohrverlegung wurde an mehreren Angriffspunkten der Trassenführung gleichzeitig gearbeitet.
Jede einzelne Schweißnaht wurde einer Ultraschallprüfung unterzogen.
Produktion der Stahlrohre im Herstellerwerk erstellte ALPE ein Inspektionsprotokoll in Abstimmung mit dem Hersteller. Zudem sorgten die Tiroler für die Aufbereitung und Lieferung der Prüfzeugnisse (Werkszeugnis und externe Überwachung), die eine Einzelrohrverfolgung in der Produktion ermöglichen. Komplettiert wurde der ALPE-Leistungsumfang durch die Logistik und Lieferung der Stahlrohre zum Kraftwerk sowie die Baustellen- und Verlegeeinschulungen. Im Rahmen der Qualitätssicherung werden die Spiralnähte der Rohre schon bei der Herstellung einer Ultraschallprüfung unterzogen, zudem kommt das Verfahren der Magnetpulverprüfung zur Anwendung. Auf der Baustelle wird vor dem Aufbringen des Korro-
sionsschutzes jede einzelne Verbindungsschweißnaht der Rohre einer weiteren Ultraschallprüfung unterzogen, um die Stabilität und Sicherheit der Triebwasserstrecke im Betrieb zu gewährleisten. Für zuverlässigen Schutz vor Umwelteinflüssen dient die bereits werkseitig erstellte PE-Umhüllung der Rohre. Im Inneren der Rohrleitung wird nach der Verlegung noch eine Zementmörtelbeschichtung aufgetragen, die für den Korrosionsschutz sorgt.
Inbetriebnahme im Sommer 2026
Für Luis Kluibenschädl nimmt das Projekt Tauernbach-Gruben eine Vorreiterrolle im Bereich alpiner Druckrohrleitungen ein: „Trotz extrem anspruchsvoller Verlegebedingungen und Witterungseinflüsse wurde das Projekt mit vollem Engagement vorangetrieben. Die Rohrlieferungen von ALPE und die Verlegearbeiten der ausführenden Unternehmen ergänzten sich nahtlos.“ Kurz vor dem anstehenden Jahreswechsel hat das Projekt seine Endphase erreicht. Ende Oktober 2025 ist der über 65 Tonnen schwere Transformator im Krafthaus eingetroffen, wo noch die letzten Betonarbeiten stattgefunden haben. Auch bei der Wasserfassung geht die Bauphase ihrem Ende zu, über die kommenden Wintermonate hinweg wird die Installation des elektromechanischen Equipments sowie die Montage der Wehrklappe erfolgen. Der Probebetrieb des neuen TIWAG-Kraftwerks, das den Jahresbedarf von rund 20.000 Haushalten zu 100 Prozent nachhaltig abdecken wird, ist für den Sommer 2026 geplant. Im Zuge des Gesamtprojekts wurden bereits zahlreiche ökologische Ausgleichsmaßnahmen abgeschossen, diese beinhalteten eine Vielzahl gewässerökologischer Maßnahmen und die Schaffung neuer Lebensräume für Insekten und Kleinstlebewesen.
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Anfang November 2025 hat die Schweizer CKW-Gruppe die Bau- und Modernisierungsarbeiten beim Wasserkraftwerk Emmenweid im Kanton Luzern erfolgreich abgeschlossen. Im Rahmen des großangelegten Modernisierungsprojekts wurde die jetzt knapp 50 m breite Wehranlage an der Kleinen Emme von Grund auf erneuert. Zusätzlich wurden moderne Fischwandereinrichtungen geschaffen, die den Fischen eine Passage am Querbauwerk vorbei in beide Gewässerrichtungen ermöglichen. Die neue Wehranlage, die einen wichtigen Teil des kantonalen Hochwasserschutzkonzepts bildet, gewährleistet nun eine Abflusskapazität von 700.000 l/s. Den Anlagenstillstand nutzten die Betreiber auch dazu, um an der Turbine und dem Generator in der Anlagenzentrale Revisionen durchführen zu lassen. Trotz einer deutlich erhöhten Restwasserabgabe, die bei der Neukonzessionierung vorgeschrieben wurde, soll das Kraftwerk Emmenweid auch weiterhin 5,4 GWh Ökostrom im Regeljahr erzeugen.
Im Luzerner Stadtteil Littau hat die Stromproduktion aus Wasserkraft eine lange Tradition. Dem Wasserkraftwerk Emmenweid an der Kleinen Emme, das früher Strom für das lokale Stahlwerk lieferte, wurde bereits im Jahr 1913 die wasserrechtliche Konzession erteilt. 1996 wurde die Anlage schließlich von der Axpo-Tochtergesellschaft CKW übernommen, die im Jahr 2003 den Maschinensatz in der Kraftwerkszentrale komplett erneuerte. 20 Jahre danach wurde von der CKW im Herbst 2023 ein noch umfangreicheres Modernisierungsprojekt bei diesem Traditionskraftwerk in Angriff genommen.
Mehrere Gründe für Neubau
Der CKW-Gesamtprojektleiter Roman Huber erklärt, dass das Erneuerungsprojekt aufgrund der Hochwasserschutzthematik, der gewässerökologischen Durchgängigkeit und der Erhöhung der Restwasserabgabe durchgeführt wurde: „Im Rahmen der 2018 erteilten Neukonzessionierung der Anlage hat die CKW die Auflage erhalten, dass an der Wehranlage im Hochwasserfall eine Abflusskapazität von 700.000 l/s sichergestellt werden muss. Zusätzlich wurde die Restwasserabgabe von vor-
Die neue Wehranlage des Traditionskraftwerks Emmenweid an der Kleinen Emme gewährleistet 700.000 l/s Abflusskapazität und wurde mit modernen Fischwanderanlagen ausgestattet.
mals 50 l/s auf 1.000 l/s deutlich erhöht. Der dritte wesentliche Punkt, an den die Konzessionserteilung gekoppelt war, war die Herstellung der Fischdurchgängigkeit.“ Der Projektleiter ergänzt, dass sich die CKW bereits seit 2010 mit der anstehenden Erneuerung der Wehranlage beschäftigte. Während der Projektierungsphase gab es allerdings diverse Einsprachen von Umwelt- und Fischereiverbänden sowie eine Änderung des Schweizer Gewässerschutzgesetzes, die mehrere Umplanungen erforderlich machten. Die finale Baubewilligung für die Erneuerung der Wehranlage wurde der CKW im Jahr 2022 erteilt.
Unverändertes Funktionskonzept Für den Umbau der Wehranlage und die Herstellung der Fischdurchgängigkeit wurden mehrere Varianten eingehend geprüft. Weil die vorhandene Bauwerksstruktur bereits sehr alt war und sich auch im Hinblick auf den Hochwasserschutz als ungenügend darstellte, wurde von der CKW letztendlich ein kompletter Neubau beschlossen. Unverändert geblieben ist im Prinzip nur der Standort der Wehranlage. Die ökologische Durchgängigkeit sollte durch den Bau einer Fischaufstiegsanlage in Form eines technischen Beckenpasses und einer separaten Fischabstiegseinrichtung realisiert werden. Am grundsätzlichen Funktionskonzept des Ausleitungskraftwerks hat sich auch nach den Umbauten nichts geändert. Das entnommene Triebwasser fließt weiterhin durch einen
rund 1,5 km langen offenen Oberwasserkanal zum Rechengebäude. Anschließend gelangt es über ein geschlossenes Druckrohr ins Maschinengebäude, wo es zur Stromproduktion genutzt wird. Nach der Turbinierung wird das Wasser durch einen ca. 100 m langen, teilweise geschlossenen Unterwasserkanal in die Kleine Emme zurückgeleitet. Eine Erhöhung der maximalen Ausbauwassermenge von 12 m³/s stand laut Roman Huber nicht zur Debatte. „Wenn die Ausbauwassermenge erhöht worden wäre, hätte man in weiterer Folge auch die Ober- und Unterwasserkanäle vergrö-
Für flussabwärts wandernde Fische wurde ein separater Abstiegskanal geschaffen.
© Fäh
Die Fäh Maschinen- und Anlagenbau AG lieferte das gesamte Stahlwasserbauequipment für die neue Wehranlage an der Kleinen Emme.
ßern müssen – das wäre wirtschaftlich nicht sinnvoll gewesen. Zudem ist auch die durchschnittliche Abflusskapazität der Kleinen Emme begrenzt.“
Herausforderndes Projekt
Im September 2023 konnte schließlich die Bauphase des großangelegten Erneuerungsprojekts starten. Roman Huber zufolge sollte sich die bauliche Umsetzung nicht nur wegen der schwierigen geologischen Bedingungen und einer nicht vorgesehenen Hangstabilisierung im Oberwasserkanal als sehr herausfordernd erweisen: „Die Kleine Emme hat zwar ein sehr großes Einzugsgebiet, sie verfügt aber nur über wenige Retentionsräume. Das Gewässer zeichnet sich durch seinen starken Wildbachcharakter aus, bei dem innerhalb kurzer Zeit Hochwässer entstehen können. 2024 war aufgrund der reichlichen Niederschläge zwar ein gutes Jahr für die Wasserkraftproduktion, es war aber nicht ideal für Wasserkraftbauprojekte. Die Baustelle war im Verlauf des Vorjahres von mehreren Hochwässern betroffen, die gezielte Flutungen der Baugrube nötig machten. Das verursachte natürlich Behinderungen im Bauablauf und verzögerte die Fertigstellung um insgesamt vier Monate, was sich wiederum in erhöhten Projektkosten niedergeschlagen hat.“
Stahlwasserbau von Glarner Profis ausgeführt
Zur Gewährleistung der geforderten Hochwasserabflusskapazität von 700.000 l/s wurde das Wehrbauwerk erheblich
verbreitert. Die alte Wehranlage bestand im Wesentlichen aus einer 26 m breiten Wehrklappe mit Gegengewichtsantrieb und einer 6 m breiten Spülklappe. Bei der Neuausführung kommen zwei je 20 m breite Wehrklappen und eine ebenfalls 6 m breite Spülklappe zum Einsatz, die jeweils durch einen einzelnen Hydraulikzylinder angetrieben werden. Geliefert und fachgerecht montiert wurde das gesamte Stahlwasserbauequipment von der bewährten Fäh Maschinen- und Anlagenbau AG. Die in Glarus ansässigen Branchenexperten gelten im Wasserkraftsektor als renommierte Spezialisten für zuverlässige hydromechanische Lösungen. Zum Auftragsvolumen von Fäh zählte auch der neue Horizontalrechen mit 35 m Länge und 1,7 m Höhe, der sich beim Seiteneinlauf der Wehranlage auf der orographisch linken Gewässerseite befindet. Vervollständigt wird der konstruktionsbedingt fischfreundliche Einlaufrechen durch die Rechenreinigungsmaschine mit ölhydraulischem Antrieb. Der pegelgeregelte Rechenreiniger sorgt für die automatische Entfernung von Geschwemmsel auf der knapp 60 m² großen Rechenfläche und befördert das entfernte Treibgut auf direktem Weg in den Unterwasserbereich der Wehranlage. Komplettiert wurde der Fäh-Lieferumfang durch mehrere Absperr- und Regulierschützen inklusive Antriebe sowie elektro- und leittechnisches Equipment zur Überwachung und Steuerung der Wehranlage. Das Herzstück der neuen Fischwandereinrichtungen bildet der als technischer Vertical-Slot-Pass ausgeführte Fischaufstieg. Dieser wurde auf die Zielarten Bachforelle, Äsche und Barbe ausgelegt. Die Schlitzbreiten und Beckenlängen ermöglichen aber auch den Aufstieg von größeren Arten wie zum Beispiel der Seeforelle oder später auch dem Lachs. Flussabwärtswandernde Fische können das Querbauwerk durch einen separaten Fischabstiegskanal durchqueren, über den auch das vom Einlaufrechen entfernte Geschwemmsel in den Unterwasserbereich abgegeben wird.
Die Erneuerung der Wehranlage und der damit einhergehende Anlagenstillstand wurde von der CKW genutzt, um den Maschinensatz in der Kraftwerkszentrale, der auf eine Klemmenleistung von 1.080 kW ausgelegt ist, auf Vordermann zu bringen. „Dabei wurden die vertikalachsige Kaplan-Schachtturbine und der mit dem Laufrad direkt gekoppelt Synchrongenerator ausgehoben und komplett demontiert“, erklärt Marco Ziegler, CKW-Projektleiter Kraftwerksanlagen: „Bei der 2003 eingebauten Turbine hat im Prinzip eine große Revision stattgefunden. Als zentrale Maßnahme wurden von Andritz Hydro die Schaufeln des 4-flügeligen Laufrads ersetzt, denen Kavitation und Abrasionen im Laufe der Jahre zugesetzt hatten. Die neuen Laufradschaufeln bestehen aus rostfreiem Stahl, der eine höhere Beständigkeit gegen Sedimente im Triebwasser gewährleistet als die zuvor aus Bronze gefertigten Schaufeln. Zusätzlich wurden auch die anderen Komponenten der Turbine inspiziert und gegebenenfalls erneuert.“ Der luftgekühlte Generator wurde vom Schweizer Branchenspezialisten Gebrüder Meier AG aus Regensdorf einem Refurbishment-Programm unterzogen. Dabei wurden unter anderem die Wälzlagerungen ersetzt, die nach 20 Jahren Dauerbetrieb ihr technisches Lebensende erreicht hatten. Im Rahmen der Maschinensanierung sorgten die Generatorenexperten zudem für die Reinigung sämtlicher Maschinenkomponenten und führten umfassende Diagnosemessungen durch. Nach der Eingangsprüfung im Werk der Gebrüder Meier AG wurden alle relevanten elekt-
Der Branchenspezialist Gebrüder Meier AG führte während der Umbauphase ein Refurbishment-Programm am Synchron-Generator durch.
rischen Messwerte aufgenommen, die Maschine komplett zerlegt und die Einzelteile gründlich gereinigt. Der Rotor und der Stator wurden ebenfalls nass gereinigt und anschließend im Umlufttrocknungsofen ausgetrocknet. Die Wicklungsisolation wurde mittels Spritzimprägnierung auf Vordermann gebracht. Nach der Aufarbeitung aller Teile konnte die Maschine wieder zusammengesetzt und der obligatorischen Ausgangsprüfung unterzogen werden.
Wehranlage am Stand der Technik
Anfang November 2025 konnte die CKW ihr Bau- und Moder nisierungsprojekt abschließen und das Kraftwerk Emmenweid wieder in Betrieb nehmen. Die Betreiber gehen davon aus, dass die Anlage trotz der erheblich vergrößerten Restwasser
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Das Laufrad der Turbine wurde mit neuen Schaufeln ausgestattet.
abgabe weiterhin rund 5,4 GWh im Regeljahr erzeugen kann. Das entspricht umgerechnet dem Jahresstrombedarf von ca. 1.200 Vier-Personen-Haushalten. Gesamtprojektleiter Roman Huber spricht retrospektiv von einem spannenden Projekt,
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Dietmar Thomaseth (Geschäftsführer TIQU), Bettina Geisseler (Geisseler Law) und Walter Gostner (Gesellschafter Patscheider & Partner) (v.l.) konnten einmal mehr zufrieden Bilanz ziehen über den Verlauf der diesjährigen Interalpinen Energie- und Umwelttage im Südtiroler Mals.
Mit ihrer mittlerweile achten Auflage haben sich die Interalpinen Energie- und Umwelttage in Mals erneut als wichtiger Treffpunkt für Fachleute aus dem Alpenraum erwiesen. Über 80 Teilnehmerinnen und Teilnehmer aus Südtirol, dem übrigen Italien sowie aus der Schweiz, Österreich und Deutschland kamen am 30. und 31. Oktober im Kulturhaus Mals zusammen, um sich mit aktuellen und zukünftigen Herausforderungen der Wasserkraft auseinanderzusetzen. Hochrangige Expertinnen und Experten boten dabei fundierte Einblicke in zentrale Fragen einer nachhaltigen Energiezukunft. Organisiert wurde die Veranstaltung wie in den Jahren zuvor von Patscheider & Partner, GEISSELER LAW, IBI-Euregio Kompetenzzentrum und TIQU (Tiroler Qualitätszentrum für Umwelt, Bau und Rohstoffe).
Nicht weniger als die Zukunft der Wasserkraft stand im Mittelpunkt der diesjährigen Interalpinen Energie- und Umwelttage im Kulturhaus Mals. Dabei machten zum Auftakt bereits der bekannte Planungsingenieur Dr.-Ing. Walter Gostner und die ebenfalls bestens in der Branche bekannte Dr. Bettina Geisseler deutlich, wie groß die anstehenden Aufgaben sind. Gostner verwies etwa auf wachsende Herausforderungen wie das Geschiebemanagement in Zeiten des Klimawandels, die zunehmende Bedeutung von Digitalisierung und Künstlicher Intelligenz sowie das „ewige Spannungsfeld“ zwischen Energiegewinnung und ökologischen Anforderungen. Dennoch zeigte er sich überzeugt, dass die Wasserkraft ein zentraler Baustein
der Energiewende bleiben wird. Noch pointierter formulierte es Rechtsanwältin Bettina Geisseler, die die Wasserkraft als „Grande Dame“ der erneuerbaren Energien bezeichnete – eine bewährte, verlässliche Technologie mit großem Innovationspotenzial und ein entscheidendes Puzzlestück für den Übergang von fossilen hin zu erneuerbaren Energiequellen.
Podiumsdiskussion zu Blackout-Bedrohung
Die inhaltliche Bandbreite der Tagung zeigte sich in mehreren thematisch klar fokussierten Blöcken, in denen Fachleute aus dem In- und Ausland zentrale Aspekte der modernen Wasserkraft beleuchteten – von ingenieurstechnologischen Vorzeigeleistungen im Bau und Betrieb über den digitalen Wandel bis hin zu Fragen der Wirtschaftlichkeit, Ökologie und Nachhaltigkeit. Besonderes Interesse galt auch den Pumpspeicherwerken, die unter dem Motto „Totgesagte leben länger“ als unverzichtbare Elemente einer sicheren Energiezukunft diskutiert wurden. Eine Podiumsdiskussion zur Frage „Blackout – eine reale Bedrohung?“ setzte am 30. Oktober den Schlusspunkt des Tagungsprogramms. Am Folgetag führte die Exkursion ins nahe gelegene Schlandrauntal, wo nach jahrelangen bürokratischen Hürden in rekordverdächtiger Bauzeit eine Kaskade von sieben Kraftwerken realisiert wurde – ein Projekt, mit dem die Gemeinde ihr Wasserwirtschaftsmodell auf komplett neue Beine stellen und damit ein richtungsweisendes Referenzprojekt umsetzen konnte (siehe zek HYDRO Oktober). Die Veranstaltung wurde auch bei ihrer 8. Auflage ihrem guten Ruf gerecht, das allgemeine Feedback der Teilnehmer: eine Bestätigung für die Arbeit der Organisatoren.
Das neue Kleinwasserkraftwerk auf der Breitenebenalm im Salzburger Pongau kann im Regeljahr ca. 2 Millionen kWh Ökostrom erzeugen.
Seit Anfang 2024 erzeugt auf der Breitenebenalm im Salzburger Großarltal ein neues Kleinwasserkraftwerk sauberen Strom. Der Neubau ersetzt ein weitaus kleiner dimensioniertes Inselkraftwerk, das nach rund 70 Jahren Betriebszeit sein technisches Lebensende erreicht hatte. Während mit der Altanlage maximal 9 kW Leistung möglich waren, schafft das neue Kraftwerk über 500 kW Engpassleitung. Trotz des umfangreichen Bauaufwands, der die Errichtung von zwei neuen Wasserfassungen, den Bau eines neuen Maschinengebäudes und die Verlegung einer rund 1.460 m langen Druckrohrleitung beinhaltete, konnte die Anlage in bemerkenswert kurzer Zeit ans Netz gebracht werden. Im Regeljahr kann das Ausleitungskraftwerk, dessen Herzstück eine 4-düsige Pelton-Turbine mit direkt gekoppeltem Synchron-Generator bildet, rund 2 GWh Ökostrom produzieren.
Wer sich einen Eindruck von der Salzburger Bergwelt verschaffen möchte, der ist definitiv gut beraten, die Breitenebenalm der Familie Gerzer im Pongauer Großarltal aufzusuchen. Die auf 1.420 m Seehöhe gelegene Almhütte ist ein idealer Ausgangspunkt für Wanderungen oder Mountainbiketouren inmitten des beeindruckenden Alpenpanoramas. Aber auch für Erholungssuchende ist die Alm die richtige Adresse: Bei traumhaftem Ausblick auf der Sonnenterrasse und dem Genuss kulinarischer Spezialitäten aus der Region lässt es sich ganz vortrefflich entspannen.
Inselkraftwerk lieferte Strom
„In den 1950er Jahren gab es auf der Almhütte noch keine professionelle Gastronomie und touristische Übernachtungsmöglichkeiten wie heute. Damals wurde die Breitenebenalm noch als Landwirtschaft geführt. Um die Alm mit elektrischem Strom versorgen zu können, hat mein Großvater vor über 80 Jahren ein kleines Wasserkraftwerk mit 9 kW Maximalleistung gebaut“, erklärt Gertraud Gerzer, die ehemalige Geschäftsführerin der Großarler Bergbahnen. Obwohl die Hütte seit den 1990er Jahren an das öffentliche Stromnetz angeschlossen ist, wurde der Eigenbedarf weiterhin vorrangig durch das Inselkraftwerk gedeckt. Das hatte allerdings seine Tücken, merkt Helmut Gerzer, der Ehemann von Gertraud Gerzer, an: „Wenn das Leistungsvermögen des Kraftwerks für den Eigenbedarf der Hütte nicht mehr ausreichte, wurde automatisch auf das
Die urige Almhütte der Breitenebenalm liegt auf 1.420 m Seehöhe.
Die komplett neu gebaute Hauptwasserfassung des Ausleitungskraftwerks befindet sich
öffentliche Netz gewechselt. Der Umschaltvorgang dauerte jeweils einige Sekunden – und in diesem Zeitraum gab es dann überhaupt keinen Strom, es war sprichwörtlich alles finster. Dasselbe Problem ist umgekehrt wieder aufgetreten, wenn vom Netz- auf den Inselbetrieb gewechselt wurde. Im Jahr 2018 haben wir das alte Kraftwerk schließlich komplett stillgelegt.“
Neues Kraftwerk ersetzt Altanlage
Damit war das Kapitel Wasserkraft für die Familie Gerzer aber noch lange nicht abgeschlossen. Ganz im Gegenteil, im Jahr 2020 startete die Projektierung für den Bau eines neuen, weitaus leistungsstärkeren Ausleitungskraftwerks. Gertraud Gerzer erklärt, dass günstige Voraussetzungen für den Neubau bestanden: „Es war von großem Vorteil, dass die wasserrechtliche Konzession weiterhin aufrecht war. Zudem gehört der Großteil der Grundstücke, auf denen sich die Infrastruktur der neuen Anlage befindet, meiner Familie. Wir mussten nur mit zwei anderen Grundeigentümern über die Verlegung der Druckrohrleitung verhandeln. Das behördliche Bewilligungsverfahren wurde ohne große Verzögerungen in kurzer Zeit positiv abgeschlossen, wodurch bereits im Frühjahr 2023 mit den Bauarbeiten begonnen werden konnte.“ Den rechtlichen Rahmen der Ökostromanlage bildet die KWKW Breiteneben GmbH, der Dr. Julia Gerzer und Mag. Barbara Stimpfl-Abele –die beiden Töchter von Gertraud Gerzer – als Geschäftsführerinnen mit jeweils 45 Prozent Gesellschaftsanteilen vorstehen.
Gertraud und Helmut Gerzer bei der offiziellen Inbetriebnahme der mustergültig realisierten Ökostromanlage im Jänner 2024.
Mit den restlichen 10 Prozent der Anteile ist auch Gertraud Gerzer an der Gesellschaft beteiligt.
Profis am Werk
Sowohl bei der Planung als auch bei den baulich-technischen Ausführungen ihres neuen Kraftwerks setzten die Betreiberinnen auf renommierte Unternehmen aus der Bau- und Wasserkraftbranche. Dabei war die Wagrain Bau GmbH für die Umsetzung der gesamten Bauarbeiten zuständig, die Karl Pitzer GmbH aus Schladming wurde für die Verlegung der Druckrohrleitung beauftragt. Die steirische interTechno Engineering GmbH, die im Wasserbau und der Siedlungswasserwirtschaft einen hervorragenden Ruf genießt, war für die Generalplanung und die Bauaufsicht zuständig. interTechno-Geschäftsführer Martin Konrad spricht von einem leistungsoptimierten und zeitgemäßen Wasserkraftprojekt: „Trotz der Corona-Pandemie dauerte es von der Projektstudie über die behördliche Bewilligung bis hin zur Inbetriebnahme nur drei Jahre. Dies war nur durch ein zielgerichtetes und vertrauensvolles Vorgehen von der Eigentümerfamilie, den Bewilligungsbehörden und den
Ausbauwassermenge: 380 l/s
Bruttofallhöhe: ca. 172 m
Nettofallhöhe: ca. 162 m
Druckrohrleitung: ca. 1.460 m
Material: Gusseisen Ø: 500 mm
• Hersteller: Tiroler Rohre GmbH
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Ausschreibungsplanung
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Bauüberwachung
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Turbine: 4-düsige Pelton
• Turbinenachse: Vertikal
Drehzahl: 1.000 U/min
• Engpassleistung: 516 kW
Hersteller: EFG Turbinenbau
• Generator: Synchron Spannung: 400 V
• Nennscheinleistung: 625 kVA
Hersteller: Hitzinger Power Solutions GmbH
• Regelarbeitsvermögen: ca. 2 GWh
Der Kraftabstieg der Anlage besteht zur Gänze aus Gussrohren mit der Dimension DN500 von der Tiroler Rohre GmbH.
ausführenden Firmen möglich. Mein besonderer Dank gilt meinem langjährigen Wegbegleiter und Freund Ing. Hannes Goigner für die tolle Projektabwicklung vor Ort. Mit der Errichtung des Kraftwerks auf der Breitenebenalm hat er sich nach fast 40-jähriger Tätigkeit im Kleinwasserkraftwerkssektor in den wohlverdienten Ruhestand verabschiedet, wofür wir ihm alles Gute wünschen.“
Zwei Wasserfassungen neu gebaut
Gleich zwei Wasserfassungen wurden für das neue Kraftwerk errichtet, wobei das komplette Stahlwasserbauequipment vom Branchenspezialisten Maschinenbau Mayrhofer aus der Steiermark geliefert wurde. An der Hauptfassung am Lambach erfolgt der Triebwassereinzug durch ein Entnahmebauwerk, das auf der orographisch rechten Uferseite errichtet wurde.
Nach der Ausleitung fließt das Wasser in ein Entsanderbecken, in dem die Feinsedimente des Gewässers abgeschieden werden. Um den Eintritt von Geschwemmsel in die Triebwasserstrecke zu verhindern, wurde am Ende des Entsanders ein Feinrechen installiert. Der mit vertikalem Stabprofil ausgeführte Schutzrechen wird von einer dazugehörigen, massiv ausgeführten Rechenreinigungsmaschine automatisch gereinigt. Die
An der Nebenfassung erfolgt der Triebwassereinzug durch das patentierte Coanda System „Grizzly“ von der Südtiroler Wild Metal GmbH.
Putzharke des hydraulisch angetriebenen Rechenreinigers mit Pegelregelung befördert das Schwemmgut in eine Spülrinne, über welche das Material auf direktem Weg in die Restwasserstrecke abgegeben wird.
An der Nebenfassung des Kraftwerks, die sich in unmittelbarer Nähe zur Hauptfassung am Vorderfalscheggbach befindet, erfolgt der Wassereinzug von maximal 80 l/s durch das Coanda-System „Grizzly Protec“ von der Südtiroler Wild Metal GmbH. Dabei handelt es sich um ein weitgehend selbstreinigendes Schutzsieb für Wasserkraft- oder Trinkwasseranlagen. Der „Grizzly“ kommt mit den oftmals extremen Anforderungen im alpinen Raum bestens zurecht, mittlerweile ist das System der Südtiroler an mehr als 700 Standorten im Einsatz. Durch das namensgebende Coanda-Prinzip und den konstruktionsbedingten Abscher-Effekt wird das Geschwemmsel automatisch durch den Wasserstrom von der Feinrechenfläche gespült. Damit stellt das System sicher, dass durch den mit 0,6 mm Spaltweite ausgeführten Feinrechen nur sehr kleine Sedimente eingezogen werden. Komplettiert wird der Grizzly durch ein robustes Stahlgitter auf der Oberseite der Konstruktion. Die sogenannten „Vibro Bars“ über dem Feinrechen sorgen für zuverlässigen Schutz vor größerem Treibgut wie Ästen oder Steinen.
Unser Tätigkeitsfeld im Bereich Stahlwasserbau:
• Rechenreinigungsmaschinen
• Schützen & Stauklappen
• Rohrbrucheinrichtungen
• Einlaufrechen
• Komplette Wasserfassungssysteme
• Patentiertes Coanda-System GRIZZLY
Wild Metal GmbH
www.wild-metal.com
Handwerkerzone Mareit 6 info@wild-metal.com 39040 Ratschings +39 0472 595 100
Der Kärntner Wasserkraftallrounder EFG Turbinenbau fertigte eine leistungsstarke Pelton-Maschine mit 516 kW Engpassleistung.
Robuster Kraftabstieg
Die Druckrohrleitung der Anlage erstreckt sich von den beiden Wasserfassungen weg bis zum Maschinengebäude über eine Länge von ca. 1.460 m. Hergestellt wurde der komplette Kraftabstieg mit Gussrohren DN500 von der Tiroler Rohre GmbH (TRM). Die Rohre, die im TRM-Werk in Hall in Tirol zu 100 Prozent aus Recyclingmaterial hergestellt werden, punkten sowohl mit robusten Materialeigenschaften als auch mit hervorragenden Fließbedingungen. Dank der hochglatten Innenflächen werden die natürlichen Reibungsverluste auf ein Minimum reduziert. Das anwenderfreundliche Muffensystem ermöglicht ein schnelles Voranschreiten der Verlegearbeiten. Besonders im anspruchsvollen Terrain stellen die Rohre ihre Stärken voll unter Beweis. Denn das längskraftschlüssige Verbindungssystem VRS®-T von TRM, das beim Neubau des Kraftwerks Breiteneben entlang des gesamten Kraftabstiegs eingesetzt wurde, kann selbst instabilen geologischen Verhältnissen oder Hangbewegungen widerstehen ohne Schaden zu nehmen.
4-düsiges Kraftpaket von EFG
Das Maschinenhaus der Anlage, das sich mit seiner Holzverkleidung unauffällig in das Landschaftsbild einfügt, wurde ebenfalls von Grund auf neu errichtet. Im Inneren des Gebäudes sorgt moderne elektrohydraulische Technik für ein Maximum an Effizienz. Als Herzstück der Anlage kommt eine 4-düsige Pelton-Maschine vom bewährten südösterreichischen Kleinwasserkraftexperten EFG Turbinenbau zum Einsatz. Bei
Hitzinger Power Solutions GmbH
Das Erfolgsrezept von Hitzinger ist stark mit einer individuellen Herangehensweise verbunden – angefangen von der magnetischen Auslegung über das Isolationssystem bis hin zum Verhältnis von Eisen und Kupfer werden sämtliche Generatoren für die Bedürfnisse der Kunden ausgelegt. Bei der Konstruktion fließen alle wichtigen Parameter in eine von Hitzinger programmierte Software ein, die über Jahrzehnte hinweg immer stärker ausgefeilt und weiterentwickelt wurde. Das Programm ist in Sekundenschnelle in der Lage, unter der Einbeziehung von Algorithmen, Vorgaben, Modulen oder Ausschlusskriterien detaillierte mechanische und elektrische Berechnungen durchzuführen. Zudem kann die Hitzinger-Software potentiellen Kunden auch mit wenigen Basisvorgaben schnell einen realen Entwurf der finalen Maschine erstellen. Interessant ist das Programm aber auch für Turbinenbauer: Bei gängigen Turbinen-Konstruktionen kann der komplette Antriebsstrang von der Software ausgelegt werden.
dem Projekt auf der Breitenebenalm konnten die EFG-Ingenieure ihr langjähriges Know-how im Pelton-Sektor einmal mehr unter Beweis stellen. Das vor über 40 Jahren gegründete Unternehmen kommt ursprünglich aus der Pelton-Technik – und auch in der Gegenwart gehört die Konstruktion von zuverlässigen Pelton-Maschinen nach wie vor zu den zentralen Kompetenzen der Kärntner Wasserkraftallrounder. Für das Projekt auf der Breitenebenalm fertigte EFG eine vertikalachsige Turbine in freistehender Variante, die mit vier außengeregelten Düsen bestückt wurde. Dank der mehrfachen Düsenausstattung ist die EFG-Turbine in der Lage, über ein breites Betriebsband hinweg effektiv zu arbeiten. Die Maschine kommt auch mit stark verringertem Wasserdargebot gut zurecht und kann die Stromproduktion auch bei trockenen Witterungsbedingungen zuverlässig aufrechterhalten. Bei vollem Zufluss schafft das auf 380 l/s Ausbauwassermenge und 162 m Nettofallhöhe ausgelegte Kraftpaket 516 kW Engpassleistung.
Leistungsstarker Generator vom Traditionshersteller Vervollständigt wird der Maschinensatz durch einen direkt gekoppelten Synchron-Generator von der oberösterreichischen Hitzinger Power Solutions GmbH. Dem Traditionsunternehmen eilt im Kleinwasserkraftsektor ein ausgezeichneter Ruf als renommierter Spezialist für höchste Wirkungsrade voraus. Mittlerweile steht der Name Hitzinger seit über 75 Jahren für hochwertige Produkte im Bereich der nachhaltigen Energieerzeugung, die über Jahrzehnte hinweg effektiv und zuverläs-
sig Strom produzieren. Dank ihrer technischen Ausgereiftheit gelten die Maschinen der Linzer zum Non-Plus-Ultra im internationalen Generatorenmarkt. Für das neue Kraftwerk auf der Breitenebenalm fertigte Hitzinger einen für höchste Effizienz konzipierten Generator, der auf 400 V Betriebsspannung und 625 kVA Nennscheinleistung ausgelegt wurde. Angetrieben wird die 3-phasige Maschine mit exakt 1.000 U/min durch das direkt gekoppelte Pelton-Laufrad. Damit der Generator bei idealen Temperaturen Strom erzeugen kann, wurde die Maschine mit einem Wasserkühlsystem ausgestattet. Gespeist wird das System durch einen im Unterwasserbereich installierten Wärmetauscher, der vom abturbinierten Triebwasser umströmt und gekühlt wird.
Die komplette elektro- und regelungstechnische Ausrüstung, die im oberen Bereich vom Krafthaus installiert wurde, stammt vom Südtiroler Branchenexperten EN-CO. Das moderne Equipment von EN-CO sorgt dem Stand der Technik entsprechend für den vollautomatischen Kraftwerksbetrieb. Die Steuerung und Überwachung durch den Betriebsleiter der Anlage kann sowohl vor Ort über ein großzügiges Touch-Display am ETechnikschrank oder via gesicherter Online-Anbindung aus der Ferne erfolgen. Ins öffentliche Netz gelangt der erzeugte Ökostrom über einen neuen Transformator, der gleich neben dem Maschinengebäude positioniert wurde.
Neubau bald zwei Jahre am Netz
Nach einer problemlos verlaufenen Bauphase, die etwas mehr als ein halbes Jahr gedauert hat, wurde die Turbine des neuen Kleinwasserkraftwerks im November 2023 zum ersten Mal angedreht. Der Regelbetrieb der in bemerkenswert kurzer Zeit realisierten Anlage, deren Produktionsvermögen rund 2 GWh beträgt, konnte bereits zwei Monate später im Jänner 2024
Der direkt gekoppelte Synchron-Generator mit 625 kVA Nennscheinleistung vom Traditionshersteller Hitzinger sorgt für höchste Wirkungsgrade.
starten. Obwohl die Stromproduktion 2025 aufgrund der trockenen Witterungsverhältnisse etwas geringer als im Vorjahr ausgefallen ist, ziehen Gertraud und Helmut Gerzer beim zek HYDRO-Lokalaugenschein auf der Breitenebenalm ein durchwegs positives Fazit über das Wasserkraftprojekt. „Das Kraftwerk hat vom ersten Tag an weitgehend fehlerfrei funktioniert – und daran hat sich bis heute nichts geändert. Alle Unternehmen und Personen, die an der Umsetzung beteiligt waren, haben eine sehr gute Leistung abgeliefert. Von dem Projekt werden unsere Töchter und Enkel noch lange profitieren, denn ein Wasserkraftwerk rentiert sich bekanntlich über Generationen hinweg.“
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Maximale Flexibilität der Ausführung und höchste Anforderungen an die Qualität sind unser weltweites Markenzeichen. Nachhaltig garantierte Leistung für erneuerbare Energien. Generatoren - konstruiert und gebaut für Generationen.
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In nur sechs Wochen wurde die neue Guss-Druckrohrleitung für das Kraftwerk Gressel im Kärntner Kötschach-Mauthen verlegt – rekordverdächtig.
Die offensichtlichen Mängel der alten Stahl-Druckrohrleitung waren schon ein wenig sinnbildlich für den Gesamtzustand des Kleinwasserkraftwerks, das die Familie Gressel seit über 70 Jahren unweit des Plöckenpasses betreibt. Raphael Gressel, heute Eigentümer in vierter Generation, hatte die Zeichen der Zeit schon vor einigen Jahren erkannt – und eine umfangreiche Erneuerung der Anlage in die Wege geleitet. Im Sommer 2025 stand dabei die Verlegung der neuen Druckrohrleitung im Mittelpunkt, die in rekordverdächtigen sechs Wochen realisiert werden konnte. Dabei kamen schub- und zuggesicherte Sphärogussrohre des Tiroler Branchenspezialisten Tiroler Rohre GmbH, kurz TRM, zum Einsatz. Nach erfolgreicher Druckprobe konnte der Betreiber im Spätherbst bereits mit der Maschineninbetriebnahme starten. Rechtzeitig zur Schneeschmelze im Frühling soll das traditionsreiche Kraftwerk Gressel mit verdreifachter Leistungskapazität bereitstehen.
Wer sich in der österreichischen Elektrizitätsbranche ein wenig auskennt, assoziiert mit der Gemeinde Kötschach-Mauthen vor allem eines: Kompetenz in Sachen erneuerbare Energien auf allerhöchstem Niveau. Seit 1886 wird im Gemeindegebiet Strom erzeugt, und seit 1899 verfügt man über ein eigenes Stromnetz – ganze 14 Jahre vor der Kärntner Landeshauptstadt Klagenfurt. Heute zählt die Marktgemeinde nördlich des Plöckenpasses zu den wenigen energieau-
tarken Gemeinden Österreichs und hat in diesem Jahr bereits zum vierten Mal in Folge die höchste Auszeichnung des europaweiten Zertifizierungsprogramms für energieeffiziente Gemeinden, kurz e5, erhalten. Außerdem kann man auf den European Energy Award in Gold verweisen – und das gleich dreimal. Natürlich ist die Energiegemeinde untrennbar mit dem bekannten Ökostrom-Unternehmen Alpen Adria Energie (AAE) verbunden, das vom Ökostrom-Pionier Wilfried Klauss und
Die alte Druckrohrleitung blieb neben der neuen TRM-Leitung DN200 bestehen. Sie dient als Leerverrohrung für Strom- und Steuerkabel.
seiner Familie in vierter Generation betrieben wird. Das Unternehmen, das seit fast 140 Jahren Bestand hat, gilt als eines der innovativsten im rot-weiß-roten Energiesektor. Und dennoch gibt es noch andere, ebenfalls sehr traditionsreiche Energieunternehmen in Kötschach-Mauthen. Das belegt die Familiengeschichte von Raphael Gressel, dessen Vorfahren seit über 500 Jahren als Grundbesitzer rund um den Plöckenpass aufscheinen. Und vor über 70 Jahren hat die Familie Gressel auch ihre ersten Spuren in Sachen Ökostromerzeugung hinterlassen. Das damals in Betrieb genommene Kleinwasserkraftwerk hat bis heute Bestand und sollte nun in die Neuzeit überführt werden, wie Betreiber Raphael Gressel erzählt.
Wasserverluste entlang der alten Druckrohrleitung „Das Kraftwerk am Siebenbrunnenbach, das mein Urgroßvater 1950 geplant und wenige Jahre später in Betrieb genommen hat, war eine relativ kleine Anlage mit 6 kW Leistung. Sie war auch nicht zum Zweck der allgemeinen Stromversorgung konzipiert, sondern sollte allein Strom für eine damals moderne Käserei liefern. Immerhin wurde hier die Milch von 1.000 bis 1.200 Rindern zu Käse verarbeitet“, erzählt Raphael Gressel, der mit einem Lächeln ergänzt: „In der Käserei gab es also Strom, aber in unserem Gasthaus – 200 m tiefer – war noch keiner.“ Im Laufe der Zeit wurde die Anlage immer wieder modernisiert und angepasst, und auch das erwähnte Gasthaus am Plöckenpass wurde letztlich ans regionale Stromnetz angeschlossen. Ab Mitte der 90er-Jahre begann das Kleinkraftwerk dann als Einspeiser zu fungieren. Dass der Zahn der Zeit vor dem traditionsreichen Kraftwerk auch nicht Halt machte, wurde in den letzten Jahren aber immer offensichtlicher. „Entlang der Rohrleitungen sind immer wieder Rinnsale aufgetreten, die da eigentlich nicht sein sollten. Die Leckagen an den Schweißnähten der Stahlrohrleitung wurden zwar notdürftig behoben, aber der Gesamtzustand der Anlage war allgemein nicht mehr gut. Zuletzt gab es Jahre, in denen die Anlage kaum mehr lief. Es war an der Zeit, eine Entscheidung zu treffen“, erinnert sich der Betreiber und verweist darauf, dass gerade vor sieben bzw. acht Jahren die wirtschaftliche Basis für eine Sanierung oder gar einen Neubau einfach nicht gegeben war.
Betreiber vertraut auf solide Wasserführung
Doch einige Jahre später sah die Sache anders aus. Gemeinsam mit dem bekannten Planungsingenieur Dipl.-Ing. Christoph Aste, selbst Kraftwerksbetreiber und Kärntner Sprecher der Interessensvertretung Kleinwasserkraft Österreich, nahm Gressel 2020 den entscheidenden Anlauf für ein Modernisierungsprojekt und fasste auf Basis neuer Wirtschaftlichkeitsrechnungen den Beschluss, das alte Kraftwerk am Siebenbrunnenbach komplett zu erneuern. „Die Verhandlungen mit den Behörden entpuppten sich in der Folge als sehr konstruktiv und auch nicht allzu zeitaufwändig. Zu meiner großen Freude sah man von Behördenseite keinen Anlass, für den neuen Wasserrechtsbescheid die Restwassermenge zu erhöhen. Ein wichtiger Punkt im Hinblick auf die Wirtschaftlichkeit“, so
Flachstellen für Rohrlager waren bei diesem Projekt rar.
Gressel. Was das Wasserdargebot aus dem Siebenbrunnenbach anbelangt, machte sich der Betreiber überhaupt keine Sorgen: „Das Interessante an diesem Gewässer ist, dass es trotz eines sehr kleinen Einzugsgebiets über eine zuverlässig hohe Wasserführung verfügt, was mit der Topographie hier an der Nordseite der Karnischen Alpen zusammenhängt.“
Alte Druckrohrleitung wird zur Leerverrohrung
Bevor es an die Umsetzung des Projektes ging, brauchte es neben der behördlichen Genehmigung auch noch die Einigung mit dem Nachbarn, auf dessen Grundstück die Fassung liegt. Nachdem auch dieser Punkt einvernehmlich geregelt wurde, konnte es losgehen. Das gemeinsam mit seinem Planer Christoph Aste entwickelte Konzept sah dabei vor, dass man einige Teile der Anlage, die noch gut erhalten waren, beibehalten wollte. Das betraf einerseits die Wasserfassung und die Überleitung zum Entsander sowie die Hülle des Krafthauses und andererseits die alte Druckrohrleitung – letztere allerdings in neuer Funktion. „Die alte Stahlrohrleitung DN122 aus den frühen 1950er-Jahren wollte ich aus einem einzigen Grund nicht ausbauen: Sie sollte uns als Leerverrohrung für
Schub- und zugsichere VRS®-T Rohrverbindung: Bei den zuggesicherten Rohrverbindungen von TRM handelt es sich um längskraftschlüssige Steckmuffenverbindungen auf formschlüssiger Basis. Die Voraussetzung dafür bilden die Schweißraupe auf dem Einsteckende und die Sicherungskammer. Der eigentliche Formschluss wird zwischen der Schweißraupe und der Sicherungskammer durch das Einsetzen von Verriegelungssegmenten erreicht. Hierdurch entsteht eine mechanische Kraftübertragung zwischen dem Einsteckende und der Muffe des nächsten Rohres oder nächsten Formstückes. Je nach Nennweite erfolgt die Verriegelung mit 2 bis 14 Riegeln/Segmenten, die in der Regel sehr einfach zu montieren sind. Sie werden über ein Muffenfenster eingelegt und über den Rohrumfang verteilt. An geschnittenen Rohren ist das Einsetzen eines Klemmringes möglich. Rohre mit VRS®-T-Verbindung gibt es in Stücklängen von 5 m. Der Vorteil dieser Verbindung liegt vor allem darin, dass sie sehr hohe zulässige Betriebsdrücke und enorme Zugkräfte auffangen kann. Dabei lassen sie - je nach Nennweite – noch immer gewisse Abwinkelungen zu.
Strom und Steuerkabel dienen. Alternativ hätte ich sonst einen 2-Zoll-Plastikschlauch eingezogen. Wir hatten also ein gutes Argument für diese technische Lösung, die uns von Behördenseite letztlich auch genehmigt wurde.“ Die neue Druckrohrleitung sollte parallel dazu in nahezu identer Trassenführung errichtet werden. Für die Umsetzung betraute Gressel ein höchst bewährtes Bauunternehmen, die Firma Rumpf Bau GmbH aus dem steirischen Murau, die sich seit Jahrzehnten auch im Kraftwerksbau einen hervorragenden Namen gemacht hat. Als Rohrmaterial der Wahl entschied sich der Betreiber für die Qualität der Sphärogussrohre aus dem Hause TRM, die ihn in Sachen Wirtschaftlichkeit und Lebensdauer überzeugten.
Lebensdauer von 100 Jahren bedeutet Nachhaltigkeit „Für mich als Betreiber war wichtig, dass wir ein Rohrsystem unter die Erde bringen, das nicht nach zwanzig, dreißig oder fünfzig Jahren wieder getauscht werden muss, sondern vielleicht erst nach einhundert. Nachhaltigkeit bedeutet auch Langlebigkeit. Und das ist bei den Rohren von TRM der Fall“, sagt Raphael Gressel. Diese Aussage kann Walter Korenjak, Leitung Vertrieb Österreich bei TRM, nur unterstreichen. „Langlebigkeit gilt bei Rohrsystemen noch immer als eines der wichtigsten Qualitätskriterien überhaupt. Wenn ein Rohrsystem auf 100 Jahre ausgelegt ist, dann ist es in Hinblick auf seine Nachhaltigkeit gegenüber anderen Systemen zweifellos von Vorteil.“ Er verweist in diesem Zusammenhang auch darauf, dass die Rohre voll recycelbar sind und selbst zur Gänze aus recyceltem Alteisen hergestellt werden. Auf diese Weise schließt sich bei TRM Gussrohren der Materialkreislauf in vorbildlicher Weise.
Für einen effektiven Materialtransport entlang der Rohrtrasse sorgte eine speziell von Rumpf Bau eingerichtete Mastkipp-Materialseilbahn.
Konkret kamen am Siebenbrunnenbach über die 739 m lange Rohrtrasse Gussrohre vom Typ Pur-Long-Life der Dimension DN200 und der Druckklasse PN40 zum Einsatz. Zudem wurde die gesamte Rohrleitung in schub- und zuggesicherter Variante verlegt. Dabei handelt es sich um eine form- und längskraftschlüssige Muffen-Verbindung, die auch Belastungen von extrem hohen Kräften widersteht. Je nach Nennweite können damit Betriebsdrücke von über 100 bar oder zulässige Zugkräfte von bis zu 200 kN aufgefangen werden. „Dank der schub- und zuggesicherten Rohrverbindung von TRM konnten wir somit auch auf die Errichtung von betonierten Fixpunkten verzichten“, erinnert sich Raphael Gressel.
Rohrverlegung in rekordverdächtigen sechs Wochen
Am 25. August dieses Jahres fiel der Startschuss. Das Team von Rumpf Bau konnte mit der Verlegung beginnen. „Im Trassenbereich haben wir Neigungen von 40 bis nahezu 60 Prozent vorgefunden. Diese Steilheit stellte höchste Anforderungen an Planung, Verlegetechnik und Logistik“, erinnert sich DDI Max Rumpf, Junior-Chef des Bauunternehmens. „Um den Materialtransport und die Rohrverlegung in diesem anspruchsvollen Gelände effizient und sicher zu bewältigen, haben wir eine Kombination aus Spinnenbagger Kaiser S12 und Mastkipp-Materialseilbahn eingesetzt. Diese innovative Lösung ermöglichte eine präzise und wirtschaftliche Umsetzung der Verlegearbeiten.“
Als besonderer Vorteil erwies sich dabei die einfache und schnelle Verlegbarkeit der Gussrohre von TRM – ein Faktor, der im alpinen Gelände entscheidend ist. Die Kombination aus Robustheit und Elastizität ermöglicht es, die Rohre ohne zusätzliches Bettungsmaterial direkt im Mutterboden zu verlegen. Dadurch reduziert sich der Aushub auf eine schmale Künette, was nicht nur die Eingriffe in den Hang minimiert, sondern auch Zeit und Kosten spart. Die bewährte Auf-Zu-Methode – wonach der Rohrgraben nach jeder Rohrlänge wieder verfüllt wird – erlaubt ein kontinuierliches Arbeiten, das weitgehend unabhängig von Witterungseinflüssen bleibt. Mit einer Tagesleistung von fünf bis sechs Rohren à sechs Meter zeigte sich, wie effizient diese Bauweise ist. In gerade einmal sechs Wochen gelang es dem Team von Rumpf Bau, die komplette Druckrohrleitung neu zu verlegen. „Eine rekordverdächtige Bauzeit“, attestieren auch die für den Vertrieb in Kärnten,
Während das Fassungsbauwerk aufgrund der ausgezeichneten Bausubstanz erhalten blieb, wurde der alte Entsander rückgebaut.
Ein neuer Entsander wurde auf rund 1.530 m Seehöhe implementiert.
Salzburg und der Steiermark zuständigen Mitarbeiter der TRM Rudi Stelzl und Igor Roblek der Baufirma eine Top-Leistung. Die Druckprüfung Anfang November war auf Anhieb erfolgreich.
Bestehende Wasserfassung in überzeugendem Zustand Neben der Verlegung der neuen Druckrohrleitung zeichnete Rumpf Bau auch für die Anpassung von Wasserfassung und Entsander verantwortlich, die ebenfalls im Spätsommer dieses Jahres erfolgreich umgesetzt werden konnte. „Mir war eben wichtig, dass ich einige Teile der Anlage erhalten konnte. Vorranging ist hierbei die alte Wasserfassung zu nennen, die sich bei genauerem Hinsehen in einem sehr guten Zustand befand“, erklärt Raphael Gressel und verweist auf die außergewöhnliche Materialgüte des Bauwerks aus den frühen 1950ern: „Der verwendete Beton ist derart widerstandsfähig, dass er noch 1.000 Jahre hält. Ich hätte auch keine Idee, wie wir den aus dem Graben rausschremmen könnten – so massiv und hart ist der. Außerdem haben sich die Erbauer schon einiges beim Konzept gedacht: Zum Beispiel wurde das Fassungsbauwerk auf über 1.540 m Seehöhe schon da-
Ausbauwassermenge: 30 l/s
• Bruttofallhöhe: 292 m
• Turbine: 1-düsige Peltonturbine
Fabrikat: Unterlercher
Ausbauleistung: 75 kW
• Druckrohrleitung: Guss
• Fabrikat: TRM (Tiroler Rohre GmbH)
Länge: 739 m Ø: DN200 Druckstufe: PN40
Tiefbauarbeiten: Rumpf Bau GmbH
• Planung: aste Energy
• Inbetriebnahme: Frühling 2026
Der Entsander wurde von der Firma Rumpf Bau komplett erneuert.
mals lawinensicher ausgeführt. Und das ist es heute noch.“ Auch die 40 m lange Überleitung DN300 von der Fassung zum Entsander konnte belassen werden. Nur eine wesentliche stahlbauliche Adaption wurde dann doch an der Fassung vorgenommen: Um eine Verlängerung in der Anströmung zu erreichen, wurde auf das bestehende Querbauwerk ein spe-
ziell konstruiertes Stahlbauteil aufgesetzt. Diese „Stahlpfanne“ wurde von Raphael Gressel selbst gemeinsam mit seinem Stahlbauer entwickelt.
Inbetriebsetzung steht unmittelbar bevor Gemäß den Plänen von Raphael Gressel und Planer Christoph Aste wurde auch das Krafthaus nicht komplett abgetragen. Die Außenhüllen wurden belassen, für den Einbau der neuen Maschine wurde das Gebäude allerdings entkernt und entsprechend baulich adaptiert. Mit Spätherbst dieses Jahres konnte das Gros der Bauarbeiten bereits abgeschlossen werden. Die Umsetzung des Maschinenbaus steht nun auf dem Programm. Konkret setzt der Betreiber bei der elektromaschinellen Ausrüstung seines neuen Kleinkraftwerks auf eine 1-düsige Peltonturbine vom Fabrikat Unterlercher, die auf eine Ausbauwasserwassermenge von 30 l/s und eine Fallhöhe von 292 m ausgelegt ist und somit eine Nennleistung von 75 kW erreicht. „Damit sollte uns ein Leistungssprung um das 3-Fache gelingen“, freut sich Gressel, der den bevorstehenden Inbetriebsetzungsarbeiten sehr zuversichtlich entgegenblickt. Noch im Winter soll der Maschinensatz erstmalig Strom liefern. Letztlich wird das Kraftwerk als Überschusseinspeiser fungieren und gleichzeitig als inselbetriebsfähige Anlage sicheren Ökostrom für den eigenen Betrieb, die Werkstätte, die Wohngebäude und Almhütten der Familie Gressel bereitstellen. Und auch die alte Käserei, die mittlerweile zum Freilichtmuseum gehört, soll wieder Strom aus dem Kraftwerk Siebenbrunnenbach beziehen. Nach erfolgreicher Inbetriebnahme in den kommenden Wochen kann das traditionelle Familienkraftwerk somit das nächste Kapitel aufschlagen und in eine neue Ära der Wasserkraftnutzung gehen.
Von 16. bis 17. Oktober fand die alljährliche Tagung von Kleinwasserkraft Österreich im malerischen Schloss Luberegg in Niederösterreich statt.
Österreichs Kleinwasserkraft blickt auf ein Jahr mit vielen Veränderungen zurück – und fordert endlich die nötigen politischen Rahmenbedingungen für weiteres Wachstum. Bei der Jahrestagung auf Schloss Luberegg in Niederösterreich erneuerte die Branche ihren Appell an die Regierung, die lange erwarteten Gesetze zur Elektrizitätswirtschaft (ElWG) und zur Beschleunigung des Erneuerbaren-Ausbaus (EABG) rasch zu beschließen. Zugleich stellte sich der Verein neu auf: Hannes Taubinger wurde am 15. Oktober zum neuen Präsidenten von Kleinwasserkraft Österreich gewählt.
Der Ausbau der Kleinwasserkraft als Stütze der Transformation werde durch politische und administrative Barrieren gebremst, der Bestand durch immer neue Eingriffe und Begehrlichkeiten der Politik gefährdet: „Nach weiteren sechs Monaten des Wartens brauchen wir endlich gute und verlässliche Rahmenbedingungen – vom ElWG bis zum EABG. Strom zu erzeugen muss attraktiv bleiben, und dafür benötigen wir Planbarkeit. Schon im Juni haben unsere Berechnungen gezeigt: Österreich verschenkt 550 Millionen kWh WasserkraftPotenzial allein mit den Beschleunigungsgebieten. Das darf nicht länger ungenutzt bleiben“, so Paul Ablinger, Geschäftsführer von Kleinwasserkraft Österreich, zu Beginn der Jahrestagung auf Schloss Luberegg in Niederösterreich.
Auch Hannes Taubinger, neuer Präsident von Kleinwasserkraft Österreich, unterstreicht die Relevanz der politischen Entscheidungen: „Angebot und Nachfrage machen auch den Strompreis. Wenn die Politik also billigeren Strom möchte,
Mit einem Geschenkskorb bedankt sich Hannes Taubinger bei seinem Vorgänger für seine Dienste als Präsident von Kleinwasserkraft Österreich.
muss sie mehr Angebot ermöglichen, also den Ausbau und die Revitalisierung der Wasserkraft fördern – statt durch Europas höchste Netzgebühren Stromimporte zu begünstigen!“
Vervielfachung der Speicherleistung bis 2040 notwendig Das Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz (EAG) und das zukünftige Elektrizitätswirtschaftsgesetz (ElWG) sehen eine stärkere Einbindung von Speichern und Energiegemeinschaften vor. Für Betreiber:innen von Kleinwasserkraftwerken eröffnen sich durch die Integration von Speichertechnologien neue Chancen, wie zusätzliche Vergütungsmodelle und eine direkte Teilhabe am wachsenden Flexibilitätsmarkt. „Unser Ziel ist es, Wasserkraft und Speichertechnologien so zu kombinieren, dass sie einen maximalen Beitrag zur Versorgungssicherheit und Stabilisierung des Energiesystems leisten können“, so Ablinger. Im Rahmen der Jahrestagung wurden unter anderem die Vorteile kleiner und großer Lösungen diskutiert: Pumpspeicher
Im Rahmen einer Podiumsdiskussion wurden auch heiße Themen aufgegriffen, die aktuell die Branche umtreiben.
Kleinwasserkraft-Präsidenten aus drei Generationen: Hanns Kottulinsky, Christoph Wagner und Hannes Taubinger (v.l.)
bieten hocheffiziente und langlebige Lösungen für spezifische Standorte. Batteriespeicher hingegen sind flexibel skalierbar und schaffen auch bei Kleinwasserkraftwerken, die keine Möglichkeit eines Wasserspeichers haben, einen bedeutsamen Mehrwert. Einigkeit zeigte sich in dem Punkt, dass für ein verlässliches Energiesystem der Zukunft jedes Potenzial genutzt werden muss.
Rentabel bleiben durch Innovation und Nachhaltigkeit „Wo Technologie auf Verantwortung trifft, stärken wir die Wettbewerbsfähigkeit und schaffen eine zukunftssichere Energieversorgung. Daher müssen alle Entscheidungen, die wir für die Kleinwasserkraft von morgen treffen, auf Effizienz und Nachhaltigkeit gleichermaßen einzahlen“, zeigt sich Ablinger überzeugt. Dass dieses Prinzip von der Branche bereits gelebt wird und der Einsatz von KI echten Mehrwert liefert, zeigen zahlreiche Projekte: KLIWASIM, gefördert durch den Kima- und Energiefonds, unterstützt dabei, die Wirtschaftlichkeit von Standorten unter Berücksichtigung verschiedener Klimawandelszenarien abzuschätzen und gibt Entscheidungshilfe für Investitionen. Das Spin-Off Purple Energy hat ein Prognosetool für Stromerzeugung und Energieverbtauch entwickelt, das dazu beiträgt, den Ertrag von Kleinwasserkraftwerken zu steigern.
Großes Potenzial sieht die Branche auch im sogenannten Zero-Impact-Ansatz. Durch die Kombination aus smarter Steue-
präsentierten sich im
der
Im
Auch der Geschäftsführer von Kleinwasserkraft Österreich Paul Ablinger (li) ist ein gefragter Gesprächspartner.
rung, fischfreundlicher Technik und gezieltem Eingriff in bestehende Strukturen lässt sich Kleinwasserkraft nutzen, ohne den Fluss oder seine Bewohner zu belasten. Der Ansatz verbindet Ökologie, Technik und Wirtschaftlichkeit und macht Kleinwasserkraft langfristig zukunftssicher. Dazu zählen digitale Simulationen, schonende Wasserentnahmen, fischfreundliche Turbinen, Revitalisierungen statt Neubauten oder ökologische Monitoring-Systeme.
Niederösterreichischer Landessprecher wird neuer Präsident Der Tagung vorangegangen ist die Generalversammlung von Kleinwasserkraft Österreich und damit auch die Wahl eines neuen Präsidenten. Nach fast zwei Jahrzehnten übernimmt der bisherige niederösterreichische Landessprecher Hannes Taubinger (49) das Staffelholz von Langzeitpräsident Christoph Wagner. „Kleinwasserkraft Österreich wird mit mir als Präsident weiter konstruktiv mitarbeiten, damit elektrische Energie in Österreich noch nachhaltiger wird und dabei kostengünstig und sicher bleibt. Aber wir werden auch auf Fehlentwicklungen deutlich hinweisen“ betont Taubinger. Taubinger selbst könnte nicht enger mit der Kleinwasserkraft verbunden sein: Seit über zehn Jahren ist er geschäftsführender Gesellschafter der Anton Kittel Mühle Plaika Gruppe und damit für Betrieb und Errichtung von 18 Kleinwasserkraftanlagen, Stromnetz, Stromvertrieb, Stromgroßhandel und Mühlenbetrieb verantwortlich.
Die Kleinwasserkrafttagung gilt als optimale Gelegenheit für BranchenNetworking. Im Bild: Rechtsanwalt Berthold Lindner (re).
Mit ihrem Beschneiungs-Kraftwerk ist der Riesneralm eine Pionierleistung gelungen. Skifahrer schätzen das nachhaltige Konzept des Betriebs.
Fünf Jahre ist es bereits her, seit die Riesneralm im steirischen Donnersbachwald ihr zweites Kleinwasserkraftwerk in Betrieb genommen hat. Doch das Beschneiungs-E-Werk – und das zugrunde liegende Konzept – sorgen immer noch für mediales Aufsehen. Nachdem die Wintertouristiker dafür im Frühling bereits den „Green Mountain Award“ des internationalen Skiareatest in Kitzbühel entgegennehmen durften, freuten sich die Verantwortlichen, dass sie diesen Herbst ihr Projekt erstmalig in einem internationalen Rahmen – und zwar an der weltgrößten Wasserkraftveranstaltung Hydro 2025 im griechischen Thessaloniki – präsentieren konnten. Die Resonanz macht die findigen Steirer stolz. Schließlich ist es ihnen gelungen, ihr Konzept eines entschleunigten Wintersportbetriebs, das einen Gegenentwurf zum „Over-Tourism“ anderer Skigebiete darstellt, erfolgreich in die Tat umzusetzen. Die wirtschaftliche Basis dafür liefern zwei leistungsstarke Kleinkraftwerke.
Das Skigebiet Riesneralm im obersteirischen Donnersbachwald gilt schon seit längerem als echter WintersportGeheimtipp. Wer sich auf den Weg in den Talschluss des Donnersbachtals macht, folgt nicht dem Ruf der großen Mega-Ski-Arenen mit ihrem dröhnenden Après-Ski-Halligalli. Im Gegenteil, zur Riesneralm kommen Familien, Ski-Puristen und all jene, die es noch gemütlich, überschaubar und heimelig haben – und die dabei dennoch viel zum Skifahren kommen wollen. „Mit unseren 32 Pistenkilometern können wir mit den großen Skischaukeln in Sachen Ausdehnung zwar nicht mithalten. Dafür punkten wir mit einem anderen, ganz wesentlichen Vorteil. Wir geben den Leuten individuellen Raum für ihren Sport: Bei uns sind im Winter maximal 3.000 Leute gleichzeitig unterwegs, wodurch auf den Pisten für jeden Einzelnen mehr Platz zur Verfügung steht als bei den großen Mitbewerbern. Unser Motto lautet daher: ‚Mehr Skifahren – weniger Liftfahren‘“, erklärt Geschäftsführer Erwin Petz im Interview mit zek HYDRO. Er verweist darauf, dass die Riesneralm aufgrund der Abgelegenheit des Tals auch hohe Qualität bieten müsse, damit die Leute kommen. „Klein und billig“ – das wäre zu wenig. Daher sei ein Erfolgsrezept der Steirer eine hohe Innovations- und Investitionsbereitschaft. Schließlich gilt die Riesneralm als wichtigster Arbeitgeber des Tals. Erwin Petz spricht von der „Lebensader“ der Region: „Der Tourismus ist für
uns essentiell. Im Dorf Donnersbachwald treffen heute schon 120.000 Nächtigungen pro Jahr auf rund 300 Einwohner. Dabei gilt es eine Gratwanderung zu bewältigen: Nämlich, dass wir einerseits Qualitätstourismus bieten und andererseits den Charakter unseres Dorfs beibehalten wollen, das auch für künftige Generationen lebenswert bleiben soll. Für uns steht fest: Wenn sich der Einheimische wohlfühlt, dann kann sich auch der Gast wohlfühlen.“
Steirer präsentieren Leuchtturmprojekt international Was die Riesneralm tatsächlich von den allermeisten anderen Skigebieten in den Alpen unterscheidet, ist ein Nachhaltigkeitskonzept, das konsequent gelebt und jedes Jahr weiter umgesetzt wird. Das beginnt bei strategischen Investitionen in die umgebende Hotellerie, die Gastronomie, Skilifte bis hin zur Umsetzung eines richtungsweisenden Beschneiungsprojekts auf Basis von Wasserkraftnutzung. Tatsächlich ist den Steirern mit ihrem Beschneiungs-E-Werk ein international anerkanntes Leuchtturmprojekt gelungen, das im Herbst sogar bei der Veranstaltung Hydro 2025 in Griechenland für Aufsehen sorgte. „Die Präsentation in Griechenland war für uns eine herausragende Geschichte. Und auch die Verleihung des ‚Green Mountain Awards‘ in Kitzbühel im Frühjahr war eine schöne Bestätigung für die Richtigkeit unseres Weges“, freut sich Erwin Petz.
Beschneiungs-E-Werk und Pumpwerk unter einem Dach.
Er verweist darauf, dass das System es nun ermöglicht, Energie für die Beschneiungsanlagen umweltfreundlich zu erzeugen und zu verwerten, wodurch der Betrieb nicht nur effizienter, sondern auch ökologisch verträglicher gestaltet werde.
Wasser des Donnersbachs wird drei Mal genutzt Ausgangspunkt und Initialzündung für das Projekt waren Überlegungen für einen vierten Speicherteich für die künstliche Beschneiung. Petz: „Es stand der Plan im Raum, am Berg einen weiteren Beschneiungsteich mit 80.000 m3 Fassungsvermögen zu bauen. Das hätte damals, vor rund zehn Jahren, etwa 3 Millionen Euro gekostet und wäre auch ein massiver Eingriff in die Natur gewesen. Diese Kosten hätte man ja refinanzieren müssen. In unserem Fall natürlich über eine Erhöhung der Liftkartenpreise. Aber das wollten wir nicht. Und vor diesem Hintergrund haben wir uns als Alternative die Möglichkeiten mit einem weiteren Kraftwerk am Donnersbach überlegt – und damit ging es los.“ Man investierte in der Folge rund 5 Millionen Euro in ein Kraftwerk und den Ausbau der Beschneiungsinfrastruktur, um das Projekt auf Schiene zu bringen. „Nach 3-jähriger, zäher Verhandlungsphase konnten wir 2019 in die Umsetzung gehen. Der Clou des Anlagenkonzepts: Wir nutzen das Wasser des Donnersbachs gleich drei Mal. Zuerst turbinieren wir das Wasser im Oberlieger-Kraftwerk Hinterwald, das eine Leistung von 780 kW hat. Danach übernehmen wir das Wasser direkt – also ohne eigenes Fassungsbauwerk, nur über ein Beruhigungsbecken – für das neue Beschneiungs-Kraftwerk, das eine Leistung von 502 kW hat. Und
in einem dritten Schritt können wir über eine Pumpstation, die im gleichen Gebäude wie der Maschinensatz des Kraftwerks untergebracht ist, das Wasser zu den Schneilanzen auf den Pisten pumpen“, erläutert Petz das Prinzip der dreifachen Nutzung. Speziell die Tatsache, dass man auf diese Weise das zur Stromerzeugung genutzte Wasser in einem Zug in Maschinenschnee umwandeln kann, macht das Projekt so einzigartig.
Turbinenschaufeln nach Hochwasser beschädigt Was die technische Ausrüstung des Kraftwerks anbelangt, so hatten die Betreiber von Anfang an sehr konkrete Vorstellungen, wie Erwin Petz ausführt: „Wir haben im Oberlieger-Kraftwerk schon sehr gute Erfahrungen mit der Diagonal-Turbine der Firma Geppert gemacht. Vor allem deshalb, weil wir damit auch bei geringem Wasserdargebot immer noch effektiv Strom erzeugen können. Gerade im Jänner ist es manchmal so, dass wir über sehr wenig Wasser verfügen und mitunter die Maschine ganz abstellen müssen.“ Ausgelegt ist die Turbine auf eine Ausbauwassermenge von 2 m3/s und eine Netto-Fallhöhe von 30,5 m. Mitte Mai 2020 wurde der Maschinensatz offiziell ans Netz genommen und überzeugte in der Folge die Betreiber im täglichen Betrieb. Dennoch kam es zu einem außerplanmäßigen Stillstand im Jahr 2023, als ein massives Hochwasser zu einem veritablen Schaden an der Turbine führte. „Das Hochwasser war an diesem Tag derart extrem, dass Schwemmholz in das Beruhigungsbecken eindringen konnte – und Teile davon über die Druckrohrleitung bis zum Turbinenlaufrad gelangten. Die Folge davon war, dass es zu mechani-
Bei der steuerungs- und leittechnischen Ausrüstung des Kraftwerks war das Team von MBK gefordert, über Standardlösungen hinauszugehen.
schen Schäden an den Turbinenschaufeln gekommen ist und damit eine Reparatur unumgänglich wurde“, erzählt der Geschäftsführer, der in diesem Zusammenhang lobend die Kooperation mit den Tiroler Turbinenbauern hervorhebt, die das Laufrad in vergleichsweise kurzer Zeit – etwa zwei Monaten - wieder in Schuss gebracht hatten.
Steuerungstechnische Speziallösungen aus der grünen Mark Viel Lob findet Erwin Petz auch für die Zusammenarbeit mit jener Firma, die für die Umsetzung der kompletten elektro- und leittechnischen Ausrüstung der Anlage verantwortlich zeichnete: die MBK Energietechnik GmbH aus dem steirischen Ilz. „Unsere Anlage ist im Grunde ja ein Hybrid, die sowohl klassische Kraftwerkstechnik als auch Pump- und Beschneiungstechnik in sich vereint. Und da brauchten wir einen Partner, der diese Eigenschaften optimal steuerungstechnisch abbilden – und vor allem auch in unser übergeordnetes Leitsystem einbinden kann. Zudem wurde die neue Station in das bestehende 30kV-Netz der Riesneralm integriert. Das alles wurde vom Team von MBK mustergültig umgesetzt“, sagt Petz. Wegen der besonderen Konstellation der Anlage – einerseits ist diese direkt an das Unterwasser des Oberliegers angeschlossen, und andererseits ist dem Betrieb der Pumpstation höhere Priorität einzuräumen – waren steuerungstechnisch einige Sonderlösungen gefragt, bei denen die steirischen Branchenspezialisten durchaus gefordert waren. Das bestätigt auch MBK-Geschäftsführer Christian Mund: „Gerade solche Sonderlösungen machen Anlagen für uns interessant, wenn Anforderungen die gängigen Standards übertreffen. Und – wenn einer Anlage ein
überzeugendes Grundkonzept zugrunde liegt, wie im Fall der Riesneralm.“ Für die Betreiber hat sich die innersteirische Partnerschaft auch über die Projektabwicklung hinaus bewährt, wie Erwin Petz nicht unerwähnt lässt: „Für uns ist es sehr wichtig, dass wir einen kompetenten Partner an der Seite haben, der uns prompt und professionell unterstützt, wenn bei uns Fragen oder Probleme auftauchen.“
Stromvermarktung wird zum wirtschaftlichen Standbein Heute produzieren die beiden Kraftwerke im Regeljahr rund 6,2 Millionen kWh. Für den Betrieb von Beschneiung, Hotel, Lift und Skihütten verbraucht die Riesneralm je nach Winter zwischen 2,4 und 2,8 Millionen kWh. Der Rest wird am freien Strommarkt verkauft. Auf diese Weise ist der Stromhandel neben dem Lift und dem Gastro- bzw. Hotelleriebetrieb zum dritten wirtschaftlichen Standbein des Unternehmens geworden. „Dabei war es für uns anfänglich nicht einfach, einen guten Preis für unseren Strom zu erzielen“, erzählt Erwin Petz. „Aufgrund unseres stark wechselnden Eigenbedarfs bekamen wir nicht dieselbe Vergütung wie Anbieter, die 100 Prozent ihrer Produktion zusagen können. Das spielt allerdings mittlerweile keine große Rolle mehr, weil wir heute unseren Strom im Rahmen einer Energiegemeinschaft vermarkten.“
Mit Blick auf eine nachhaltige Entwicklung der Region, auf Ökologie und Wirtschaftlichkeit ist es der Riesneralm gelungen, ein wegweisendes Konzept umzusetzen, das europaweit auf große Resonanz und Zustimmung stößt. Die Ressourcen schonende Energiegewinnung bei gleichzeitiger Beschneiung gilt mittlerweile als Pionierleistung im alpinen Raum.
Kraftwerkstyp: Beschneiungs-Kraftwerk
• Bruttofallhöhe: 32,5 m
Ausbauwassermenge: 2 m3/s Turbine: Diagonal-Turbine (Geppert)
• Engpassleistung: 502 kW
Drehzahl: 600 Upm
• Generator: synchron (Hitzinger)
Automationstechnik: MBK Energietechnik
Jahreserzeugung: ca. 2,5 GWh
• Inbetriebnahme: Mai 2020
Das Kraftwerk Hubalpenbach wurde zwischen 2023 und 2025 von österreichischen Wasserkraftspezialisten grundlegend modernisiert.
Das 1984 fertiggestellte Kleinwasserkraftwerk Hubalpenbach der Familie Draxler in der Salzburger Gemeinde Hüttschlag wurde in den vergangenen beiden Jahren umfassend modernisiert. Dabei wurde sowohl der Stahlwasserbau an der Wehranlage als auch das elektromechanische und leittechnische Equipment im Krafthaus von bewährten österreichischen Unternehmen auf Vordermann gebracht. Die 2-düsige Pelton-Turbine mit 1,8 MW Leistungskapazität wurde von den Kärntner Branchenexperten EFG Turbinenbau zwischen Herbst 2023 und Frühjahr 2024 grundlegend saniert. Im Oktober 2025 stellten die Automatisierungsspezialisten der Schubert CleanTech GmbH bei der Modernisierung der Regelungstechnik ihr Können unter Beweis. Innerhalb von nur zehn Tagen sorgten die Niederösterreicher für die Kompletterneuerung des Steuerungssystems.
Dass die Stromerzeugung aus der erneuerbaren Ressource Wasser bei der Familie Draxler hoch im Kurs steht, ist dem weitsichtigen Wirken des 2017 verstorbenen Prof. Dr. Peter Draxler zu verdanken. Der ehemalige Rechtsbeistand und Landessprecher des Vereins Kleinwasserkraft Österreich war in Salzburg und Niederösterreich als Kraftwerksbetreiber aktiv und hat darüber hinaus im südeuropäischen Albanien zwei komplett neue Wasserkraftwerke realisiert.
Zeit für Generalrevision
In der Salzburger Gemeinde Hüttschlag hatte Peter Draxler 2007 das Kleinwasserkraftwerk Hubalpenbach erworben, das seit 1984 sauberen Strom erzeugt. Nach dem Tod von Peter Draxler wird die mittlerweile 41 Jahre alte Ökostromanlage von seiner Witwe Christine Draxler und seinem Sohn Alexander Draxler betrieben. Grundsätzlich handelt es sich bei dem Pongauer Kraftwerk um eine klassische Ausleitungsanlage im alpinen Raum. Das Triebwasser wird an der Wehranlage durch einen Tiroler Rechen aus dem Gewässer entnommen und über eine rund 2.000 m lange Druckrohrleitung zur Stromerzeugung ins Krafthaus geführt. „Nach mehreren Jahrzehnten Dauerbetrieb hatten die Sedimente im Triebwasser deutli-
chen Verschleiß an der Pelton-Turbine und dem Absperrorgan verursacht. Zudem waren auch der Stahlwasserbau an der Wehranlage und die Kraftwerkssteuerung in die Jahre gekommen. Deswegen wurden in den vergangenen beiden Jahren grundlegende Sanierungs- und Modernisierungsmaßnahmen durchgeführt“, erklärt Alexander Draxler. Der Betreiber lässt nicht unerwähnt, dass zur Umsetzung der Erneuerungsprojekte bewusst österreichische Unternehmen ausgewählt wurden, die in der Wasserkraftbranche einen hervorragenden Ruf genießen.
Stahlwasserbaukomponenten erneuert
Für die Teilerneuerung des Stahlwasserbaus an der Wehranlage, die im Herbst 2023 während der Niederwasserperiode startete, sorgte das steirische Unternehmen Mayrhofer Maschinenbau. Alexander Draxler zufolge sollte mit der Moder-
nisierung der Wasserfassung, an der die Absperrschützen vor dem Umbau nur händisch bedient werden konnten, eine Optimierung des Geschiebemanagements erzielt werden. Um der Geschiebethematik Herr zu werden, wurden die bestehenden Absperr- und Regulierorgane mit elektromechanischen Antrieben ausgestattet. Durch Zeitschaltung wird eine automatische Spülung in Gang gesetzt. Zusätzlich ist die Anlage im Stande, über Wasserstandsonden frühzeitig Hochwässer und stärkere Sedimentführungen zu erkennen und entsprechend zu reagieren. Zudem wurde auch der alte Seilrechenreiniger am Einlaufbereich durch ein modernes Rechenreinigungssystem ersetzt. Dazu lieferte Mayrhofer einen neuen Rechenreiniger in Teleskoparmausführung. Die Putzharke der pegel- und zeitgeregelten Maschine entfernt zuverlässig Geschwemmsel von der Rechenfläche und befördert dieses in eine Spülrinne, die das Treibgut schließlich in den Unterwasserbereich der Wehranlage abführt.
Kärntner beweisen Revitalisierungskompetenz
Der horizontalachsige Maschinensatz im Krafthaus, der aus einer 2-düsigen Pelton-Turbine mit 1.797 kW Engpassleistung und einem direkt gekoppelten Synchron-Generator besteht, wurde zwischen Herbst 2023 und Frühjahr 2024 auf Vordermann gebracht. Im Rahmen der Turbinenrevision konnte der Wasserkraftallrounder EFG Turbinenbau seine Revitalisie-
rungskompetenz einmal mehr unter Beweis stellen. Die im Kärntner Feldkirchen ansässigen Branchenexperten waren schon für die elektromaschinelle Ausstattung des Draxler-Kraftwerks Stranik in Albanien zuständig. „Beim Kraftwerk Stranik wurden 2024 die beiden Francis-Turbinen aus chinesischer Produktion, die eine Unmenge an Problemen verursacht hatten, durch zwei leistungsstarke 2,5 MW-Maschinen von EFG ersetzt“, sagt EFG-Geschäftsführer Werner Goldberger: „Beim Kraftwerk Hubalpenbach wurden wir mit der Generalsanierung der maschinellen Komponenten der Turbine und dem Absperrorgan sowie dem Generator beauftragt. Während die Generatorsanierung vom Subauftragnehmer ESKO erledigt wurde, hat EFG ein umfassendes Revitalisierungsprogramm am Absperrkugelhahn, den beiden Turbinen-Düsenstöcken und der Turbinenbaugruppe Laufrad-Welle durchgeführt. Werner Goldberger betont, dass – bedingt durch die lange Einsatzdauer – beträchtlicher Verschleiß an den mit Wasser benetzten Turbinenteilen wie Düsenglocken, Düsennadelspitzen, aber auch am Laufrad aufgetreten war. Diese Komponenten wurden im Rahmen der Sanierung mit einer Wolframcarbid-Schutzbeschichtung versehen, um zukünftigem Verschleiß bestmöglich entgegenzuwirken. Bereits vor der Demontage im November 2023 wurde von EFG eine Anlagenmessung inklusive Analyse und Auswertung durchgeführt, um mögliches Potential für eine Leistungssteigerung zu eruieren. Nach dem Eintreffen der Turbine im Werk wurde die Maschine komplett zerlegt und die einzelnen Komponenten individuell geprüft und befundet. Dabei zeigte sich, dass die Turbinenwelle nach entsprechenden Ergebnissen aus der Rissprüfung komplett erneuert werden musste. Da eine Schweißreparatur des Laufrads aus wirtschaftlichen Gründen nicht sinnvoll war, wurde auch dieses komplett neu gefertigt. Die elektromaschinelle Revitalisierungskur konnte innerhalb weniger Monate erfolgreich umgesetzt werden, bereits im April 2024 hat der Maschinensatz wieder sauberen Strom produziert.
Schubert CleanTech GmbH erneut am Zug
Rund 1,5 Jahre später wurde im Herbst 2025 die Kraftwerkssteuerung vom niederösterreichischen Automatisierungsex-
Kraftwerkstyp: Ausleitungskraftwerk
• Länge Druckrohrleitung: ca. 2.000 m
Ausbauwassermenge: 800 l/s
• Fallhöhe: 260 m
Turbine: 2-düsige Pelton-Turbine
• Turbinenachse: Horizontal
Drehzahl: 750 U/min
• Engpassleistung: 1.797 kW
Generator: Synchron
Kühlung: Luft
Nennscheinleistung: 2.150 kVA
perten Schubert CleanTech GmbH auf den modernen Stand der Technik gebracht. Laut Christian Schwarzenbohler, dem Divisionsleiter Energieerzeugung bei Schubert, ist die Geschäftsbeziehung der Niederösterreicher mit der Familie Draxler bereits vor ca. 25 Jahren entstanden: „Die ersten SchubertProjekte für Peter Draxler haben bereits um das Jahr 2000 bei der Revitalisierung des Kraftwerks Wilhelmsburg in Niederösterreich begonnen. 2012 wurde dann das neu gebaute Kraftwerk Zall Torre in Albanien von Schubert komplett ausgestattet und automatisiert. 2024 folgte bei der Generalerneuerung des Draxler-Kraftwerks Stranik – das Oberliegerkraftwerk der Anlage Zall Torre – der Auftrag zur Ausführung des gesamten elektro- und leittechnischen Equipments. Im heurigen Jahr wurden wir dankenswerterweise von Alexander Draxler mit der Erneuerung des Steuerungssystems beim Kraftwerk Hubalpenbach beauftragt.“
Modernes Steuerungssystem installiert
Kraftwerk am Stand der Technik
Alexander Draxler zieht ein durchwegs positives Fazit über die Generalsanierung des Kraftwerks Hubalpenbach: „Ich bin sehr zufrieden mit dem Ergebnis, die beteiligten Unternehmen haben alle eine gute Leistung abgeliefert. Mit der neuen Steuerung ist die Überwachung und Bedienung des Kraftwerks viel einfacher und gleichzeitig auch komfortabler geworden. Wir können nun mittels Laptop oder Smartphone ortsunabhängig auf die Steuerung zugreifen und gegebenenfalls Anpassungen vornehmen – das war vorher nicht der Fall. Auch die Sanierungen am Maschinensatz und an der Wasserfassung waren definitiv kein Fehler. Alle Maßnahmen zusammengenommen haben dazu geführt, dass die Anlage mit hoher Effizienz läuft. Wir gehen davon aus, dass sich das zukünftig auch in einer etwas höheren Stromproduktion niederschlagen wird.“
Christan Schwarzenbohler weist darauf hin, dass die alte Leittechnik des Kraftwerks ihren Zenit bereits weit überschritten hatte. Die alte Steuerung, bei der einige Komponenten bzw. Ersatzteile nicht mehr zu beschaffen waren, stand bereits annähernd 20 Jahre in Betrieb und verursachte sehr oft Fehlauslösungen. „Bei der im Oktober 2025 durchgeführten Steuerungsmodernisierung wurden sämtliche aktuell erforderlichen Einrichtungen in Bezug auf Netzverträglichkeit, IT-Sicherheit, Monitoring und Fernbedienbarkeit nachgerüstet. In diesem Zuge erfolgte zudem eine Komplettüberprüfung der elektrotechnischen Komponenten hinsichtlich Funktionalität und Anlagensicherheit. Damit ist das Kraftwerk nun am Stand der Technik und für einen wirtschaftlichen Betrieb in den nächsten Jahrzehnten bestens gerüstet“, sagt der Divisionsleiter. Der Schubert-Leistungsumfang für das Projekt umfasste eine ganze Reihe von Maßnahmen. Dazu zählten der Austausch diverser Sonderkomponenten und Messinstrumente, die Überprüfung der Einstellwerte und Auslösezeiten aller Schutzrelais mittels speziellem Schutzprüfgerät, die Komplettsanierung der Rohrbruchsicherungssteuerung und die thermographische Überprüfung aller Anlagenteile. „Dank der sauberen und detaillierten Vorbereitungsphase ist es gelungen, das Projekt innerhalb von nur zehn Tagen erfolgreich abzuschließen. Nachdem die Anlage am 14. Oktober außer Betrieb ging, konnte bereits am 23. Oktober mit der neuen Steuerung wieder ans Netz synchronisiert werden“, so Christian Schwarzenbohler.
Liefert auch zuverlässig Strom aus dem Abwasser: Eine von zwei neuen
Seit September dieses Jahres ist die Abwasserreinigungsanlage Buholz im Schweizer Emmen in der Lage, Ökostrom aus dem Gefälle des gereinigten Abwassers zu erzeugen. Zu diesem Zweck wurden zwei baugleiche Ossberger-Durchströmturbinen installiert, die auf jeweils 42 kW Leistung ausgelegt sind. Dank der robusten Bauart bewährt sich die widerstandsfähige Crossflow-Technologie auch an diesem speziellen Einsatzort. In Summe liefern beide Maschinen genug Strom, um etwa ein Viertel des gesamten Strombedarfs der neuen Reinigungsstufe in der größten Abwasserreinigungsanlage im Kanton Luzern abzudecken.
Anfang 2016 trat in der Schweiz eine Änderung des Gewässerschutzgesetzes in Kraft, wonach die großen Kläranlagen verpflichtet wurden, eine spezielle Anlage zur Elimination von Spurenstoffen zu errichten. In der so genannten vierten Reinigungsstufe werden demnach Mikroverunreinigungen, wie etwa die Rückstände von Medikamenten, Kosmetika oder Pestiziden, herausgefiltert. Von dieser Vorgabe betroffen war auch die Abwasserreinigungsanlage (kurz: ARA) Buholz in Emmen im Schweizer Kanton Luzern, die im Besitz des Gemeindeverbands REAL – „Recycling, Entsorgung, Abwasser Luzern“ – ist. Sie gilt als die größte Abwasserreinigungsanlage der Zentralschweiz und hat demnach eine bedeutende Rolle in der Abwasserbehandlung der Region Luzern inne. Die ARA Buholz reinigt das Abwasser von zehn Gemeinden im Luzerner Ballungsraum und weist ein Einzugsgebiet von 200.000 Einwohnern und Einwohnerinnen auf, hinzu kommen circa 50.000 Einwohner-Einheitswerte aus Industrie und Gewerbe. Zwischen August 2023 und Juni 2025 wurde das Erweiterungsprojekt für den Ausbau um die vierte Reinigungsstufe an der ARA Buholz erfolgreich umgesetzt.
Einfachheit als Grundlage für hohe Zuverlässigkeit
„Mit dem Bau der neuen Reinigungsstufe wurde auch eine hydroelektrische Nutzung des Wassers eingeplant, das nach erfolgter Reinigung immerhin einen Höhenunterschied von 4 Metern netto überwindet, bevor es in den Vorfluter Reuss gelangt“, erklärt Alexander Kleiner von der REAL Abwasser. Zu
diesem Zweck sollten zwei baugleiche Durchströmturbinen des deutschen Wasserkraftspezialisten Ossberger parallel zueinander in den beiden Auslaufbecken der Kläranlage installiert werden. Warum die Betreiber auf die bewährte Crossflow-Technik des bayerischen Traditionsunternehmen setzten, liegt auf der Hand: Die Robustheit und das sehr breite Einsatzspektrum. Der Umstand, dass eine Ossberger-Durchströmturbine lediglich drei bewegliche Teile hat, steht für die Einfachheit ihres Konzepts und begründet letztlich die hohe Zuverlässigkeit der Maschine. Und dank ihres Aufbaus mit den zwei Zellen im Inneren der Turbine, die unabhängig vonein-
Einheben des Turbinengehäuses. Ein starkes Argument für die OssbergerDurchströmturbine war auch der vergleichsweise geringe Platzbedarf.
ander arbeiten können, ist sie zudem hervorragend geeignet, Strom auch bei geringstem Wasserdargebot zu produzieren. Ein weiteres überzeugendes Argument für den Einsatz der Durchströmturbinen an der ARA, wo die Wassermengen starken Schwankungen unterworfen sind.
Vollautomatische Regelung des Turbinenbetriebs
„Der Aufbau der beiden Turbinen besteht im Wesentlichen aus je einem Einlaufrohr, das in den Ablauf des jeweiligen Auslaufbeckens integriert ist. An dieses Rohr ist eine Absperrklappe angeflanscht. Über ein Übergangsstück wird das Triebwasser anschließend in die Turbine geleitet“, erläutert Christian Habermann, Technischer Leiter bei Ossberger, das Grundprinzip und geht noch etwas ins Detail: „Eine Füllstandsonde im Auslaufbecken erfasst kontinuierlich den Wasserstand. Das von der Sonde erzeugte Signal steuert den Leitapparat der Turbine, der je nach Wasserstand geöffnet oder geschlossen wird. Auf diese Weise wird die durchströmende
Kraftwerkstyp: Kläranlagen-Kraftwerk
Nettofallhöhe: 4 m
• Ausbauwassermenge [je Maschine]: 1.313 l/s
Turbinen: Durchströmturbinen (2 x)
Fabrikat: OSSBERGER
• Nennleistung [je Maschine]: 42 kW
Generator Drehzahl: 1.010 Upm
Getriebe Übersetzung: 1 : 6,733
Inbetriebnahme: September 2025
Wassermenge automatisch geregelt, sodass sich der Wasserspiegel auf dem vorgegebenen Sollwert einpendelt und konstant gehalten wird.“ Die beiden von Ossberger gelieferten Maschinen sind auf eine Netto-Fallhöhe von 4 m und eine Ausbauwassermenge von je 1.313 l/s ausgelegt. Über ein Getriebe mit der Übersetzung 1:6,733 wird die spezifische Turbinendrehzahl auf die Nenndrehzahl des Generators 1.010 U/min moduliert. Der Generator wandelt die mechanische Energie schließlich in elektrische Energie um. Beide Ossberger-Durchströmturbinen in der ARA Buholz kommen auf eine Nennleistung von jeweils 42 kW. Der gesamte Lieferumfang des bayerischen Wasserkraftspezialisten umfasste dabei die komplette Elektromechanik, angefangen von Turbine und Regler, über die Steuerung und Einspeisung, Getriebe, Generator bis hin zur Absperrklappe, der Montage und der Inbetriebnahme. Die Steuerung der Maschinen wurde dabei in die übergeordnete Leitstellensteuerung implementiert, sodass eine umfassende zentrale Kontrolle gewährleistet ist.
Die Inbetriebnahme der Turbinen erfolgte im September 2025 – unmittelbar nach der Inbetriebnahme der neuen Reinigungsstufe. Die Erfahrungen aus den ersten Betriebswochen beschreibt der Bereichsleiter Abwasser der REAL Alexander Kleiner durchwegs positiv: „Unsere Erfahrungen sind bislang sehr gut. Die Turbinen laufen problemlos und weitgehend störungsfrei. Heute liefern sie rund ein Viertel des Strombedarfs der neuen Reinigungsstufe.“ Das erfolgreich abgeschlossene Projekt an der ARA Buholz zeigt eindrucksvoll, dass auch an ungewöhnlichen Standorten wie einer Kläranlage effektiv hydroelektrisch Ökostrom erzeugt werden kann. Voraussetzung dafür ist nicht nur eine gewisse Offenheit im Denken, sondern natürlich auch der Einsatz von dafür geeigneter Technologie. Dass sich die robusten und zuverlässigen Durchströmturbinen von Ossberger dafür anbieten, bestätigt nicht nur der Erfolg im ARA Buholz, wie Ossberger-Gebietsverkaufsleiter Markus Sauerbeck betont: „Im Bereich der Energieerzeugung an Klärwerken ist Ossberger bereits seit Jahren erfolgreich tätig. Wir konnten zahlreiche Kläranlagen und Wasseraufbereitungsbetriebe mit unseren zuverlässigen und langlebigen Maschinensätzen ausstatten. Auch in diesem Einsatzbereich beweist sich die Durchströmturbine als effiziente und robuste Lösung.“ Die bayerischen Wasserkraftspezialisten sind in diesem Sektor weltweit aktiv und planen bereits weitere Projekte dieser Art.
Die beiden sanierten Hochbehälter links und das Gebäude für das Trinkwasserkraftwerk Starkenbach rechts – alles am neuesten Stand der Technik.
Mit dem neuen Projekt Trinkwasserkraftwerk Starkenbach schlägt die Gemeinde Schönwies gleich mehrere Fliegen mit einer Klappe: Versorgungssicherheit, nachhaltige Energiegewinnung und zusätzlicher Schutz vor Naturgefahren. Ausgelöst durch einen Totalausfall der Wasserversorgung im Jahr 2022 verfolgten die Verantwortlichen der Oberländer Gemeinde die Idee, den enormen Wasserdruck der Alfutz-Quellen nicht länger ungenutzt zu drosseln, sondern diesen in Strom umzuwandeln. Nun liefert ein moderner Maschinensatz jährlich rund 350.000 Kilowattstunden saubere Energie – genug, um die öffentlichen Gebäude und die Straßenbeleuchtung der Gemeinde zu versorgen. Mitte Juni 2025 wurde das Vorzeigeprojekt gemeinsam mit den Gemeindebürgern und -bürgerinnen feierlich eröffnet.
Im Frühjahr 2022 wurde die Gemeinde Schönwies im Tiroler Oberinntal jäh mit der Verletzlichkeit ihrer Wasserversorgung konfrontiert: Ein Materialermüdungsbruch am Druckreduzierventil im Hochbehälter Starkenbach führte zu einem Totalausfall der Trinkwasserversorgung im Ortsgebiet, 1.700 Einwohnerinnen und Einwohner waren betroffen. „Als wir unser Trinkwassersystem kurze Zeit später wieder in Betrieb genommen hatten, zeigte sich das nächste Ungemach: Wir hatten nun mit Lufteinschlüssen und Abplatzungen in den Leitungen zu kämpfen. Das Trinkwasser trübte sich ein, und durch mehrere Druckschläge kam es zu Rohrbrüchen“, schildert Bürgermeister DI Reinhard Raggl die Probleme mit dem Trinkwassernetz vor gut drei Jahren. Dabei zeigte sich auch eindrücklich, welche Kräfte im Trinkwasser stecken, das mit bis zu 42
Der alte Hochbehälter vor der Sanierung. Dieser verfügte in seiner ursprünglichen Ausführung über nur eine Wasserkammer.
bar aus den hoch gelegenen Alfutz-Quellen in den Behälter strömt. Diesen Druck weiterhin ungenutzt über Ventile zu vernichten, wurde auch nicht mehr länger als zukunftsfähig und nachhaltig betrachtet. Vielmehr griff man nun die Idee auf, diesen Druck zur Stromerzeugung zu nutzen. Noch im selben Jahr beauftragte die Gemeinde das Ingenieurbüro Walch & Plangger aus Landeck mit einer Wirtschaftlichkeitsstudie, die das Potenzial bestätigen und letztlich in ein tragfähiges Konzept münden sollte. Der Grundstein für das Trinkwasserkraftwerk Starkenbach war gelegt.
Gute Voraussetzung mit einem Manko „Die Idee für das Trinkwasserkraftwerk gibt es schon ein wenig länger. Bereits 2012 hatten wir ausgehend vom Regional-
Mehr als 90 Prozent des in Schönwies benötigten Trinkwassers stammt aus den Alfutz-Quellen.
management für den Bezirk Landeck, kurz Regio L, eine entsprechende Studie erstellt – unter anderem eben auch für die Nutzung der Alfutz-Quellen. Leider war damals der politische Wille dafür nicht vorhanden“, erinnert sich der zuständige Planungsingenieur Ing. Alexander Plangger. Die Voraussetzungen seien zu dieser Zeit schon günstig gewesen, schließlich sei die Druckrohrleitung schon damals für Drücke bis zu 42 bar und darüber ausgelegt gewesen, was eine wichtige Grundvoraussetzung für die hydroelektrische Nutzung der Trinkwasserleitung darstellt.
Den einzigen Minuspunkt in den Rahmenbedingungen für das geplante Trinkwasserkraftwerk stellte die Dimension der Druckrohrleitung dar. Planer Alexander Plangger erklärt den Hintergrund: „Grundsätzlich wird die Hauptschüttung der Alfutz-Quellen überwiegend von der Nachbargemeinde Zams genutzt, während die Gemeinde Schönwies über einen Konsens den kleineren Anteil von bis zu 18 l/s entnehmen darf. Im oberen Drittel wurde die Leitung zwar großzügig in Dimension DN300 ausgeführt, da dort auch ein Abzweig für Zams vorgesehen ist. Ab diesem Schnittpunkt in Richtung Schönwies jedoch wurde lediglich eine DN 100-Leitung eingebaut.“ Diese vergleichsweise geringe Dimension führt bei der maximal zulässigen Entnahmemenge zu nicht unerheblichen Druckverlusten. Um die Energiegewinnung optimal zu gestalten, waren daher genaue Druckverlustmessungen erforderlich, um die Maschine dafür optimal auslegen zu können.
Alter Hochbehälter wird reaktiviert Als der erfahrene Planungsingenieur zum ersten Mal die Rahmenbedingungen genauer unter die Lupe nahm, musste er zu seinem Erstaunen feststellen, dass der Hochbehälter Starkenbach nur über eine Wasserkammer verfügte. „Dieser Umstand ist im Grunde ungünstig im Hinblick auf Reinigungs- und Wartungsarbeiten, die zwangsläufig zu Unterbrechungen der Wasserversorgung führen“, so der Planer. Um diese Unterbrechungen zu vermeiden und damit die Versorgungssicherheit zu erhöhen, entstand die Idee, einen seit Mitte der 1980erJahre stillgelegten Hochbehälter in direkter Nachbarschaft zum bestehenden zu sanieren und als zusätzlichen Wasserspeicher zu nutzen. „Trotz ihres Alters erwies sich die Bausubstanz als solide, was eine mögliche Wiederinbetriebnahme nahelegte. In der Folge wurde der alte Hochbehälter saniert, neu ausgekleidet, abgedichtet, neu verrohrt und konnte dann als zweite Wasserkammer in das Versorgungssystem eingebunden werden.“
Der Bruch eines Druckreduzierventils bildete den Ausgangspunkt für die Umsetzung des Projekts Trinkwasserkraftwerk Starkenbach.
„Wir haben dabei zudem die Gelegenheit genutzt, auch den neueren Hochbehälter inklusive Schieberkammer zu sanieren. Im Zuge der gesamten Arbeiten wurden Leitungen erneuert, Abdichtungen und Isolierungen verbessert sowie die gesamte Verrohrung modernisiert. Damit ist unser System auf Jahrzehnte hinaus technisch abgesichert und bietet ein stabiles Fundament für die künftige Wasserversorgung“, erklärt Bürgermeister DI Reinhard Raggl. Er verweist darauf, dass nun nicht nur Wartungen und Reinigungen ohne Versorgungsunterbrechung durchgeführt werden können, sondern dass generell die Versorgungssicherheit mit Trink-, aber auch mit Löschwasser, erheblich gesteigert wurde.
Wichtige Verbesserung beim Katastrophenschutz
Ein weiterer, wichtiger Synergieeffekt sollte sich in der Folge durch die Abstimmung des geplanten Projekts mit dem Gefahrenzonenplan einstellen, wie Alexander Plangger betont: „Dabei wurde deutlich, dass sich der geplante Standort des Trinkwasserkraftwerks – ebenso wie jener der bestehenden Wasserbehälter – in einer Lawinen-Gefahrenzone befindet, die nach der Aktualisierung des Plans teilweise sogar als rote Zone ausgewiesen wurde. Damit war klar, dass zusätzliche Schutzmaßnahmen unumgänglich sind.“ In enger Zusammenarbeit mit der Wildbach- und Lawinenverbauung konnte eine nachhaltige Lösung entwickelt werden: Der bereits vorhandene Lawinenschutzdamm für die Siedlung Starkenbach wurde um rund 50 bis 60 Meter verlängert. „Damit sind nicht
nur die Bauwerke der Wasserversorgung, sondern auch das darunterliegende Siedlungsgebiet künftig vor Lawinengefahren abgesichert. Das Projekt vereint auf diese Weise Ziele der Versorgungssicherheit mit einem wirksamen Beitrag zum Katastrophenschutz und steigert damit den Mehrwert für die gesamte Gemeinde“, freut sich Bürgermeister Raggl.
Maschineninbetriebnahme zu Nikolaus 2024
Der Zeitplan des Projekts zeigt, dass die Umsetzung selbst in einem vergleichsweise kurzen Zeitraum realisiert werden konnte: Nach Erhalt der Bescheide im März 2024 erfolgten die Vergaben im April und Mai, der Baubeginn im Juli, und bereits im November wurde der Maschinensatz geliefert und bis zum 6. Dezember erfolgreich in Betrieb genommen. Damit konnte die Bauphase in rund einem halben Jahr abgeschlossen werden. Demgegenüber standen jedoch mehr als zweieinhalb Jahre für Planung, behördliche Bewilligungen und Genehmigungen für die Adaptierung des bestehenden Behälters. „Man sieht auch in diesem konkreten Fall: Vorbereitungs- und Genehmigungsphase beanspruchten weit mehr Zeit als die bauliche Umsetzung“, kommentiert Ingenieur Alexander Plangger.
Was die Wahl des Maschinensatzes betrifft, setzten die Verantwortlichen voll und ganz auf die Kompetenz des bekannten Südtiroler Wasserkraftspezialisten Sora, der seit Jahren einen ausgezeichneten Ruf in der Wasserkraftbranche genießt. „Wir kannten die Firmen Sora und en-co schon aus anderen Projekten. Das erleichterte die Vergabe für uns eindeutig“, sagt Alexander Plangger. Konkret wurde eine voll trinkwassertaugliche Peltonturbine, speziell ausgelegt für die Konsenswassermenge von 18 l/s und eine Fallhöhe von 428 m, konstruiert, geliefert und zeitgerecht in Betrieb genommen. Was die in der Regel etwas kleineren Peltonturbinen für Trinkwasserkraftanlagen von größeren Wasserkraftturbinen unterscheidet, ist im Wesentlichen die materialtechnische Ausführung. Schließlich müssen hier alle wasserführenden Bestandteile in Edelstahl ausgeführt werden. Um die Trinkwasserversorgung auch dann aufrecht erhalten zu können, wenn die Turbine einmal ausfallen sollte oder gewartet werden müsste, ist ein eigener Bypass installiert, über den das Trinkwasser direkt in den Hochbehälter umgeleitet werden kann. Die moderne Turbine aus dem Hause Sora arbeitet nicht nur zuverlässig, sondern auch effizient: Ihre Nennleistung liegt bei 41 kW.
Die Herausforderungen in Sachen Steuerungstechnik meisterten die Techniker und Programmierer der Firma en-co aus Ratschings.
Kraftwerksbetrieb mit Trinkwasserbedarf verknüpft
Eine zentrale Herausforderung für das Projekt stellte die Steuerung und Adaptierung der Leittechnik dar, da neben dem Betrieb des Trinkwasserkraftwerks auch die Versorgungssicherheit der gesamten Trinkwasserinfrastruktur gewährleistet werden musste. Unter den gegebenen Rahmenbedingungen – insbesondere der wasserrechtlichen Vorgabe, dass die Gemeinde Schönwies nur so viel Wasser entnehmen darf, wie tatsächlich für die Versorgung benötigt wird – musste die Steuerung entsprechend konzipiert werden. Demnach bildet sie jene Direktive ab, wonach die Ableitung vom Pegelstand im Hochbehälter abhängt. „Der Betrieb des Trinkwasserkraftwerks ist somit direkt an den aktuellen Trinkwasserverbrauch in Schönwies gekoppelt. Das überschüssige Wasser wird automatisch dem Unterlieger-Kraftwerk der Stadtwerke Imst zugeführt. Diese spezielle Anforderung erforderte eine maßgeschneiderte Lösung, die von der Firma en-co aus Ratschings mustergültig umgesetzt wurde“, erklärt Alexander Plangger. Hinzu kam eine neue steuerungstechnische Lösung, die nun eine exakte Abstimmung zwischen den beiden Trinkwasserparteien, also den Gemeinden Zams und Schönwies, ermöglicht – und das in Echtzeit.
Kraftwerkstyp: Trinkwasserkraftwerk
• Betreiber: Gemeinde Schönwies
• Konsenswassermenge: 18 l/s
• Bruttofallhöhe: 428 m
• Turbine: Pelton 1-düsig
Fabrikat: Sora
Installierte Nennleistung: 41 kW
Generator: asynchron
Druckrohrleitung: Guss TRM DN100
Planung: Ingenieurbüro Walch & Plangger
Elektro- & Leittechnik: en-co
• Jahreserzeugung: 350.000 kWh
• Inbetriebnahme: Dezember 2024
Neue Fernwirktechnik mit Benefits
Ein weiterer wesentlicher Schritt war die Einbindung und Modernisierung der bestehenden Fernwirktechnik, wobei die Techniker von en-co einmal mehr ihr Know-how unter Beweis stellen konnten. Die vorhandene Anlage für die Trinkwasserversorgung wurde erweitert und dahingehend angepasst, dass nun sowohl das Kraftwerk als auch die gesamte Wasserinfrastruktur integriert steuerbar sind. Damit können heute sämtliche relevanten Daten – von Wasserständen in den Hochbehältern über Durchflussmengen bis hin zu Leistungswerten des Kraftwerks – in Echtzeit abgerufen werden, und dies neuerdings über eine leistungsfähige Glasfaseranbindung.
„Diese Technik bietet dem Wassermeister und unseren Gemeinden erhebliche Vorteile: Störungen und Betriebszustände sind sofort erkennbar. Außerdem ist über eine Datenschnittstelle mit Zams die gegenseitige Versorgungslage jederzeit einsehbar, was selbstredend der Transparenz dient“, erklärt Bürgermeister Reinhard Raggl. Somit wurde nicht nur die Betriebssicherheit verbessert, sondern auch die Zusammenarbeit zwischen den beiden Gemeinden gestärkt – ein markanter Benefit im Sinne einer modernen, resilienten Wasserwirtschaft.
Strom für 100 Haushalte
Mit einem Gesamtvolumen von rund 950.000 Euro, rund 40 Prozent über Fördermittel gedeckt, hat die Gemeinde Schönwies in den vergangenen Monaten ein Projekt umgesetzt, das weit über die Sicherung der Trinkwasserversorgung hinausgeht. Durch die mus-
Können gemeinsam auf ein erfolgreich umgesetztes Projekt zurückblicken: Wassermeister Wolfgang Schranz, Planer Ing. Alexander Plangger und Bürgermeister DI (FH) Reinhard Raggl. (vli.)
tergültige Sanierung der bestehenden Infrastruktur und die Nutzung der Energie der Alfutz-Quellen hat es Vorzeigecharakter erreicht. Der erzeugte Strom – rund 350.000 kWh pro Jahr – deckt dabei den Eigenbedarf der Gemeindegebäude und der Straßenbeleuchtung. Im Hinblick auf eine bestmögliche wirtschaftliche Nutzung des lokal erzeugten Stroms wurde mittlerweile von Gemeinde, Agrargemeinschaft und Pfarre eine Energiegemeinschaft gegründet. Am 15. Juni feierte die Gemeinde die Einweihung ihres erfolgreich fertiggestellten Infrastrukturprojekts.
Dieses Projekt zeigt, wie sich Versorgungssicherheit, Umweltschutz und
regionale Wertschöpfung sinnvoll miteinander verbinden lassen. Mit dem Schutzbauwerk gegen Lawinen, dem sanierten Hochbehälter, dem neuen Wanderweg und dem wiedererrichteten Spielplatz wurden zusätzliche Synergien geschaffen, die über Generationen hinweg spürbar sein werden. Gelebte Nachhaltigkeit geht in Schönwies auch mit der Bewusstseinsbildung für die Bedeutung des Wassers und den verantwortungsvollen Umgang mit unseren natürlichen Lebensgrundlagen einher. Mit dem erfolgreichen Projekt ist ein zukunftsweisendes Fundament gelegt, auf dem die Gemeinde langfristig aufbauen kann.
• Energy distribution
• Water supply
• Hydropower plants
• Off grid systems
• Medium voltage systems
• Automation
• Low voltage systems
• Control systems
• Protection technology
• Planning / Design of Hydropower units
• In-house manufacturing of:
High-pressure turbines
Low-pressure turbines
Off grid systems
• Service & Installation work Your reliable partners for electromechanical power plant equipment
T
• Revitalization of turbines
Im Rahmen der Sanierung des Blautopf-Areals wurde eine neue Wehranlage errichtet und ein Kleinwasserkraftwerk reaktiviert. Das Stahlwasserbauequipment und das regelungstechnische Equipment lieferten die Südtiroler Wasserkraftprofis Wild Metal und Electro Clara.
2024 startete in Blaubeuren die Sanierung des Blautopf-Areals, das zu den zentralen Sehenswürdigkeiten der Kleinstadt im AlbDonau-Kreis gehört. Im Sommer 2025 konnte bereits die Erneuerung des jahrzehntelang stillgelegten Kleinwasserkraftwerks am Areal abgeschlossen werden. Seither erzeugt das modernisierte Kraftwerk wieder saubere Energie, die direkt vor Ort zur Versorgung des Trinkwasser-Pumpwerks am Blautopf-Areal verwendet wird. Das komplette Stahlwasserbauequipment für das Kraftwerk und die erneuerte Wehranlage lieferte der bewährte Südtiroler Branchenexperte Wild Metal GmbH. Der ebenfalls aus Südtirol stammende Automatisierungsspezialist Electro Clara sorgte für die elektro- und leittechnische Ausstattung.
Das Blautopf-Areal am Rand der Altstadt von Blaubeuren ist ein sprichwörtlicher Touristenmagnet, der alljährlich bis zu 500.000 Besucher anlockt. Seine Anziehungskraft verdankt das Areal, auf dem sich auch eine historische Hammerschmiede befindet, dem namensgebenden Blautopf. Dabei handelt es sich um eine natürliche Karstquelle, die je nach Tageszeit und Lichteinfall in verschiedenen tiefblauen Farbtönen schimmert. Weil die baulich-technische Infrastruktur rund um das Wahrzeichen der baden-württembergischen Kleinstadt in die Jahre gekommen ist, wurde 2024 ein umfassendes Revitalisierungsprojekt in Angriff genommen. Mit den Sanierungs- und Modernisierungsmaßnahmen wird auf den Erhalt der zum Teil denkmalgeschützten Bausubstanz, der Attraktivitätssteigerung des Areals sowie auf pragmatische Erfordernisse wie Barrierefreiheit und Sicherheitsaspekte abgezielt.
Vorbildliche Symbiose
Mit der Fertigstellung einer neuen Wehranlage, die den Besuchern eine barrierefreie Umrundung des Areals ermöglicht, konnte im Sommer 2025 ein wichtiger Meilenstein bei der Blautopf-Sanierung erreicht werden. Die Wehranlage gehört zur Infrastruktur eines reaktivierten Kleinwasserkraftwerks am
Areal, das aufgrund technischer Gebrechen knapp 30 Jahre stillgestanden hatte. „Von der Wiederbelebung des Wasserkraftwerks profitiert der Zweckverband Albwasserversorgungsgruppe III, der mit seinem Pumpwerk am Blautopf im Jahr 2024 durchschnittlich über 1.122 m³ Wasser pro Tag auf die Hochfläche der Schwäbischen Alb befördert hat. Der vom Kraftwerk erzeugte Strom kann vom Zweckverband nun für die Eigenbedarfsabdeckung des Pumpwerks verwendet werden“,
Die tiefblauen Farbtöne des Naturdenkmals in Blaubeuren ziehen alljährlich hunderttausende Besucher an.
Die historische Wehranlage befindet sich hinter der modernen Wehrklappe vom Südtiroler Stahlwasserbauspezialisten Wild Metal.
erklärt Projektleiter Andreas Kramer vom Ingenieurbüro Wassermüller aus Ulm, das für die Planung der Wehranlagen- und Kraftwerkserneuerung zuständig war. Im Verbund mit acht weiteren Ingenieurbüros bzw. Fachplanern ist Wassermüller weiterhin mit der Sanierung des Blautopf-Areals beschäftigt.
Projekt mit vielen Herausforderungen
Andreas Kramer zufolge brachten die Erneuerungsprojekte einige Herausforderungen mit sich. Der Blautopf hat einen Status als Naturdenkmal und zählt dadurch zu den höchsten ökologischen Schutzgütern. Somit war das Projekt an eine ganze Reihe von Naturschutzauflagen gekoppelt. Darüber hinaus hatte auch der Denkmalschutz hohe Priorität. In geologischer Hinsicht waren wegen der Beschaffenheit des Baugrunds aufwändige Wasserhaltungsmaßnahmen notwendig. Hinzu kamen noch Proteste von Gastronomen und Unternehmen, die aus wirtschaftlichen Gründen die Öffnung des Areals für Besucher während der Sanierung forderten. Den Beschwerden wurde stattgegeben, indem ein beschränkter Zugang zum Areal ermöglicht wurde. Die Teilöffnung des Areals freute zwar die Besucher und Geschäftstreibenden, allerdings verkomplizierte diese Maßnahme die Umsetzung der Bauarbeiten. Der Projektleiter merkt an, dass für die Restaurierung der unter Denkmalschutz stehenden alten Wehranlage großer Aufwand betrieben wurde. „Für den Ab- und Wiederaufbau des historischen Wehrs haben wir mit einem Fachmann für Denkmalschutz zusammengearbeitet, der jeden Stein kartiert bzw. dokumentiert hat. Die alten Wehrsteine wurden abgebaut, zwischengelagert und beim Wiederaufbau Stück für Stück wieder an Ort und Stelle gesetzt.“
• Kraftwerkstyp: Laufwasserkraftwerk
Betreiber: Zweckverband Albwasserversorgung III
Ausbauwassermenge: 1.820 l/s
Fallhöhe: ca. 2 m
Turbine: Francis-Turbine
• Fabrikat: Voith
Drehzahl: 64 U/min
• Engpassleistung: 37 kW
Generator: Asynchron
• Stahlwasserbau: Wild Metal Elektro- und Leittechnik: Electro Clara
Südtiroler liefern Stahlwasserbautechnik
Die neue Wehranlage am Blautopf wurde unmittelbar vor der alten Wehr positioniert, das nach der Sanierung als historisches Baudenkmal dient. Geliefert und montiert wurde das gesamten Stahlwasserbauequipment von der renommierten Südtiroler Wild Metal GmbH. „Damit im Schadensfall das Wasser des Blautopfs nicht verunreinigt wird, wurden die beweglichen Stahlwasserbaukomponenten bewusst nicht mit ölhydraulischen Antrieben ausgerüstet. Stattdessen kommen ausschließlich elektromechanische Antriebssysteme zum Einsatz. Bei der Konstruktion der Stahlwasserbauteile wurde dem Kundenwunsch entsprechend auf ein möglichst unauffälliges bzw. harmonisches Design Wert gelegt“, erklärt Wild MetalTechniker Daniel Polig. Das größte Bauteil des Wild Metal-Lieferumfangs bildete die 9,5 m breite Wehrklappe, die mit einer mittig angeordneten Öffnung zur Restwasserabgabe ausgestattet wurde. Der auf der linken Wehrseite positionierte Klappenantrieb wurde mit einem Hochwasserschwimmkörper ausgerüstet, der beim Erreichen eines bestimmten Pegelstands die Notöffnung der Wehrklappe auslöst. Für den Kraftwerkseinlauf lieferten die Südtiroler einen ca. 4,1 m breiten sowie 1,1 m hohen Schutzrechen mit horizontalem Stabprofil und die dazugehörige Rechenreinigungsmaschine inklusive Einhausung. Der pegelgeregelte Rechenreiniger sorgt für optimale Zuflussbedingungen am Einlaufbereich. Das vom Schutzrechen entfernte Geschwemmsel wird von der Putzharke zu einem Drehschütz befördert und somit auf direktem Weg in den Unterwasserbereich abgeführt. Vervollständigt wurde der Wild Metal-Lieferumfang durch einen Dammbalkenverschluss und einen zusätzlichen Absperrschütz.
Am Einlaufbereich der Kraftwerksanlage sorgt ein elektromechanisch angetriebener Rechenreiniger für optimale Zuflussbedingungen.
Stillgelegte Turbine wurde reaktiviert
Im Maschinengebäude des Kleinkraftwerks wurde die Bestandstechnik grundlegend modernisiert bzw. erneuert. An der vertikalachsigen Francis Turbine, die wegen eines größeren Schadens knapp drei Jahrzehnte stillgestanden hatte, wurde eine umfassende Revitalisierung durchgeführt. Die 1962 eingebaute Turbine ist auf eine maximale Durchflusskapazität von 1.820 l/s und 2 m Fallhöhe ausgelegt. Vor ihrer Stilllegung diente die Turbine zum mechanischen Antrieb einer Trinkwasser-Doppelkolbenpumpe, die mittlerweile schon lange außer Betrieb ist. Im Rahmen der elektromechanischen Modernisierungen im Krafthaus wurde die Turbine mit einem neuen Getriebe und einem neuen Asynchron-Generator ausgestattet. Damit kann der im Prinzip neuwertige Maschinensatz, der bei vollem Wasserdargebot 37 kW Engpassleistung erreicht, das Trinkwasserpumpwerk des Zweckverbands mit sauberem Strom versorgen. Für die Ausführung der elektro- und leittechnischen Komponenten war das Südtiroler Unternehmen Electro Clara zuständig, das als Subauftragnehmer von Wild Metal tätig war. Die Automatisierungsspezialisten lieferten das komplette regelungstechnische Equipment für das Wasserkraftwerk und die Stahlwasserbaukomponenten. Zudem programmierte Electro Clara die anwenderfreundlich visualisierte Kraftwerkssteuerung, die für den vollautomatischen Betrieb
Der Maschinensatz des wiederbelebten Kleinwasserkraftwerks schafft bei vollem Wasserdargebot 37 kW Engpassleistung.
der Anlage sorgt. Der Zugriff auf die Steuerung kann entweder im Maschinengebäude über ein Touchscreen-Display oder mittels Online-Anbindung über verschiedene Endgeräte wie PC, Tablet oder Smartphone erfolgen.
Blautopf-Sanierung geht weiter Im Sommer 2025 wurden die Erneuerung der Wehranlage und die Revitalisierung des Kleinwasserkraftwerks abgeschlossen. Seit Anfang Juli kann die Ökostromanlage wieder sauberen Strom produzieren. Laut Andreas Kramer handelte es sich um ein gleichermaßen spannendes und herauforderndes Projekt: „Die Umsetzungen waren zwar nicht immer ganz einfach, dank der professionellen Zusammenarbeit aller beteiligten Unternehmen konnten die unterschiedlichen Sanierungs- und Erneuerungsmaßnahmen aber zu einem erfolgreichen Abschluss gebracht werden. Es ist sehr erfreulich, dass die lange Zeit ungenutzte Infrastruktur des Kraftwerks wiederhergestellt wurde. Die energietechnische Symbiose zwischen Wasserkraftwerk und Pumpwerk ist definitiv gut gelungen.“ Andreas Kramer zeigt sich zuversichtlich, dass auch die Gesamtsanierung des Blautopf-Areals, deren Fertigstellung für das Jahr 2028 avisiert ist, einen positiven Abschluss finden wird. „Es bleibt spannend – aber als Team kriegen wir das hin.“
Die Wasserkraftanlage Malgovert, betrieben von Électricité de France (EDF), zählt zu den bedeutendsten Hochdruck-Speicherkraftwerken der französischen Alpen. An der 70 Jahre alten Anlage war es notwendig Druckrohrleitungsstücke mit einem Durchmesser von DN2200, sechs Mannlöcher sowie Seilumreifungen zu erneuern, um den neuen technischen Anforderungen zu entsprechen und die Betriebsbereitschaft der Anlage zu gewährleisten. Diese Arbeiten wurden in zwei Zeitfenstern von jeweils vier Monaten (April bis Juli) in den Jahren 2024 und 2025 durchgeführt. Für diese Maßnahmen mussten die betreffenden Druckrohrleitungen komplett entleert und jeweils zwei Pelton-Turbinen abgeschaltet werden. Den Auftrag für den Austausch der sanierungsbedürftigen Anlagenteile erhielt der österreichische Branchenspezialist Bilfinger im Sommer 2023. Trotz großer Herausforderungen konnten die Stahlbauexperten das Projekt termingerecht abschließen.
Die Wasserkraftanlage Malgovert der Électricité de France (EDF) befindet sich im Tarentaise-Tal in der Region Savoie und wurde im Jahr 1953 in Betrieb genommen. Das Kraftwerk Malgovert wird über einen 15 km langen Stollen vom Lac des Brévières unterhalb des Lac du Chevril in Tignes gespeist. Die Anlage nutzt das Gefälle zwischen dem Lac des Brévières und dem Fluss Isère und zeichnet sich durch eine Fallhöhe von rund 750 Metern aus. Über die 15 Kilometer lange Druckstollen-Galerie sowie mehrere Nebenfassungen wird das Wasser zu vier Pelton-Doppelturbinen geleitet, die eine installierte Gesamtleistung von ca. 300 MW bereitstellen. Die jährliche Stromproduktion liegt bei etwa 630 GWh und leistet somit einen bedeutenden Beitrag zur regionalen Energieversorgung. Nach der Energieerzeugung wird das Wasser in die Kompensationsbecken von Montrigon zurückgeführt. Das Kraftwerk Malgovert steht exemplarisch für die effiziente Nutzung alpiner Wasserressourcen und die ingenieurtechnische Umsetzung von Hochdruck-Wasserkraftwerken im Gebirge. Die Anlage ist ein integraler Bestandteil der französischen Energieinfrastruktur und ein technisches Denkmal der Nachkriegszeit.
Witterungsbedingte Adaptionen auf stark geneigtem Terrain Aufgrund der topografischen Verhältnisse mussten alle Bauteile entweder auf vorhandenen Plattformen oder teilweise im Tal zwischengelagert werden. Kranhebearbeiten waren auf Grund der schmalen und unbefestigten Zufahrten nur an zwei Stellen möglich. An allen anderen Arbeitsstellen war der An- und Abtransport nur per Hubschrauber realisierbar. Lediglich kleinere Teile und Materialien konnten vom Personal per Hand über die steilen Zugänge zu den Arbeitsstellen gebracht werden. Da keine zentrale Stromversorgung vorhanden war, kamen mobile Stromaggregate mit entsprechender Leistung zum Einsatz, damit die ausreichende Stromversorgung jederzeit gewährleistet werden konnte.
Das Wetter spielte bei der Arbeitsplanung ebenfalls eine wesentliche Rolle und sorgte stellenweise für Verzögerungen. „In den französischen Alpen muss man im Frühling immer wieder mit teilweise starken Schneefällen rechnen. Ende April 2025 kam es zu einem plötzlichen und intensiven Wintereinbruch,
Sanierungsarbeiten an den Druckrohrleitungen in den französischen Alpen an der Wasserkraftanlage Malgovert
wodurch wir unsere Arbeiten eine Woche komplett einstellen mussten“, erklärt Daniel Sofic, Projektleiter bei Bilfinger.
Präzision im engen Temperaturfenster
Im Vorfeld wurden die zu sanierende Bereiche mit Laserscans vermessen. Auf dieser Basis konnte der Tausch der entsprechenden Teile exakt geplant werden. Für den Austausch der Druckrohrleitungsstücke gab es spezielle Vorgaben vom Kunden EDF einzuhalten. Diese sahen vor, dass der Zusammenschluss der neuen Rohrteile mit dem Altbestand nur in einem bestimmten Temperaturfenster zwischen 8 °C und maximal 12 °C erfolgen darf. Ansonsten hätte das Risiko bestanden, dass die Bewegungen der neuen Rohre aufgrund der Temperaturunterschiede an den vorgesehenen Stellen der Druckrohrleitungen zu stark vom Altbestand abweichen könnten. Somit stand man unter Zeitdruck: Denn mit dem Fortschreiten der
Wechselnde Sichtverhältnisse entlang der Druckrohrleitungen
Bauphase stiegen den Jahreszeiten entsprechend auch die Außentemperaturen. Das hatte zur Folge, dass die schwarz gefärbten Rohrteile, die sich naturgemäß noch schneller erwärmen, auch während der Nachtstunden eine Temperatur von 12 °C nicht mehr unterschritten. „Damit die Termine eingehalten werden konnten, war es erforderlich, dass wir an manchen Tagen mit den Schweißarbeiten schon um 5:00 Uhr starteten, damit der Temperaturgrenzwert bzgl. der Zusammenschlüsse, der sogenannten ‚Clavage‘, nicht überschritten wurde“, erzählt der Projektleiter.
Alpine Zufahrten und Mountainbike-Strecken
Eine weitere Herausforderung ergab sich beim täglichen Anund Abtransport von Personal sowie Materialien, Werkzeu-
Bilfinger
Zustellung eines neuen Druckrohrleitungsstücks mittels Schwerlasthelikopter (max. Tragfähigkeit: 3.250 kg)
gen und Maschinen über die unbefestigten Zufahrten, den sogenannten „Pisten“. Einerseits durch den Umstand, dass das Befahren dieser engen und holprigen Strecken wegen ihres schlechten Zustands nur mit allradbetriebenen Fahrzeugen möglich war. Andererseits werden die „Pisten“ von einer Downhill-Mountainbikestrecke gequert. „Diese Erschwernisse bestanden über die gesamte Bauzeit hinweg. Man musste sich täglich bei jeder Fahrt mit äußerster Vorsicht der querenden Mountainbikestrecke nähern, nach Mountainbikern Ausschau halten und als Warnung Hupzeichen geben, damit es zu keinem Zusammenstoß kam, und eine gefahrlose Weiterfahrt möglich war“, erklärt Daniel Sofic.
Hubschraubertransportplanung mit Witterungspuffer Für die Hubschraubertransporte waren zwei unterschiedliche Helikopter erforderlich. Ein Helikopter für kleinere Lasten mit einem maximalen Gewicht von 850 kg und ein großer Helikopter für Lasten mit einem maximalen Gewicht von 3.250 kg. Die Planung der Einsätze des kleineren Helikopters konnte mit einer Vorlaufzeit von einer Woche kurzfristig definiert und durchgeführt werden. Ein großer Unsicherheitsfaktor waren die Witterungsverhältnisse, da sich die Sichtverhältnisse in den unterschiedlichen Einsatzhöhen von 800 müA und 1400 müA minütlich ändern konnten. Daher war es immer wieder erforderlich, Transporte mit dem kleineren Helikopter spontan zu verschieben. Dementsprechend mussten sich auch alle anderen Arbeiten an diese Helikoptereinsätze anpassen. Die Planung des Einsatzes des großen Helikopters mit mindestens einem Monat Vorlaufzeit war eine Herausforderung, da alle Vorarbeiten und Vorbereitungen präzise zu planen waren. Im Hinblick auf die sich ständig ändernden Sichtverhältnisse war das Risiko entsprechend groß, dass der jeweilige Helikoptereinsatz eventuell nicht durchführbar war und verschoben werden musste. Daher musste diesbezüglich ein entsprechender Witterungspuffer einkalkuliert werden. Pro Jahr wurde ein Einsatz an zwei Stellen durchgeführt, wobei die Maximallast voll ausgeschöpft wurde. „Im Jahr 2025 war eine Verschiebung des Transportes mit dem großen Helikopter wegen schlechter Sicht am Flugtag um eine Woche erforderlich. Trotzdem konnte am Ende der eng gestrickte Terminplan eingehalten werden“, so der Projektleiter.
Mannlochtausch samt Installation des Begehungsstahlbaus Der Austausch der Mannlöcher war ebenfalls Teil des Auftrags und war ausschließlich im druckentlasteten Zustand der jeweiligen Druckrohrleitung möglich. Im Jahr 2024 wurden drei Mannlöcher an der ersten Druckrohrleitung erneuert, wobei temporäre Arbeitsgerüste für den Zugang und die Montage installiert und nach Abschluss der Arbeiten wieder demontiert wurden. Für die zweite Bauphase im Jahr 2025 wurde vor Beginn der Arbeiten ein dauerhafter Begehungsstahlbau an drei definierten Positionen errichtet. Dieser ermöglichte einen sicheren Zugang zu den Einbauorten und diente gleichzeitig als Trägerstruktur für die Lastaufnahme während der Hubschraubertransporte. Die Installation des Stahlbaus musste innerhalb eines engen Zeitfensters 2025 erfolgen, das durch die temporäre Entleerung beider Druckrohrleitungen und die damit verbundene Freigabe für Überflüge mit Lasten durch EDF vorgegeben war. Die Montagearbeiten an den Mannlöchern wurden durch die beengten Platzverhältnisse, die durch die Stahlbaukonstruktionen entstanden, zusätzlich erschwert. Die Positionierung der neuen Mannlöcher erforderte millimeter-
genaue Ausrichtung und eine präzise Anpassung an die bestehende Rohrgeometrie.
Tausch von starren Stahlseilumreifungen an den Druckrohrleitungen
Im Jahr 2024 bekam Bilfinger von EDF den Zusatzauftrag zwölf Stahlbandumreifungen zu installieren, welche die nicht mehr der geforderten Qualität entsprechenden starren Stahlseilumreifungen ersetzen sollten. Der Austausch der starren Stahlseilumreifungen an den beiden Druckleitungen durfte nur an der entleerten Druckrohrleitung durchgeführt werden. Da der Austausch beide Leitungen betraf und die EDF vorsah, bis Mitte Juni 2024 beide Druckrohrleitungen zu entleeren, wurde der Austausch aller starren Stahlseilumreifungen bis zu diesem Termin eingeplant. Diese Zusatzleistung wurde von Bilfinger mit verstärktem Personaleinsatz parallel zum Hauptauftrag durchgeführt und konnte trotz des enormen Zeitdruckes termingerecht umsetzt werden.
Erfolgreicher Projektabschluss früher als geplant
Trotz der limitierten Bauzeitfenster von Anfang April bis Ende Juli während der beiden Jahre konnte Bilfinger die Arbeiten unter Einhaltung aller technischen und sicherheitsrelevanten Vorgaben erfolgreich abschließen. Bei Bilfinger hebt man hervor, dass die Fertigstellung der Arbeiten bis 11. Juli 2025 bereits zwei Wochen vor dem geplanten Endtermin geschafft wurde. Somit konnte EDF die zweite Druckrohrleitung erheblich früher als vorgesehen wieder in Betrieb nehmen. Die Maßnahme unterstreicht die Bedeutung einer integralen Planung zwischen Bau, Logistik und Betrieb bei der Instandhaltung kritischer Infrastruktur im Hochdruck-Wasserkraftbereich.
Das Wasserkraftprojekt Hidroquest entsteht im ecuadorianischen Amazonasgebiet in der Provinz Morona Santiago, etwa 30 Kilometer nordwestlich der Stadt Macas. Als Laufwasserkraftwerk mit einer installierten Leistung von 45 MW nutzt Hidroquest das turbinierte Wasser aus dem benachbarten Kraftwerk Hidronormandia. Mit drei Francis-Turbinen wird es eine jährliche Energieproduktion von über 340 GWh sauberer, erneuerbarer Energie erzielen. Das Projekt vereint lokales Ingenieurswissen, internationale Technologie und nachhaltige Ressourcennutzung.
Hidroquest ist als Kaskadenprojekt konzipiert und an das Kraftwerk Hidronormandia angeschlossen. Das Laufwasserkraftwerk nutzt eine Auslegungsdurchflussmenge von 33,53 m³/s und eine Bruttofallhöhe von 165,5 m, bestehend aus 23,53 m³/s aus dem Turbinenauslass des Kraftwerks Normandía und zusätzlichen 10 m³/s, die durch den Bau einer sekundären Entnahmestelle am Flussbett des Upano in einer Höhe von 1555 m über dem Meeresspiegel gewonnen werden sollen.
Die Anlage besteht aus einem Einlaufbauwerk, einem Sandfang, einem Vorbecken, einer ca. 8,5 km langen Niederdruckleitung und einer 480 m langen Hochdruckleitung, die das Wasser zu den drei Francis-Turbinen leitet.
Das Kraftwerk befindet sich am rechten Ufer des Upano. Es beherbergt drei Francis-Turbinen mit
Projektstandort
Der Projektstandort von Hidroquest befindet sich in der Provinz
Übersicht über die 8,5 Kilometer lange Niederdruckleitung, deren Trasse durch das ecuadorianische Amazonasgebiet verläuft.
Bau der Rohrleitung, die das Triebwasser zur neuen Zentrale leiten wird.
horizontaler Achse und einer Leistung von jeweils 15 MW, was einer Gesamtleistung von 45 MW entspricht. Die erzeugte elektrische Energie wird über eine 230-kV-Leitung in das regionale Netz eingespeist.
Armaturentechnik von ERHARD
Im gesamten Rohrleitungssystem von Hidroquest kommen hochwertige Ventile von ERHARD zum Einsatz. Sie erfüllen wichtige Funktionen für die Betriebssicherheit, die Druckregelung und die Entlüftung des Systems.
Liste der Armaturen, welche verbaut werden:
• ERHARD ROCO Wave Absperrklappen DN 150-900, PN 10, PN 16
• ERHARD ROCO Wave Absperrklappen DN 1400
• ERHARD Ringkolbenventile (RKV) DN 400-900, PN 16,
• ERHARD Twin-Air DN 150, PN 16
• ERHARD BEV-Tellerventil DN 200-900, PN 16 mit Bypässen von bis zu 3 TWIN-Airs
• ERHARD PAS 20, DN 250-900
• ERHARD Absperrschieber DN 250, PN 25
Blick auf die Baustelle und die dreistrangige Hochdruckleitung.
Hydraulikstrecke und Entlüftungssysteme
Die rund 8,5 Kilometer lange Niederdruckleitung verläuft entlang des rechten Ufers des Upano-Flusses und weist mehrere ausgeprägte Höhenunterschiede auf. Um Lufteinschlüsse und Unterdruckereignisse zu verhindern, wurden an den hydraulischen Hochpunkten entlang der Strecke fünfzehn Entlüftungsstationen installiert. Die folgende Abbildung zeigt das hydraulische Profil der Druckleitung einschließlich der entsprechenden Entlüftungsstellen.
In bestimmten Bereichen des Leitungsnetzes wurde aufgrund der hohen Unterdruckwerte eine zusätzliche TWIN-Air-Ventileinheit eingesetzt, um auf ein weiteres BEV (Entlüftungsventil) verzichten zu können und eine wirtschaftlichere Lösung zu erzielen.
Lage der Durchfluss-Regelventile (rot) und Luft-Vakuum-Ventile (schwarz) im Hidroquest-Projekt
BEV-Tellerventil mit drei TWIN-Air-Ventilen mit zusätzlicher Belüftungsund Luftabsaugfunktion
Die Anzahl der TWIN-Air-Ventile pro Standort hängt direkt von der Luftmenge ab, die beim Befüllen der Hauptleitung ausgestoßen werden muss. Ein weiterer wichtiger Faktor ist der Entleerungsprozess – sei es aufgrund eines Rohrbruchs oder einer geplanten Abschaltung. Diese Betriebsbedingungen bestimmen, wie viele BEVs an jeder Station erforderlich sind. Gleichzeitig unterstützen die TWIN-Air-Ventile die BEVs, indem sie eine zusätzliche Luftzufuhr ermöglichen und so den Druckausgleich optimieren.
Jede Station besteht aus einem ERHARD-Entlüftungsventil vom Typ Tellerventil mit Bypass-Umleitung und bis zu drei TWIN-Air-Ventilen, kombiniert mit doppelexzentrischen Absperrklappen vom Typ ROCO Wave. Diese Konfiguration gewährleistet einen sicheren Rohrleitungsbetrieb unter dynamischen Bedingungen und verhindert wirksam Druckstöße und Lufteinschlüsse. Das Gesamtvolumen der Ventilbestellung beläuft sich auf rund 1,8 Millionen Euro.
Projektumsetzung und Ausblick
Das Projekt wird in enger Zusammenarbeit zwischen Hidroquest, ERHARD und lokalen Partnern umgesetzt. Der Auftrag wurde im Dezember 2024 erteilt, die technische Fertigstellung erfolgte bei ERHARD im Frühjahr 2025 nach Abstimmung und Klärung offener Fragen mit Hidroquest. Im Oktober 2025 hat der Kunde das Projekt im Werk in Heidenheim erfolgreich abgenommen und plant nun die Installation der Armaturen und Ventile für Anfang 2026. Hidroquest ist nach Hidronormandia, Hidroabanico Replacement (mehrere Phasen) und Hidroabanico Expansion bereits das vierte Projekt in Ecuador, das zu einem weiteren Meilensteinprojekt für eine nachhaltige Energieversorgung im ecuadorianischen Amazonasgebiet beiträgt. Es ist ein Paradebeispiel für die Kombination aus präziser europäischer Ventiltechnik und innovativer Wasserkrafttechnologie. Das Projekt leistet einen wichtigen Beitrag zur CO2-Reduzierung und zur Sicherung einer stabilen Stromversorgung in der Region. ERHARD war Lieferant von hochwertigen Armaturen und Sonderlösungen für alle vier Projekte.
Im Kundengespräch mit den Verantwortlichen von Hidroquest.
Kundenbesuch aus Ecuador bei ERHARD in Heidenheim für Abnahmetests und Schulungen.
• Standort und Einzugsgebiet
• Fluss Upano, Provinz Morona Santiago
• Kanton Morona Einzugsgebiet: 489 km²
• Anlagentyp
• Laufwasserkraftwerk
• Charakteristische Durchflussmengen
• Q90-Durchfluss: 16,69 m³/s
• Durchschnittlicher Durchfluss: 41,23 m³/s
Auslegungsdurchfluss: 33,53 m³/s Hochwasserabfluss (500-jähriges Wiederkehrereignis): 1.556 m³/s
• Strömungsverteiler
• Typ: Trifurcator
Abzweigungen: 3 (eine pro Turbine)
• Durchfluss pro Abzweigung: 11,177 m³/s
• Durchmesser: 2021 mm
Durchschnittliche Geschwindigkeit: 3,48 m/s
• Turbinenschutzventil
• Typ: Absperrklappe
Anzahl: 3
Durchmesser: DN 1400 mm
• Kraftwerk
Typ: Oberflächenkraftwerk
Höhe der Umspannwerksplattform: 1395 m ü. NN
• Höhe der Kraftwerksplattform: 1390,50 m ü. NN
• Turbinentyp: Francis, horizontale Achse
Anzahl der Turbinen: 3
• Turbinenleistung: 15.229 kW
• Installierte Leistung: 45.004 kW
Generatorleistung: 16.668 kVA
• Auslegungsdurchfluss: 33,53 m³/s
• Durchfluss pro Einheit: 11,177 m³/s
Bruttofallhöhe: 165,55 m
Nettofallhöhe: 143,97 m
• Drehzahl: 600 U/min
• Frequenz: 60 Hz
Das Kraftwerk Anashironi in Peru wurde von der GUGLER Water Turbines GmbH mit einem äußerst leistungsfähigen Maschinensatz ausgerüstet.
Vor Kurzem meldete der international renommierte Wasserkraftspezialist GUGLER Water Turbines GmbH den erfolgreichen Abschluss seines jüngsten Referenzprojekts in Peru. Im Rahmen ihres bereits achten peruanischen Projekts lieferten die Oberösterreicher für das Wasserkraftwerk Anashironi, mit dem das bestehende Kraftwerk Renovandes H1 erweitert wurde, ein äußerst leistungsfähiges Maschinengespann. Das Herzstück des Hochdruckkraftwerks mit über 300 m Fallhöhe bildet eine vertikale 5-düsige Pelton-Turbine mit 21.175 kW Engpassleistung. Komplettiert wird das Kraftpaket durch einen Synchron-Generator mit 23 MVA Nennscheinleistung, der für höchste Wirkungsgrade konzipiert wurde. Darüber hinaus beinhaltete das GUGLER-Komplettpaket auch das gesamte elektro- und leittechnische Equipment sowie zwei Transformatoren, mit denen der erzeugte Ökostrom ins Netz eingespeist wird.
Die Energieproduktion aus Wasserkraft spielt in Peru, dem flächenmäßig drittgrößten Land auf dem südamerikanischen Kontinent, eine bedeutende Rolle. Weit über 50 Prozent des landesweit erzeugten Stroms wird von Wasserkraftwerken unterschiedlicher Bauart und Leistungsklassen erzeugt. Angesichts der hydrologischen und topographischen Bedingungen in Peru ist das nicht verwunderlich. In dem wasserreichen Land, das von der gewaltigen Gebirgskette der Anden geprägt wird, herrschen sehr günstige Vorausetzungen für die Stromproduktion aus der nachhaltigen Ressource Wasser.
Peruaner schätzen GUGLER-Know-how
Für die GUGLER Water Turbines GmbH, die in Südamerika traditionell äußerst aktiv ist, hat sich Peru zu einem wichtigen Markt entwickelt. Im November 2025 verkündeten die Oberösterreicher einen weiteren erfolgreichen Projektabschluss, womit die Branchenspezialisten in Peru bereits acht Wasserkraftwerke mit ihren leistungsstarken Lösungen ausgerüstet haben. Beim jüngsten Projekt im Land wurde GUGLER mit der Komplettausstattung des Kraftwerks Anashironi in der zentralperuanischen
Region Junín beauftragt. Das Herzstück der neuen Anlage bildet eine 5-düsige Pelton-Turbine in vertikaler Bauform mit rund 21,2 MW Engpassleistung. Betrieben wird das Kraftwerk vom Unternehmen Vari Energía SAC, das sich mit der Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen und der Netzinfrastruktur beschäftigt. Das neue Kraftwerk zeichnet sich nicht nur durch seine Leistungs- und Erzeugungskapazität aus, sondern auch durch die vorbildliche Nutzung bestehender Infrastruktur. So wurde der neue Maschinensatz im bestehenden Krafthaus der Anlage Renovandes H1 installiert, die bereits vor einigen Jahren in Betrieb gegangen ist. Zudem nutzen beide Anlagen dieselbe Druckrohrleitung und die Wasserfassung am Rio Huatziroqui, an der das Triebwasser entnommen wird. Die Ausleitungsstrecke führt zuerst durch einen kilometerlangen Stollen und geht danach in eine Stahlleitung über, die das Wasser zu den beiden Turbinen im Krafthaus führt.
Maschine überzeugt auf voller Länge
Mit der Anbindung des neuen Maschinensatzes an das bestehende Triebwassersystem des Kraftwerks Renovandes H1 wird
Michael Engelscharmüllner (H&W Control), Guilherme Marques (WEG), Andreas Mühlböck (GUGLER), Shafeeq Rahman (WEG) und Martin Modisbacher (GUGLER) (v.li.) bei der Inbetriebnahme des Kraftwerks.
nun ohne zusätzlichen Bauaufwand das volle Potenzial des Standorts ausgeschöpft. Damit ist das Kraftwerk Anashironi nicht nur eine leistungsstarke Ergänzung für den peruanischen Energiesektor, sondern auch ein anschauliches Beispiel dafür, wie effiziente und nachhaltige Wasserkraftprojekte im Land umgesetzt werden können. GUGLER-Projektleiter Andreas Mühlböck weist darauf hin, dass die Integration der neuen Turbine in das vorhandene Krafthaus einen zusätzlichen Ansporn für die österreichischen Wasserkraftprofis darstellte: „Unser Ziel war es, die von GUGLER gelieferte Turbine in allen relevanten Punkten zu verbessern. Dieses Ziel konnten wir erreichen: Die Maschine bietet gegenüber der bestehenden Turbine eine deutlich höhere Leistung.“ Laut Projektleitung ist dieser Zugewinn vor allem auf das technische Know-how von GUGLER und die strömungstechnische Optimierung der Turbinen-Ringleitung zurückzuführen. Bei der Konzeption und Entwicklung der Maschine wurden umfangreiche computergestützte Simulationen durchgeführt. Anhand der daraus gewonnenen Erkenntnisse ist eine äußerst leistungsfähige Turbine entstanden, die mit höchster Effizienz Strom produziert. „Es wurde aber nicht nur in leistungstechnischer Hinsicht eine bessere Turbine gebaut – auch was die Wartungs- und Reparaturfreundlichkeit angeht, haben wir sehr gute Lösungen entwickelt“, erklärt Andreas Mühlböck: „Das System der innenliegenden Düsenverstellung wurde beispielsweise so ausgeführt, dass die Maschine auch beim Ausfall einer Düse nicht sofort außer Betrieb genommen werden muss. Somit kann der Düsenaustausch geplant werden, und die Turbine kann bis dahin weiterhin Strom produzieren.“
Kraftpaket ist kein Leichtgewicht
Wegen der beträchtlichen Nettofallhöhe von 302,9 m und der Ausbauwassermenge von 7,85 m³/s musste die Turbine äußerst robust ausgeführt werden. Das wirkte sich in weiterer Folge auch auf die Größen- und Gewichtsverhältnisse der Maschine aus. Speziell das Gewicht spielte bei der Konstruktion eine wichtige Rolle, denn aufgrund der beschränkten Lastkapazität des Hallenkrans im Krafthaus durften die einzelnen Komponenten nicht zu schwer ausfallen. Nichtsdestotrotz sind die Dimensionen des Maschinensatzes durchaus bemerkenswert. Das in zwei Hälften ausgelieferte Turbinengehäuse hat einen Durchmesser von rund 10 m und bringt ca. 40 Tonnen Gesamtgewicht auf die Waage. Auch der Generator, der ebenfalls in zwei Teilen angeliefert wurde, wiegt inklusive Anbauteile über
Das Laufrad der Turbine hat einen Durchmesser von exakt 1.755 mm und besteht aus insgesamt 19 präzise gefertigten Pelton-Bechern.
140 Tonnen. „Diese erheblichen Dimensionen machten die gesamte Projektlogistik und den Transport, der auf den letzten Kilometern zum Krafthaus über schlecht ausgebaute bzw. enge Straßen führte, zu einer großen Herausforderung“, sagt Andreas Mühlböck. Damit der Einbau der Maschinen so schnell wie möglich erfolgen konnte – auch der Faktor Zeit spielte bei dem Projekt eine wichtige Rolle – wurden einzelne Komponenten wie Hydraulikleitungen und diverse Verrohrungen bereits werkseitig vormontiert. Durchgeführt wurden die auf mehrere Etappen aufgeteilten Montageschritte, die zwischen Herbst 2024 und Frühjahr 2025 erfolgten, von erfahrenen GUGLERSupervisoren und lokalen Kräften.
Leistungstechnische Bestmarke
Bei vollem Wasserdargebot erreicht die bislang leistungsstärkste Pelton-Turbine von GUGLER 21.175 kW Engpassleistung. Dank ihrer 5-düsigen Ausführung kann die Maschine auch bei stark verringerten Zuflüssen in einem breiten Teillastspektrum effizient Strom erzeugen. Der direkt mit dem Laufrad gekoppelte Synchron-Generator mit 23 MVA Nennscheinleistung vom Hersteller WEG wurde mit einem eigenen Schmiersystem und einer Wasserkühlung ausgestattet, die für optimale Temperaturen bei der Stromproduktion sorgen. Neben dem äußerst leistungsfähigen Maschinengespann zählten auch der massive Absperr-Kugelschieber, das Hydraulikaggregat sowie die regelungstechnische Ausrüstung und die Steuerung zum Auftragsumfang der Wasserkraftexperten. Geliefert und fachgerecht installiert wurde das elektro- und regelungstechnische
• Kraftwerkstyp: Ausleitungskraftwerk Ausbauwassermenge: 7,85 m³/s
• Nettofallhöhe: 302,9 m Turbine: 5-düsige Pelton-Turbine Turbinenachse: Vertikal Engpassleistung: 21.175 kW
Hersteller: GUGLER Water Turbines GmbH
• Generator: Synchron Nennscheinleistung: 23 MVA
• Kühlsystem: Wasser
Hersteller: WEG
Die neue Anlage Anashironi in der zentralperuanischen Region Junín teilt sich das Maschinengebäude mit dem Kraftwerk Renovandes H1.
Equipment vom niederösterreichischen GUGLER-Tochterunternehmen H&W Control GmbH, das auch für die Programmierung der Kraftwerks-Leittechnik sorgte. Vervollständigt wurde das hydroelektrische Komplettpaket der Österreicher durch zwei neue Transformatoren, die bei den Umspannwerken Santa Ana und Campas eingebaut wurden.
Mustergültig realisierte Ökostromanlage
Nach den finalen Installationsarbeiten hat das mustergültig realisierte Wasserkraftwerk im Mai 2025 zum ersten Mal Strom produziert, kurz danach konnte die Anlage bereits in den Regelbetrieb übergehen. Bei GUGLER zeigt man sich in einem Projektstatement sehr stolz über die neueste Referenzanlage in Peru: „Das Wasserkraftwerk Anashironi ist mehr als nur zusätzliche Megawatt im Netz – es ist eine strategische Investition
Mit der Fertigstellung des Kraftwerks Anashironi konnten die Österreicher bereits ihr achtes Projekt in Peru erfolgreich abschließen.
in saubere, zuverlässige Energie für die Region Junín. Es reduziert die Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen und trägt zur langfristigen Energiesicherheit Perus bei. Durch die Nutzung bestehender Infrastruktur wurde die Umweltbelastung auf ein Minimum reduziert, während die Leistung maximiert wurde –ein Schlüsselaspekt in der modernen Wasserkraftentwicklung. Die Möglichkeit, Kapazitäten ohne neue Staudämme zu erweitern, unterstreicht den Wert durchdachter Ingenieurskunst und nachhaltiger Planung.“
• Weltweit aktiv
• Modernisierungen
• Finanzierung und After-Sales-Service
• Schlüsselfertige Anlagen
• Höchste Qualität und Wirkungsgrad
• Betreiber Know-How
• Langjährige Erfahrung
Thessaloniki war Schauplatz für die diesjährige HYDRO 2025, die mehr als 1.000 Teilnehmer aus 69 Ländern in die Messehalle Helexpo führte.
In der Messehalle Helexpo im griechischen Thessaloniki ging von 22. bis 24. Oktober die diesjährige Auflage der Wasserkraftveranstaltung HYDRO 2025 über die Bühne. Drei Tage intensiver Diskussionen in Thessaloniki, eingeleitet durch drei Schulungsworkshops und gefolgt von drei technischen Exkursionen, boten mehr als 1000 Teilnehmenden aus 69 Ländern ein Forum, um sich über die aktuellsten Themen der Wasserkraftbranche auszutauschen und voneinander zu lernen. Das von AQUA-MEDIA organisierte Event stellte einmal mehr den Höhenpunkt in Sachen internationaler Wasserkraftveranstaltungen 2025 dar. 2026 wird die HYDRO in Bologna stattfinden.
Im Rahmen der Eröffnungssitzung von HYDRO 2025 ging ICOLD-Präsident Devendra Sharma gleich in medias res und betonte die Dringlichkeit, das Entwicklungstempo im Wasserkraftsektor deutlich zu erhöhen. Er hob verschiedene hemmende Faktoren hervor und sprach sich für klare, konsistente regulatorische Rahmenbedingungen sowie administrative Reformen aus, um Konzessionsverfahren effizienter zu gestalten und zu beschleunigen. Nachhaltiger Fortschritt, so Sharma, werde mutige politische Entscheidungen erfordern – darunter Reformen, die darauf abzielen, die vielfältigen Vorteile der Wasserkraft durch geeignete Regulierungsmechanismen anzuerkennen und zu honorieren.
Alex Beckitt, Vorsitzender von IEA-Hydro, knüpfte daran an und zitierte eine aktuelle Stellungnahme des Exekutivdirek-
Internationales Networking während der Kaffeepausen
tors der Internationalen Energieagentur (IEA), Fatih Birol, vom 17. Oktober: „Wasserkraft bleibt der ‚vergessene Riese der Elektrizität‘, der in politischen Debatten oft übersehen wird.“ Die IEA fordere daher die Regierungen weltweit auf, der Wasserkraft in der energiepolitischen Agenda mehr Gewicht zu verleihen, um ihr volles Potenzial auszuschöpfen.
700 Millionen Menschen ohne Zugang zu Strom Bente Brunes von der Weltbankgruppe hob in ihren einleitenden Bemerkungen hervor, dass eine bezahlbare, sichere und verlässlich verfügbare Energieversorgung die Lebensader moderner Gesellschaften und Volkswirtschaften bildet – und erinnerte daran, dass noch immer rund 700 Millionen Menschen keinen Zugang zu Strom haben. Sie zeigte auf, welch transformatives Potenzial der Wasserkraft in diesem Zusammenhang zukommt, und betonte, dass bis 2050 etwa 1300 GW an neuer Kapazität erforderlich seien, um einen nachhaltigen, universellen Energiezugang zu erreichen. Anschließend erläuterte sie, wie die Weltbankgruppe daran arbeitet, technische, finanzielle, ökologische und Governance-bezogene Hürden abzubauen, um dieses Ziel Schritt für Schritt zu verwirklichen.
Igor Kolomiyets berichtete im Anschluss über den Zustand der Energie- und Wasserinfrastruktur in der Ukraine. Ingenieurinnen und Ingenieure vor Ort, so schilderte er, zögen aus den fortwährenden Bombardierungen wichtige Lehren für die künftige Planung. Ihr Ziel sei es, im kommenden Jahr weitere 3 GW Leistung wieder ans Netz zu bringen – eine Nachricht, die in scharfem Kontrast zu einer erschütternden Meldung stand, die ihn noch am selben Tag erreichte: Zeitgleich mit seinem Vortrag waren durch neue Luftangriffe auf große Kraftwerke erneut 3 GW Leistung verloren gegangen.
Viele Unternehmen aus ganz Europa nutzten die Gelegenheit, um einem fachkundigen Publikum ihre Produkte und Dienstleistungen zu präsentieren.
Zentrale Bedeutung für griechische Energiewende
Eine Sondersitzung zum Thema „Griechische Wasserkraft heute“ spiegelte den bemerkenswerten Aufschwung wider, den die Wasserkraftentwicklung – insbesondere im Bereich der Pumpspeichertechnologie – im Gastgeberland von HYDRO 2025 derzeit erlebt. Alesandros Soumelidis, Chief Generation Design and Development Officer bei PPC, stellte die Nutzung stillgelegter Bergwerke für Pumpspeicheranlagen als innovative Möglichkeit vor, „das Loch zu füllen, das die Kohle hinterlässt“. Er betonte die zentrale Bedeutung dieser Strategie für die griechische Energiewende. Zu den weiteren hochrangigen Rednern zählten D. Papachristou von der Regulierungsbehörde, der Einblicke in das aktuelle Genehmigungssystem für große Wasserkraftprojekte und den zukünftigen Ausblick gab, sowie D. Gridas vom Independent Power Transmission Operator of Greece, der die Rolle der Wasserkraft aus Sicht des Übertragungsnetzbetreibers erläuterte. Alexis Paizis, CEO für Konventionelle Erzeugung bei PPC, ging in seinem Beitrag auf die Rolle der Wasserkraft im Kontext der Klimakrise ein. Er verwies auf die wachsenden Herausforderungen im Wassermanagement zwischen den unterschiedlichen Nutzungsinteressen – insbesondere in einem Land, das regelmäßig unter Dürreperioden leidet. Die künftige Strategie, so Paizis, sehe den Ausbau bestehender Stauseen, den Bau neuer Infrastrukturen sowie – wo technisch möglich – die Umrüstung bestehender Wasserkraftwerke zu Pumpspeicheranlagen vor. Begleitet werde dieser Prozess von optimierten regulatorischen Rahmenbedingungen, einer zentralisierten strategischen Planung und beschleunigten Genehmigungsverfahren.
Rolle der Wasserkraft im Wandel
Eine besonders gut besuchte Sitzung widmete sich dem Thema Hybridisierung, das Vorsitzender Luc Deroo als „Anpassung der Wasserkraft an die neue Energielandschaft“ bezeichnete. Die Referierenden verdeutlichten, dass sich der globale Energiesektor durch den rasanten Ausbau von Solar- und Windkraft tiefgreifend wandelt. In diesem Kontext verschiebe sich die Rolle der Wasserkraft zunehmend – von der klassischen Grundlastversorgung hin zur Bereitstellung zentraler Netzstabilitätsdienste. Die Diskussionen machten deutlich, dass hybridisierte Kraftwerke eine vielversprechende, wenn auch komplexere Lösung für moderne Energiesysteme darstellen. Das Thema Pumpspeicher zog sich durch insgesamt vier Sitzungen, in denen sowohl innovative Ansätze und technische Entwicklungen als auch internationale Fallstudien vorgestellt wurden. Dabei wurde betont, dass die erfolgreiche Umsetzung
solcher Projekte entscheidend von unterstützenden Marktmechanismen, verlässlichen Einnahmequellen und vereinfachten Genehmigungsverfahren abhängt.
Erfolgreicher Abschluss und Blick nach Bologna Wie in jedem Jahr standen auch Sicherheit, Überwachung und das Management natürlicher Gefahren ganz oben auf der Agenda, ergänzt durch themenverwandte Beiträge zu Hochwassermanagement und Schleusensicherheit. Renommierte Expertinnen und Experten aus aller Welt präsentierten Fachvorträge zu Klimawissenschaft, Sedimentmanagement und weiteren Schlüsselthemen.
Erste Rückmeldungen aus Fachkreisen, die bereits in den sozialen Medien geteilt wurden, beschreiben HYDRO 2025 als „inspirierend“, „eine der weltweit führenden Plattformen für bedeutende Diskussionen über Wasserkraft, Staudammsicherheit und Innovationen im Bereich erneuerbarer Energien“ sowie als „Forum für Kontakte und Gespräche, die künftige Kooperationen prägen werden“. Der Untertitel der Veranstaltung – „Partnerschaft für globale Lösungen“ – erwies sich damit als überaus treffend. Die Organisatoren dankten allen Teilnehmenden für ihre Beiträge und ihren engagierten Austausch. Mit Blick nach vorn richtet sich die Aufmerksamkeit nun auf die nächste Auflage: HYDRO 2026 wird vom 14. bis 16. Oktober in Bologna stattfinden und erneut Fachleute aus aller Welt zusammenbringen, um gemeinsame Lösungen für die Energiezukunft zu gestalten.
Ein wenig schottisches Highland-Flair brachte der Dudelsackspieler in die Räumlichkeiten der Messehalle Helexpo.
In Amstetten wurden klassische Wasserkraft und moderne Batteriespeicherung zu einem resilienten, zukunftsorientierten Energiesystem verbunden.
Die Versorgungssicherheit der Zukunft entsteht dort, wo erneuerbare Energie intelligent gesteuert und gespeichert wird. Die EnergyOnSite GmbH mit Sitz in Sterzing (Südtirol) hat sich auf genau diesen Bereich spezialisiert – und zählt heute zu den führenden Anbietern von Energiemanagement- und Speichersystemen in Mitteleuropa. Seit über zwölf Jahren entwickelt die Unternehmensgruppe Lösungen für eine stabile, dezentrale Energieversorgung. Gemeinsam mit der italienischen Muttergesellschaft Energy S.p.A., einem börsennotierten europäischen Hersteller von Batteriespeichersystemen, bietet EnergyOnSite maßgeschneiderte, schlüsselfertige Systeme für Energieversorger, Industrie und Infrastrukturbetriebe in der Kleinwasserkraft.
Ein aktuelles Referenzprojekt, das die Leistungsfähigkeit dieser Technologie eindrucksvoll unter Beweis stellt, ist die Kooperation mit den Stadtwerken Amstetten in Niederösterreich. Ziel des Projekts ist es, die lokale Energieversorgung nachhaltiger, flexibler und krisensicherer zu gestalten – ein Schritt, der die Energiewende auf kommunaler Ebene konkret voranbringt.
Das von EnergyOnSite konzipierte System verfügt über eine Energiespeicherkapazität von 2,24 MWh, eine Wirkleistung von 1 MW sowie 480 kVar Blindleistung. Die Speicherlösung ist als Container-System ausgeführt und über einen 20-kV-Anschluss mit 1250-kVA-Transformator an das Netz der Stadtwerke angebunden.
EnergyOnSite GmbH +39 0472 674 444 www.energy-on-site.com
Speichertechnologie trifft Wasserkraft Ein besonderes Merkmal des Projekts ist die enge Einbindung in das bestehende Wasserkraftwerk der Stadtwerke. Diese Kombination ermöglicht nicht nur die Bereitstellung von Primär- und Sekundärregelleistung, sondern auch eine Schwarzstartfähigkeit – also die Möglichkeit, das Netz im Falle eines Blackouts autonom wieder hochzufahren. Im Notstrombetrieb kann die Anlage lokale Verbraucher und wichtige Infrastruktur, wie unter anderem das Krankenhaus in Amstetten zuverlässig versorgen.
Darüber hinaus verfügt das System über ein aktives Blindleistungsmanagement zur Netzstabilisierung sowie über eine integrierte Eigenverbrauchsoptimierung, die den Wirkungsgrad der vorhandenen Erzeugungsanlagen deutlich erhöht. Die modulare Architektur erlaubt eine kaskadierbare Erweiterung, wodurch das System langfristig an wachsende Energieanforderungen angepasst werden kann.
Intelligentes Energiemanagement als Schlüsselkomponente
Das Herzstück der Anlage bildet das von EnergyOnSite intern entwickelte Energiemanagementsystem (EMS). Die Software wird im eigenen Haus programmiert und ermöglicht eine präzise Steuerung sämtlicher Energieflüsse – von der Produktion über die Speicherung bis hin zur Netzeinspeisung.
Durch die vollständige Eigenentwicklung kann EnergyOnSite auf Kundenwünsche flexibel reagieren und garantiert zugleich kurze Reaktionszeiten im Servicefall. Die direkte Kommunikation zwischen Kunden und den Entwicklern des EMS-Systems ist ein wesentlicher Qualitätsfaktor, der die Unabhängigkeit des Unternehmens stärkt. Ein technisches Alleinstellungsmerkmal ist der stufenlose Inselbetrieb: Beim Wechsel zwischen On- und Off-Grid-Betrieb erfolgt keine Unterbrechung – auch nicht im Millisekundenbereich. Gerade für Industriebetriebe und Energieversorger, die auf kontinuierliche Versorgung angewiesen sind, bedeutet dies einen erheblichen Sicherheitsgewinn.
Technologische Kompetenz „Made in Südtirol“
Mit einem Team aus 20 hochqualifizierten Fachkräften vereint EnergyOnSite Kompetenzen aus Elektrotechnik, Automatisierung und Softwareentwicklung. Als Teil der Energy-Group ist es möglich, Projekte von der technischen Planung über die Fertigung bis zum Betrieb vollständig aus einer Hand anzubieten. Das Unternehmen blickt auf über 500 MWh installierte Speicherkapazität in Deutschland, Österreich, Italien und der Schweiz zurück – eine Bilanz, die die zunehmende Bedeutung intelligenter Speichertechnologien im Energiemarkt unterstreicht.
Das Projekt der Stadtwerke Amstetten zeigt, wie sich klassische Wasserkraft und moderne Batteriespeicherung zu einem resilienten, zukunftsorientierten Energiesystem verbinden lassen. EnergyOnSite liefert dabei nicht nur Technologie, sondern ein Gesamtkonzept für Versorgungssicherheit, Effizienz und Nachhaltigkeit – und positioniert sich damit als einer der zentralen Player im europäischen Markt für Energiespeicherlösungen.
Die international renommierten Wasserkraftexperten der oberösterreichischen Global Hydro Energy GmbH rüsteten das neue Gemeinschaftskraftwerk Stegenwald von VERBUND und Salzburg AG mit hocheffizienten Kaplan-Pitturbinen aus.
Im September 2025 haben die Projektpartner VERBUND und Salzburg AG ihr neues Gemeinschaftskraftwerk Stegenwald an der Salzach offiziell eingeweiht. Das Laufwasserkraftwerk, mit dem der Strombedarf von rund 20.000 Haushalten abgedeckt wird, zeichnet sich durch ein innovatives Funktionskonzept aus. Dank der besonderen Einbaulage der beiden Kaplan-Turbinen, die in einer überströmten Maschinenhalle untergebracht sind, können die zwei Turbinenfelder auch für die Hochwasserabfuhr genutzt werden. Geliefert wurden die speziellen Turbinen mit jeweils 7,15 MW Engpassleistung von der oberösterreichischen Global Hydro Energy GmbH. Die international renommierten Wasserkraftexperten konnten im Rahmen des prestigeträchtigen Projekts ihre jahrzehntelange Erfahrung und ihre technische Lösungskompetenz voll unter Beweis stellen.
Der VERBUND und die Salzburg AG mussten eine ganze Reihe von Hürden nehmen und viel Geduld beweisen, bis die Bauarbeiten für ihr neues Gemeinschaftskraftwerk Stegenwald an der mittleren Salzach Anfang 2023 beginnen konnten. Neben den wirtschaftlichen Rahmenbedingungen waren vor allem die Beschwerden der Salzburger Umweltanwaltschaft maßgeblich für die Projektverzögerung. Bemerkenswert schnell erfolgte dafür die Errichtung der Ökostromanlage, vom Baustart bis zur Inbetriebnahme dauerte es lediglich zweieinhalb Jahre.
Kraftwerksdesign optimiert Ursprünglich sollte das Kraftwerk Stegenwald mit dem an der Salzach üblichen Funktionskonzept, das drei Wehrfelder und zwei Kaplan-Rohrturbinen vorsieht, ausgeführt werden. Von diesem Konzept mussten die Projektpartner aufgrund von Planungen der Österreichischen Bundesbahnen (ÖBB) allerdings abrücken. „Der Streckenabschnitt am Pass Lueg bildet für die ÖBB seit jeher ein Nadelöhr, an dem Naturgefahren wie Lawinen, Steinschläge oder Hochwässer auftreten kön-
nen. 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 VERBUNDProjektleiter Hannes Badura. Die Neukonzeptionierung basiert auf einer überströmten Maschinenhalle, womit auch die Turbinenfelder durch den Einbau entsprechender Wehrklappen zur Hochwasserabfuhr genutzt werden können. Diese innovative Variante, mit der nur mehr zwei anstelle von drei Wehrfeldern benötigt wurden, sorgte zudem für eine beträchtliche Verminderung des Bauaufwands.
Oberösterreichische Branchenexperten am Zug
Der zentrale Punkt, der die kompaktere Ausführung des Kraftwerks realisierbar machte, war die spezielle Einbauposition der Turbinen. Grundsätzlich handelt es sich bei den Maschinen um eine Kombination aus vertikaler Kaplan-Spiralturbine
und horizontaler Rohrturbine. Bei dieser Bauform gelangt das Triebwasser nicht von vorne, sondern von oben durch eine neu entwickelte und speziell geformte Einlaufspirale zum TurbinenLaufrad. Diese Ausführung erfordert auch eine alternative Anordnung von Getriebe und Generator, welche nicht wie üblich vertikal auf der Turbine, sondern in horizontaler Position davor positioniert werden. Der Auftrag zur Lieferung der Maschinensätze und der dazugehörigen Subaggregate wurde im Rahmen der öffentlichen Ausschreibung Anfang 2023 an die oberösterreichische Global Hydro Energy GmbH vergeben. Das sollte sich als gute Wahl herausstellen, denn die im Mühlviertel ansässigen Branchenspezialisten hatten schon in der Vergangenheit mehrere Kraftwerke mit ähnlichen Maschinen ausgerüstet und verfügten somit über umfassende Erfahrung mit diesem Turbinentyp. Für die Ausrichtung in horizontaler Richtung mussten jedoch einige Bereiche geometrisch neu entwickelt werden. Der Global Hydro-Turbinendesigner Christian Witti, der an der Entwicklung des Maschinenkonzepts von Beginn an federführend beteiligt war, betont, dass der Projekterfolg vielen klugen Köpfen zu verdanken ist: „Wir haben die Lorbeeren nicht alleine verdient. Das Gesamtkonzept des Kraftwerks bzw. der elektrohydraulischen Ausstattung stammt vom VERBUND und der Salzburg AG. Bei der Detailkonstruktion und bei der hydraulischen Konzeption haben wir uns eng mit den Auftraggebern sowie Partnern ausgetauscht.“
Beste Lösung für Standort
Christian Witti merkt an, dass der Einsatz von Turbinen mit Getriebeübersetzungen beim Kraftwerk Stegenwald nicht nur wegen der Hochwasserthematik eine sehr gute Lösung darstellte. „Weil die Lastfähigkeit der Zufahrtsbrücke zur Baustelle auf maximal 85 Tonnen beschränkt war, durften die Maschinen nicht zu schwer ausfallen. Ein Maschinensatz, bei dem Turbine und Generator direkt miteinander gekoppelt sind, hätte diese Gewichtsbeschränkung sicherlich übertroffen. Zudem durften die Hauptkomponenten der Turbinen auch nicht zu groß ausfallen, da diese durch eine enge Bahnunterführung in der Nähe der Baustelle transportiert werden mussten.“ Durch die Getriebeversionen konnte eine Aufteilung der Maschinensätze in vergleichsweise kompakte und leichte Baugruppen erfolgen, die im Wesentlichen aus Generatoren, Getrieben und Turbinen bestehen. Auch betriebswirtschaftliche Gründe sprachen für den Einsatz dieser Turbinen. Die Gesamtanlage ist aufgrund der Getriebelösungen kostengünstiger in der Herstellung. Außerdem können horizontalachsige Turbinen im Regelfall um ca.
Bauteile verlassen das Innovations- und Fertigungszentrum von Global Hydro im oberösterreichischen Niederranna.
1 bis 1,5 Prozent höhere Wirkungsgrade als vertikal ausgerichtete Maschinen erzielen.
Durchdachtes Maschinenkonzept „Global Hydro hat viel Zeit und Entwicklungsarbeit in das prestigeträchtige und technisch äußerst interessante Projekt investiert. Nachdem wir den Zuschlag Anfang 2023 erhalten haben, wurde mit Hochdruck daran gearbeitet, den Auftrag im vorgegebenen Zeitraum umsetzen zu können. Dabei ist zwar das eine oder andere graue Haar mehr gewachsen, es hat sich aber definitiv ausgezahlt. Was das technische Know-how und Fachwissen angeht, haben alle Beteiligten von dem Projekt profitiert“, so Christian Witti. Der Projektingenieur weist darauf hin, dass horizontale Turbinen im Vergleich zu vertikalen Maschinen generell erhöhten Konstruktions- und Berechnungsaufwand mit sich bringen: „Man musste sich extrem viele Gedanken machen, wie man die einzelnen Komponenten einbringt, montiert und ausrichtet.“ Damit die Turbinen alle temperatur- und lastabhängigen Verformungen unbeschadet überstehen, wurden genaueste Überlegungen angestellt. Die Krafteinleitung wurde dadurch optimiert, indem das Axiallager des Getriebes, das sich üblicherweise auf der Hinterseite befindet, nach vorne verlegt wurde. Außerdem wurde ein konisches Gehäuse konstruiert, um die Kräfte lokal zu halten. Also genau dort, wo sie entstehen. In diesem Zusammenhang erwähnt Christian Witti ein prägnantes Zitat
Die grafische Animation zeigt den Querschnitt eines Maschinensatzes.
von Gerhard Penninger, dem Leiter der Abteilung Maschinenund Stahlwasserbau bei VERBUND: „Wir tragen keine Kräfte spazieren.“
Für Geschiebetrieb gerüstet
Da die Salzach viel Schotter und Kies transportiert, war auch die Thematik der Geschiebedurchgängigkeit ein wichtiger Punkt bei der Konstruktion. Damit der natürliche Geschiebetrieb des Gewässers den Anlagenbetrieb nicht beeinträchtigt, wurden mehrere Maßnahmen gesetzt, sagt Christian Witti: „Die Fließgeschwindigkeit wurde speziell im unteren Bereich der Spirale sehr hoch gestaltet, um das Geschiebe mitzubefördern. Speziell geformte Einlauframpen dienen dazu, das anfallende Geschiebe mittig durch die Turbine abzuleiten. Durch die hohe Geschwindigkeit wird verhindert, dass das Material in der Turbine verbleibt und in weiterer Folge den Querschnitt der Spirale verengt. Zudem wurden an den tiefsten Punkten separate Spülleitungen gesetzt, mit denen Schotteransammlungen im Anlassfall entfernt werden können. Zusätzlich wurden bei den Einlaufbereichen der Turbinen mehrere Schotterkanten installiert, die das Geschiebe vorrangig zu den Wehrfeldern umleiten.“
Leistungsstarke Kraftpakete
Die beiden Kaplan-Turbinen wurden auf eine Ausbauwassermenge von jeweils 101,5 m³/s und 8,09 m Nettofallhöhe
ausgelegt, womit diese im Volllastbetrieb je 7,15 MW Engpassleistung erreichen. Dank der doppelten Regulierfähigkeit durch die individuell verstellbaren Leit- und Laufradschaufeln können die Maschinen von Global Hydro auch bei geringerer Wasserführung über ein breites Betriebsspektrum hinweg effektiv Strom erzeugen. Jedes der beiden Turbinen-Laufräder hat einen Durchmesser von 3.600 mm und wurde als 4-flügelige Variante ausgeführt, die Nenndrehzahl beträgt jeweils exakt 130,4 U/min. Die Synchron-Generatoren werden über die Getriebe mit dem Übersetzungsverhältnis 1:5,75 mit 750 U/min angetrieben. Komplettiert wurde der Global Hydro-Lieferumfang durch die Hydraulikeinheiten und die Schmier- und Kühlaggregate, die ebenso wie die Generatoren und Getriebe von namhaften Herstellern aus der Wasserkraft- und Energiebranche stammen.
Vormontage zahlt sich aus
Die einzelnen Turbinenteile wurden baugruppenweise in der Global Hydro-Zentrale in Niederranna hergestellt und nach der Fertigung ausführlichen Prüfungen und Funktionstests unterzogen. „Um den Montageaufwand auf der Baustelle möglichst gering zu halten, wurden die Antriebsstränge der Maschinen, bestehend aus Turbinendeckeln, Turbinenwellen und Turbinenlagerungen, als komplett vormontierte Einheiten ausgeliefert“, erklärt Global Hydro-Projektleiter und -koordinator Rainer Pühringer: „Damit es zu keinen Verzögerungen auf der Baustelle kommt, war es sehr wichtig, dass die Maschinenteile fristgerecht zugestellt und montiert werden. Bei der Transportthematik haben wir uns auf eine ‚just in time delivery‘ konzentriert. Die Komponenten wurden also genau dann geliefert, wenn sie benötigt wurden. Das war bei einem Projekt dieser Größenordnung, bei dem immer wieder kurzfristig auf verschiedene Änderungen flexibel reagiert werden musste, durchaus mit einigen Herausforderungen verbunden.“ Der Einbau bzw. die Installation des elektromechanischen Equipments auf der Kraftwerksbaustelle erfolgte in zwei Hauptmontageeinsätzen. Zunächst wurden im Sommer 2024 die großen Stahlbauteile wie Leitapparat, Stützschaufelring und Saugrohrkonus montiert, genauestens ausgerichtet und verankert. Trotz grenzwertiger Windverhältnisse konnte das erfahrene Global Hydro- Baustellenteam das Einheben der ca. 30 Tonnen schweren Komponenten mit dem Einsatz von mobilen Schwerlastkränen erfolgreich bewältigen. Damit war der erste Schritt der Turbinenmontage gesetzt und die Bauarbeiten konnten wie geplant fortschreiten. Im Dezember 2024 stand schließ-
Durch die werkseitige Vormontage der Antriebsstränge konnten diese auf der Baustelle mit geringerem Montageaufwand eingebaut werden. Vogelperspektive auf die Turbinen- und Wehrfelder des Flusskraftwerks
lich die Zweitmontage auf dem Programm, bei der die Maschinensätze zu ihrer finalen Form zusammengesetzt wurden. Dabei wurden zunächst die vormontierten Antriebsstränge in den Maschinenraum eingehoben und exakt ausgerichtet. Danach folgte die Montage der Getriebe und Generatoren sowie die Installation der sekundärtechnischen Subaggregate. „Die Zweitmontage war in zeitlicher Hinsicht eine ziemliche Herausforderung. Durch unsere flexible Herangehensweise können wir stets schnell reagieren und zusätzliche Ressourcen schaffen, wenn es nötig ist“, betont Rainer Pühringer.
Referenzprojekt an der Salzach Im Anschluss an die kurz nach dem vergangenen Jahreswechsel durchgeführten Trockentests konnten im heurigen Frühjahr schließlich die Nassinbetriebnahmen der Turbinen starten. Bereits Ende April 2025 begann die finale Inbetriebsetzung des Kraftwerks, wobei ausführliche Netzsynchronisierungen, Feinjustierungen, Differenzdruckmessungen und Abschaltver-
suche in verschiedenen Leistungsbereichen durchgeführt wurden. Nachdem beide Maschinensätze den Probetrieb mit Bravour bestanden hatten, konnte das neue Salzachkraftwerk im heurigen Juli in den Regelbetrieb übergehen. Bei Global Hydro zeigt man sich sehr zufrieden über den erfolgreichen Projektabschluss. „Es war sehr erfreulich, dass wir unsere Kompetenz bei einem neuen Kraftwerk von VERBUND und der Salzburg AG unter Beweis stellen konnten. Angesichts der bisherigen Betriebserfahrung und dem Feedback der Auftraggeber können wir von einem großen Erfolg des Projekts sprechen“, so Rainer Pühringer. „Das Kraftwerk Stegenwald dürfen wir uns definitiv als Referenzanlage auf die Fahnen heften“, betont Christian Witti: „Das anspruchsvolle Projekt konnte trotz zahlreicher Herausforderungen in einem kurzen Umsetzungszeitraum zu einem erfolgreichen Abschluss gebracht werden. Und ganz wichtig: Wir haben wieder einmal bewiesen, dass Global Hydro auch im Spezialturbinenbau über die höchste Entwicklungs- und Fertigungskompetenz verfügt.“
Bei der leittechnischen Ausstattung des neuen Salzachkraftwerks Stegenwald setzten die Verbund Hydro Power GmbH und die Salzburg AG auf die Wasserkraftspezialisten der Siemens Energy Austria GmbH. Die in der Landeshauptstadt Salzburg ansässigen Branchenspezialisten konnten ihr umfassendes Know-how und ihre technologische Kompetenz, die auf jahrzehntelanger Erfahrung rund um den Globus basiert, ein weiteres Mal voll unter Beweis stellen. Für die Siemens Energy Austria GmbH ist das Projekt Kraftwerk Stegenwald aus mehrerlei Hinsicht von enormer Bedeutung und Wichtigkeit: Zum einen untermauert es die hervorragende und bereits seit vielen Jahren fundierte Zusammenarbeit und das damit verbundene steigende Vertrauen zwischen den Auftraggeberinnen Verbund Hydro Power GmbH und Salzburg AG und dem Auftragnehmer Siemens Energy Austria GmbH. Zum anderen ist das Projekt aus technischer Sicht durch den Einsatz der neuen Leittechnik Device Manager sowie der erstmaligen Umsetzung einer Wasserhaushaltsregelung bei einem überströmten Kraftwerk ein absolutes Novum. Nicht zuletzt ist das Kraftwerk Stegenwald aufgrund seiner unmittelbaren Nähe zum Bürostandort der Siemens Energy Austria GmbH Wasserkraftspezialisten aus Salzburg eine optimale Referenz, die dank kurzer Wege mit Kunden und Partnern besichtigt werden kann.
Der Lieferumfang umfasste die leittechnische und elektrische Ausrüstung für die Gewerke Maschinenautomatik inklusive Turbinenregler, Hilfsbetriebe und elektrischer Maschinenschutz der beiden Maschinen sowie die allgemeine Automatik und die Automatisierung der beiden Wehrfelder inklusive der Turbinenzulaufklappen. Als zentrale Bedien- und Beobachtungseinheit dient ein Leitstand-Arbeitsplatz im Wartenraum des Kraftwerks. Die Einbindung in das übergeordnete Prozessleitsystem der Salzburg AG, welche die Anlage betreibt und somit die Möglichkeit zur Fernüberwachung durch das Betriebspersonal hat, erfolgt mit dem gängigen Kommunikationsprotokoll IEC 60870-5-104. Auch die komplette elektrotechnische Montage und die herausfordernde Inbetriebnahme wurden durch erfahrene Mitarbeiter der Siemens Energy Austria GmbH Einheit aus Salzburg durchgeführt.
Technische Herausforderungen und Lösungen
Ein modernes Automatisierungs- und Leitsystem erhöht die Anlagenverfügbarkeit und schützt das Kraftwerk vor Cyberattacken. Das Herzstück der Anlage stellt die Siemens Energy Austria GmbH Maschinensteuerung mit dem Turbinenregler dar. Bei der Realisierung des digitalen Turbinenreglers wurde nicht nur die Regelung der einzelnen Maschinen, sondern auch das Zusammenspiel der Maschinen in der Wasserhaushaltsautomatik optimiert. Im Detail wurde eine neue SICAM A8000 Steuerung in Verbindung mit dem Device Manager als Projektierungsumgebung eingesetzt. Die Visualisierung zur Bedienung und Beobachtung der Anlage erfolgt mit der vom lokal in Salzburg ansässigen Softwarespezialisten CopaData entwickelten Umgebung Zenon. Skalierbarkeit, Sicherheit und Vernetzung sowie die Konformität zu den relevanten Standards von ISO, ISA,
IEEE und IEC sind die Basis für ein robustes und hochverfügbares System, wie es in der Energiewirtschaft und im Speziellen beim Kraftwerk Stegenwald durch die Siemens Energy Austria GmbH eingesetzt wird. Die Automatisierungseinheit SICAM A8000 verfügt über hohe Funktionalität und Flexibilität, was wiederum eine Vielzahl an Kombinationen von Automatisierungs-, Fernwirk- und Kommunikationsaufgaben erlaubt. Ergänzt um die skalierbare Leistungsfähigkeit und verschiedene Redundanzkonfigurationen wird eine optimale Anpassung an die jeweiligen Anforderungen des Prozesses im Wasserkraftsegment erreicht. Vor allem in Hinblick auf die immer größer werdenden Heraus- und Anforderungen an die Cyber-Security sowie an das Schnittstellen- und Kommunikationsmanagement ist die A8000 aus der SICAM-Familie den anderen eingesetzten Produkten am Wasserkraftmarkt weit voraus. Mit dem erstmaligen Einsatz der SICAM Device Manager Lösung an der Salzach können die Vorteile wie effizienteres Konfigurieren, Parametrieren und Testen sowie die einfachere Pflege von relevanten Datenbeständen vollumfänglich genutzt werden und somit zu einer wirtschaftlichen Umsetzung des Projekts beitragen. „Für unser Projektteam war es natürlich sehr hilfreich, die Philosophie und technische Vorstellung beider Unternehmen, sowohl von der Salzburg AG als auch von der Verbund Hydro Power GmbH, aus vorherigen Projekten zu kennen. Ohne größeren Abstimmungsaufwand konnte direkt mit dem Detailengineering gestartet und somit wertvolle Zeit für die Projektabwicklung gewonnen werden. Besonders hervorzuheben ist der Mehrwert für sämtliche am Projekt beteiligten Personen und Unternehmen, der durch eingespielte Projektteams sowohl auf Kunden- als auch auf Lieferantenseite aufgrund langfristig etablierter Zusammenarbeit und Beziehungen über die Jahre hinweg entsteht. Auf dieser Basis sind die Herausforderungen, welche jedes Projekt in dieser Größenordnung bereithält, im Sinne einer gemeinsamen Lösungsfindung wesentlich einfa-
Schaltschrankplanung, Softwareengineering sowie Montage und Inbetriebnahme zählten zum Leistungsumfang der Siemens Energy Austria GmbH aus der Landeshauptstadt Salzburg.
cher und schneller zu bewerkstelligen“, ist Christian Ott, Projektleiter bei der Siemens Energy Austria GmbH, überzeugt.
Zusammenarbeit und Ausblick
Mit der erfolgreichen Umsetzung von Projekten wie dem Kraftwerk Dießbach oder dem Kraftwerk Wald hat die Siemens Energy Austria GmbH nicht nur bedeutende Referenzen inmitten einer der tourismusintensivsten Regionen Österreichs geschaffen, sondern auch die Kundenbeziehung zum größten Energieversorger des Bundeslandes Salzburg weiter vertieft. Für das Kraftwerk Stegenwald bedeutete dies, dass ein optimal eingespieltes Projektteam die Umbauarbeiten mit einem hohen Maß an Professionalität und Qualität erledigen konnte. Während der Projektierungsphase wurde in enger Zusammenarbeit mit allen am Projekt beteiligten Gewerken in kürzester Zeit eine Basis für das gemeinsame Ziel, die erfolgreiche und möglichst effiziente Durchführung der Kraftwerkserrichtung, geschaffen. Durch die hervorragende Zusammenarbeit aller am Projekt beteiligten Personen, die stets sowohl menschlich als auch technisch auf einem sehr hohen Niveau zusammenarbeiteten, konnte das Projekt innerhalb des straffen Terminplans zur vollsten Zufriedenheit fertiggestellt werden. Besonders hervorzuheben sind die Flexibilität und das fundierte Know-how der Ingenieure der Siemens Energy Austria GmbH sowie die kooperative und stets auf Augenhöhe basierende Kommunikation sowie gegenseitige Wertschätzung mit den Auftraggeberinnen Salzburg AG und Verbund Hydro Power GmbH. „Neben dem eigenen Anspruch der Siemens Energy Austria GmbH Einheit in Salzburg, stets beste Qualität abzuliefern, führt ein hohes Maß an Flexibilität in Verbindung mit geballter Kompetenz und eine effiziente sowie hoch professionelle Projektabwicklung zur Fortsetzung der gemeinsamen Erfolgsgeschichte zwischen den beteiligten Unternehmen“, sagt Siemens Energy Austria GmbH Niederlassungsleiter Markus Steindl.
Die Haller Wasserkraftallrounder haben mit dem KW Sarmenitiko ein weiteres Kleinwasserkraftwerk in Griechenland erfolgreich ausgerüstet.
Schon seit langer Zeit hat sich der Tiroler Wasserkraftspezialist Geppert Hydro einen klingenden Namen am griechischen Wasserkraftmarkt erarbeitet. Erst unlängst konnte das Traditionsunternehmen aus Hall in Tirol auf der bekannten PeloponnesHalbinsel ein weiteres Referenzprojekt erfolgreich abschließen. Das Kraftwerk Sarmenitiko wurde von Geppert nicht nur mit einem modernen Maschinensatz mit 1,35 MW Leistung, sondern auch mit dem bewährten Kugelhahn aus eigener Konstruktion ausgerüstet. Damit ist ein langfristiger, sicherer und wirtschaftlicher Betrieb des neuen Ausleitungskraftwerks garantiert.
Die Kleinwasserkraft spielt eine kleine, aber zunehmend bedeutende Rolle im erneuerbaren Energiemix Griechenlands. Im Vergleich zu den rasant wachsenden Erneuerbaren Wind- und Solarkraft überzeugt die Kleinwasserkraft durch ihre kontinuierliche, gut planbare Stromerzeugung – ein Vorteil in einem Energiesystem, das immer stärker von wetterabhängigen Quellen geprägt ist. Landesweit sind heute laut Angaben des „Greek Energy Sector Annual Report 2023“ ca. 110 Kleinwasserkraftanlagen mit insgesamt etwa 280 MW Gesamtleistung in Betrieb, die weniger als 10 % des nutzbaren Potenzials in Kleinflüssen ausschöpfen. Die griechische Wasserkraft hat also noch erhebliches Potenzial - vor allem in jenen Regionen, wo natürliche Gefälle und stabile Abflüsse ideale Voraussetzungen bieten. Dazu zählen gebirgige Landesteile wie Epirus, Westmakedonien, Zentralgriechenland oder die Halbinsel Peloponnes. Gerade in den letzten zehn Jahren zeigte sich ein kontinuierlicher Aufwärtstrend im Ausbau der griechischen Kleinwasserkraft. Erst vor kurzem wurde ein weiteres neues Kleinkraftwerk in Betrieb genommen, das auf der südgriechischen Halbinsel Peloponnes, rund 30 Kilometer südöstlich von Patras errichtet wurde.
Investorenkonsortium setzt auf Wasserkraftausbau „Die Idee und das Konzept für die Anlage wurden bereits vor mehreren Jahren von einem Konsortium, zu dem sich mehrere private Investoren zusammengeschlossen hatten, entwickelt. Ziel war die nachhaltige Nutzung des Baches Sarmenitiko
Ein leistungsstarkes Maschinengespann: Die 2-düsige horizontalachsige Peltonturbine Marke Geppert kommt auf eine Leistung von 1,35 MW.
zur Stromproduktion“, erläutert der Projektleiter des österreichischen Wasserkraftspezialisten Geppert Hydro, Jakob Kapeller, die Ausgangsituation. Bei den Betreibern handelt es sich keineswegs um Neulinge im Wasserkraftsektor. Im Gegenteil, die Mitglieder des Konsortiums verfügen über Erfahrung im Betrieb kleiner und mittlerer Wasserkraftanlagen und legen besonderen Wert auf langlebige und wartungsarme Technologien. Entsprechend wichtig war den Betreibern eine professionelle Ausführung der Anlage und eine hochwertige elektromechanische Ausrüstung. Ein wesentlicher Grund, warum sie beim Kraftwerk Sarmenitiko einmal mehr auf die Qualität der Firma Geppert gesetzt hatten.
Pünktlich zu den Herbstniederschlägen in Betrieb
Von seinem Konzept her handelt es sich um ein Ausleitungskraftwerk mit einer Wasserfassung auf rund 700 m Seehöhe, die im Wesentlichen aus einer kleinen Staumauer mit Tiroler Wehr und einem direkt angeschlossenen Entsander besteht. Für den Kraftabstieg wurde eine 2.480 m lange Druckrohrleitung aus GFK-Rohren der Dimension DN800 unterirdisch verlegt, die in das Krafthaus auf rund 440 m Seehöhe einmündet. Das Krafthaus ist standardgemäß mit Hallenkran, einer Trafostation und der kompletten Schalt- und Steuerungstechnik ausgestattet. Es beherbergt mit der elektromaschinellen Ausrüstung das technische Herz der Anlage. Konkret wurde von Geppert eine 2-düsige Pelton-Turbine in horizontaler Anordnung mit einem direkt gekoppelten Synchrongenerator geliefert. Sowohl Düsen als auch Strahlablenker werden über außenliegende Hydraulikzylinder gesteuert. Bei einer Ausbauwassermenge von ca. 575 l/s und einer Bruttofallhöhe von 264 m liegt die Nennleistung des Maschinensatzes bei 1.350 kW. „Montagebeginn war für uns im Sommer 2025, im Oktober dieses Jahres, konnte die Inbetriebnahme über die Bühne gehen. Damit wurde das Projekt termingerecht umgesetzt und konnte pünktlich zum Herbstbetrieb – der niederschlagsreichen Periode am Peloponnes – in den Regelbetrieb übergehen“, resümiert Jakob Kapeller.
Bewährte Kugelhahn-Technologie aus Tirol
In Summe umfasste der Lieferumfang des Wasserkraftspezialisten aus Hall i. Tirol neben dem Turbine-Generator-Gespann auch die gesamte Elektrotechnik, Eigenverbrauchstransformatoren, den Aufwärtswandler für das 20 kV-Netz, die Automatisierungs- und Steuerungstechnik auf Basis der hauseigenen Software Geppert Electric und den notschlusstauglichen Kugelhahn. Letzterer wird auch hydraulisch betätigt. Er zeichnet sich durch seine doppelt exzentrische Lagerung aus, die einen effizienten Regelbetrieb und einen Notschlussbetrieb
Die Eigenverbrauchstrafos wurden ebenfalls von Geppert Hydro geliefert. Wasserfassung am Bach Sarmenitiko auf rund 700 Meter Seehöhe
Die Tiroler Wasserkraftspezialisten lieferten für das KW Sarmenitiko auch die komplette Automatisierungs- und Steuerungstechnik auf Basis der hauseigenen Software Geppert Electric, die nicht zuletzt durch eine benutzerfreundliche Oberfläche und eine durchdachte Software-Architektur überzeugt.
ermöglicht. Die Firma Geppert Hydro zählt zu den ganz wenigen Turbinenbauern in der Branche, die selbst Kugelhähne entwickeln und bauen. Mittlerweile gelten die Kugelhähne von Geppert als absolutes Asset im Portfolio der Tiroler. „Unser Leistungsspektrum reicht bis zur Druckstufe PN100 und zur Dimension DN1200. Dabei sind wir in der Lage, auf kundenspezifische Wünsche einzugehen und können beispielsweise Kugelhähne mit Revisionsdichtungen ausstatten. Das eröffnet dem Kunden die Möglichkeit für Servicearbeiten am Kugelhahn, ohne dabei die Druckrohrleitung entleeren zu müssen“, erklärt Jakob Kapeller. Im Hinblick auf die Notschlusstauglichkeit kann der Kugelhahn innert kürzester Zeit geschlossen werden – und garantiert somit eine sichere Stillsetzung der Anlage.
Nächstes Kraftwerk für den Kunden vor Abschluss Resümierend blickt der Techniker aus dem Hause Geppert auf ein reibungsloses Projekt zurück, das nicht zuletzt auch aufgrund der langjährigen und eingespielten Kooperation des Turbinenbauers mit den erfahrenen griechischen Betreibern hervorragend funktioniert habe. „Die Betreiber schätzen aus ihren bisherigen Erfahrungen die hohe Zuverlässigkeit, präzise Fertigung und kundenspezifische Anlagenkonzeption von
Geppert-Kraftwerken. Als weiteren Bonuspunkt sehen sie den Service vor Ort, den unsere Techniker bieten können, da sie regelmäßig in Griechenland tätig sind“, so Jakob Kapeller. Daher kommt es nicht überraschend, dass die langjährigen Bestandskunden auch weiterhin auf die Technik und Kompetenz von Geppert setzen. So nehmen die Tiroler aktuell noch bis Ende dieses Jahres ein weiteres Kleinkraftwerk mit 2 MW Leistung für den selben Kunden in Betrieb. Seit Abschluss der Inbetriebnahme des neuen Kraftwerks Sarmenitiko im Oktober 2025 befindet sich die Anlage im stabilen Regelbetrieb. Mit seiner modernen Ausrüstung ist das Kraftwerk in der Lage, mehrere Millionen Kilowattstunden Strom zu erzeugen und trägt damit nicht nur zur Versorgung zahlreicher Haushalte mit Ökostrom bei, sondern fungiert auch als weiterer Baustein in der griechischen Energiestrategie. Projektleiter Jakob Kapeller resümiert daher zufrieden: „Das Wasserkraftwerk Sarmenitiko ist ein gelungenes Beispiel für die Kombination aus technischer Präzision, robuster Bauweise und kundennaher Projektabwicklung. Es zeigt eindrucksvoll, wie moderne Kleinwasserkraftwerke einen nachhaltigen Beitrag zur regionalen Energieversorgung leisten können – zuverlässig, effizient und umweltfreundlich.“
Kraftwerkstyp: Ausleitungskraftwerk
• Bruttofallhöhe: 264 m
• Ausbauwassermenge: ca. 575 l/s
Turbine: Pelton 2-düsig
Strahlkreis: 1.100 mm
Bauart: horizontalachsig
Fabrikat: Geppert Hydro
Drehzahl: 600 Upm
Nennleistung: 1,35 MW
• Generator: synchron
• Nennscheinleistung: 1,5 MVA
Kugelhahn: Fabrikat Geppert Hydro
Druckrohrleitung: GFK DN800
Länge DRL: 2.480 m
Automationstechnik: Geppert Electric Inbetriebnahme: Oktober 2025
Fossile Rohstoffe sind endlich. Energiekosten steigen. Nutzen Sie die Gelegenheit, den regionalen Anteil an regenerativer Energie zu erhöhen. Wir sind Ihr erfahrener Partner für den Bau von Kleinwasserkraftwerken mit hunderten von erfolgreich realisierten Projekten. Profitieren Sie von unserer einzigartigen Kompetenz und optimieren Sie die Verfügbarkeit und Ertragskraft Ihrer Anlagen.
E-Mail: energy.smallhydro.at@siemens-energy.com
Internet: www.siemens-energy.com
Als erfolgreicher Familienbetrieb in der vierten Generation liegt uns die Wasserkraft in den Genen. Wir entwickeln, fertigen und installieren unser umfassendes Portfolio zu 100 % selbst. Für unsere Kunden bedeutet das, dass sie eine rundum zuverlässige Anlage erhalten.