Im äußerst engen Kostenkorsett von 3,6 Millionen Euro ist es KELAG gelungen, das alte Kraftwerk Untertweng aus den 1920er Jahren in einer Bauzeit von nur neun Monaten komplett zu erneuern.

Dank eines neuen Anlagenkonzepts wurde aus dem betagten, kleinen Speicher-Kraftwerk eine sowohl energiewirtschaftlich als auch ökologisch hochwertige Laufwasserkraftanlage. Mit zwei baugleichen Francis-Turbinen aus dem Hause EFG erzeugt sie heute im Regeljahr rund 6,3 GWh, das bedeutet eine Produktionssteigerung von mehr als 50 Prozent. Ein eindrücklicher Nachweis, dass sich mit dem nötigen Know-how auch unter schwierigen Rahmenbedingungen ein Kraftwerksneubau wirtschaftlich darstellen lässt.

Tief in den Berg eingeschnitten erstreckt sich der Kirchheimer Graben zwischen Bad Kleinkirchheim und Radenthein im Herzen des schönen Kärntner Nockgebiets. Durch den „Tiefen Graben“ – wie er auch genannt wird – bahnt sich der Tieferbach seinen Weg ins Tal. Ein Gewässer, das schon seit langer Zeit im Dienste der Wasserkraft steht. Vier Kleinkraftwerke nutzen  heute die Energie des Wildbachs: das KW Twengbach zuoberst, das KW Bad Kleinkirchheim darunter, das KW Tieferbach im mittleren Abschnitt und das KW Untertweng als Unterlieger-Anlage. Während das KW Bad  Kleinkirchheim zu 100 Prozent dem Kärntner Energieunternehmen gehört, ist es am KW Tieferbach 30-prozentiger Anteilseigner. Die Unterlieger-Anlage Untertweng befindet sich seit 1997 im Besitz der KELAG, nachdem man sie damals von der Veitsch-Radex AG (heute 100%-ige Tochter der RHI) erworben hatte.

Spitzenstrom-Bolide als Dauerläufer
Gebaut wurde das Kraftwerk Untertweng bereits in den 1920er Jahren. Von seinem ursprünglichen Konzept her handelte es sich um ein Speicherkraftwerk, das über einen kleinen Speichersee mit einem Fassungsvermögen von wenigen Tausend Kubikmetern verfügte. Das Triebwasser wurde über eine Francis-Turbine abgearbeitet, die auf ein Schluckvermögen von 1,4 m3/s ausgelegt war. Im Grunde also ein Spitzenstromkraftwerk, das aber seit langer Zeit nicht mehr als solches betrieben worden war. „Der Speicher war durchaus etwas problematisch. Er war größtenteils verlandet und dringend sanierungsbedürftig. In diesem verlandeten Zustand war er nicht mehr als ein Absetzbecken. Wirtschaftlich betrachtet, war er völlig sinnlos geworden“, erklärt dazu DI Stefan Leitner von der KELAG. „Als Volllastmaschine eines Speicherkraftwerks war die Turbine nur auf einen Punkt ausgelegt. Unter den gegebenen Umständen wurde sie aber seit Jahrzehnten im Dauerbetrieb genutzt. Dass dies keine optimalen Wirkungsgrade erwarten lässt, liegt auf der Hand. Es gab also Gründe genug, das gesamte Konzept der Anlage zu hinterfragen und gegebenenfalls auf neue Beine zu stellen.“ Im Vorfeld eines derartigen Unterfangens galt es allerdings, die wirtschaftliche Machbarkeit zu prüfen. Angesichts der aktuellen Marktpreissituation erschien ein Neubau keineswegs einfach durchsetzbar. „Als am Markt operierender Energieversorger dürfen und können wir nur Projekte umsetzen, die wirtschaftlich darstellbar sind. Aus diesem Grund wurde für das Projekt ein sehr enges Kostenkorsett von 3,6 Millionen Euro geschnürt. Im Grunde bestand die größte Herausforderung für uns darin, das Projekt mit diesen wirtschaftlichen Rahmenbedingungen zu realisieren. Zum Glück ist uns das gelungen, ohne Kompromisse hinsichtlich unserer Qualitätsstandards eingehen zu müssen“, resümiert Stefan Leitner.

Rohrverlegung am Seil
Für die Wasserkraftspezialisten der KELAG war von Anfang an klar, dass das Konzept mit dem kleinen Speicher vor der Fassung keine Neuauflage erfahren würde. Eine Entlandung wäre aufgrund der schwer zugänglichen Geländetopographie mit schwerem Gerät kaum durchführbar, ein Neubau hoch kompliziert gewesen, heißt es. Darüber hinaus sollte die Auflösung des alten Speichers und die Verlegung der Fassung direkt an den  UW-Kanal des Oberliegerkraftwerks Tiefer Bach einen Fallhöhengewinn für ein neues Laufkraftwerk von über 20 m bedeuten. „Wir haben daher beschlossen, die alte Fassung rückzubauen und ein neues, längliches Schachtbauwerk zu errichten. Es dient als Übergabebauwerk, in welches das abgearbeitete Triebwasser aus dem KW Tieferbach direkt eingeschleust wird“, so der Ingenieur der KELAG.
Konsequenterweise entschied man sich auch für eine Totalerneuerung der Druckrohrleitung. Die alte Rohrleitung, eine genietete Stahlrohrleitung, die auf Sätteln gebettet war, sollte durch eine vollständig erdverlegte Leitung aus GFK-Rohren ersetzt werden. Eine bemerkenswerte Materialwahl, nicht zuletzt aufgrund der enormen Steilheit des unteren Trassenabschnitts oberhalb des Maschinenhauses. „Die FLOWTITE Rohre der Firma Amiantit/Etertec sind für die hier auftretenden Kräfte ausgelegt“, bekräftigt Stefan Leitner. Eine große bauliche Herausforderung war allerdings die Verlegung der Rohre über die letzten 250 m der Rohrtrasse im Kirchheimer Graben. Bei einer Hangneigung von fast durchgehend 37 Grad mussten sowohl Schreitbagger als auch Monteure immer wieder am Seil gesichert werden. Positiv wirkte sich bei diesen heiklen Arbeiten das geringe Materialgewicht der GFK-Rohre aus, was das Handling mit den Rohrstücken erleichterte.

Neubau in neun Monaten
Anfang 2014 begann das Kraftwerksteam der KELAG mit den Vorarbeiten an dem Neubauprojekt, für das noch im ersten Quartal desselben Jahres der positive Bescheid der Behörden erteilt wurde. Nach der erfolgten Ausschreibung konnten bereits im Juni 2014 erste Gespräche mit den beauftragten Unternehmen geführt werden. In Summe nahmen die folgenden Bau-, Montage- und Inbetriebsetzungsarbeiten gerade einmal neun Monate in Anspruch. Am 24. September letzten Jahres konnte der Probebetrieb erfolgreich abgeschlossen und das Kraftwerk in den Regelbetrieb übergeführt werden.
„Ein Vorteil in der Planung der Anlage lag nicht zuletzt darin, dass wir aufgrund der Oberlieger-Anlagen die Ganglinie des Tieferbachs sehr gut kennen – und die Anlage dementsprechend präzise auslegen konnten“, erklärt Stefan Leitner.
Für ihn und sein Team war von Anfang an klar, dass auch die elektromaschinelle Ausrüstung vollständig erneuert werden musste. Dies lag weniger am Alter der installierten Francis-Turbine, sondern eher daran, dass die Drehzahlen aufgrund des suboptimalen Betriebsmodus der auf Spitzenlast zugeschnittenen Turbine nicht mehr stimmten und diese für den geplanten Laufkraftwerksbetrieb nicht geeignet war. „Unsere eigenen Berechnungen zeigten schnell, dass unter diesen Voraussetzungen die Bestlösung aus zwei Maschinensätzen bestehen sollte“, erklärt dazu Michael Kandutsch. Eine Schlussfolgerung, die auch das beauftragte Turbinenbauunternehmen EFG aus dem Kärtner Feldkirchen teilte und voll unterstützte.

Anspruchsvolle Vorgaben
„Die Oberlieger-Anlage Tieferbach ist mit zwei ungleich großen Maschinensätzen ausgerüstet. Von dieser Variante sind wir allerdings abgerückt. Unserer Kalkulation zufolge waren bei den Gegebenheiten am Standort des KW Untertweng, einer Fallhöhe von 110 m und einer Ausbauwassermenge von 1,5 m3/s, zwei baugleiche Maschinensätze vorzuziehen. Wir haben festgestellt, dass die Wirkungsgradkurven bei niedriger spezifischer Drehzahl doch so flach verlaufen, dass diese Variante keinen nennenswerten Einfluss auf die Jahreserzeugung haben wird. Auf dieser Basis haben wir unser Angebot erstellt“, erzählt DI Gero Pretis, Projektleiter von EFG.
Dass die erfahrenen Turbinenbauer aus Feldkirchen den Zuschlag für die Lieferung der elektromaschinellen Ausrüstung erhielten, lag vor allem daran, dass im Zuge der Ausschreibung neben dem Preis auch der Wirkungsgrad und die technische Ausführung relativ hoch bewertet wurden. In dieser Kombination konnte sich EFG gegen die Mitbewerber durchsetzen. Dabei gelten die Vorgaben des Kärntner Energieversorgers bei Projekten dieser Art als streng und anspruchsvoll zugleich. „Die KELAG verfügt über jahrzehntelange Erfahrung in der Wasserkraft, und das schlägt sich auch in den umfangreichen technischen Spezifikationen nieder. Dieser Herausforderung haben wir uns gerne gestellt“, sagt Gero Pretis. Er verweist in diesem Zusammenhang auf eine besondere Knacknuss für die Ingenieure: „Das Schwierige bei diesen hydraulischen Bedingungen ist, die Vorgaben und Anforderungen in der geometrischen Kleinheit zu realisieren. Nicht alles lässt sich um mehrere Größeneinheiten auf klein skalieren. Irgendwann stößt man auf natürliche Grenzen. Praktisch gesehen, sind wir gefordert eine Kompromisslösung abzuliefern, die einerseits ein Höchstmaß an Wirkungsgrad bringt und dabei eine hohe Lebensdauer garantiert. Ich glaube, das ist uns sehr gut gelungen.“

Optimierte Strömungsbedingungen
Grundsätzlich erfolgte die technische Umsetzung in enger Abstimmung zwischen der KELAG und EFG, wobei für spezielle Fragen auch die TU-Graz konsultiert wurde. „Aus den genannten Gründen kam die hydraulische Auslegung der Francis-Turbinen nicht aus der Schublade, sondern wurde speziell dafür entwickelt. Dabei haben wir eng mit der Uni Graz zusammengearbeitet“, so Gero Pretis. Die Zusammenarbeit wurde auch bei der Verteilrohrleitung fortgesetzt. Schließlich verpuffen alle durch modernstes Maschinendesign erreichten Wirkungsgradvorteile in der Gesamtperformance, wenn etwaige Strömungsverluste in der Triebwasserzuführung den Anlagenwirkungsgrad senken. Aus diesem Grund haben die Verantwortlichen die Verteilrohrleitung ganz genau unter die Lupe genommen. „Durch die gegebene Topographie am Standort waren – letztlich auch um die Hochwassersicherheit der Rohrbrücke zu gewährleisten – markante Richtungswechsel erforderlich, die zugleich aber ein Minimum an Strömungsverlusten aufweisen sollten. Daher wurde vom Institut für hydraulische Strömungsmaschinen der Uni Graz mittels numerischer Berechnungen analysiert, wie sich die Zuströmung sowohl beim Einzelbetrieb als auch beim Zwei-Maschinenbetrieb darstellt. Mithilfe eines speziellen Optimierungsalgorithmus, dessen Zielparameter zum einen in der Qualität der Zuströmung und zum anderen in der Minimierung der Fallhöhenverluste bestanden, haben wir uns schließlich der Idealvariante angenähert. Eigentlich wird ein derartig aufwändiger Rechenprozess nur für Großanlagen angestellt. Dank permanent stärker werdenden Rechnern sind solche Methoden heute auch für kleinere Anlagen wirtschaftlich anwendbar“, so Gero Pretis.
Schwungmassen für Sicherheit
Für Gero Pretis und sein Team waren damit noch nicht alle technischen Herausforderungen gemeistert. Noch ein anderes Thema drängte sich in den Vordergrund: die Druckstoßproblematik. Dazu Stefan Leitner: „Die Leitungstrasse weist vor dem Steilabfall eine rund 700 m lange Flachstrecke auf. Beim Übergang, also dem ‚Knie‘ der Leitung, wäre eigentlich der ideale Ort für den Bau eines Wasserschlosses, wie sie im Übrigen die Altanlage besessen hat. Doch die möglichen Varianten dafür hätten unser enges Kostenkorsett gesprengt. Daher waren wir auf eine andere Alternative angewiesen – und  zwar die einer maschinenbaulichen Lösung.“ Die Ingenieure der EFG standen somit vor der großen Herausforderung, das Auftreten von Unterdruck in der Druckrohrleitung durch eine entsprechende Erhöhung des Trägheitsmomentes zu beherrschen. Gero Pretis: „Unsere Druckstoßrechnungen zeigten, dass wir ein relativ großes Trägheitsmoment schaffen müssen, um das Durchgangsverhalten zu beherrschen. Große Schwungräder bergen aber auch ein gewisses Risiko. Zum einen muss es mechanisch-statisch einwandfrei sein. Zum anderen muss der gesamte Wellenstrang den Drehzahlen sowie den auftretenden Kräften standhalten. Aus diesem Grund wird bei derartigen Bedingungen häufig das Schwungrad auf einem separaten Lagerbock gesetzt. Dies wollten wir allerdings vermeiden, da die dabei auftretenden Lagerverluste keineswegs zum ausoptimierten Gesamtkonzept des Maschinenbaus gepasst hätten. Daher die ‚fliegende‘ Variante.“

Drehzahlen über 3.000 Upm
Das hohe Trägheitsmoment ermöglicht ein Schließen der Maschinen, bevor sie in den Bereich der Durchgangsdrehzahl gelangen. „Bei einer regulären Schnellabschaltung wird der Schließprozess an den Stellorganen so ausgeführt, dass wir gar nicht in den Bereich der Durchgangsdrehzahlen kommen. Gerade bei kleinen Maschinen ist das von Bedeutung. Immerhin sprechen wir hier von einer Nenndrehzahl von 1.500 Upm. Die Durchgangsdrehzahl liegt bei 2.860 Upm – und die Schleuderdrehzahl ist noch einmal 10 Prozent höher“, sagt Gero Pretis. Er verweist darauf, dass diese Vorgaben für den Generatorlieferanten eine erhebliche Herausforderung darstellten: „Wir mussten feststellen, dass sich die Anzahl der Generatorhersteller schlagartig auf ein Minimum senkte, als man sich näher mit dieser Maschinenauslegung befasste. Es mangelte offenbar nicht nur am Know-how und der Bereitschaft, einen derartigen Generator zu bauen. Die meisten der Firmen hatten in ihren Hallen nicht die technische Möglichkeit, eine Maschine mit über 3.000 Upm zu schleudern.“

Enorme Axialkräfte gebändigt
Eine der wenigen rühmlichen Ausnahmen stellte der deutsche Generatorspezialist AEM-Anhaltische Elektromotorenwerk Dessau GmbH dar, der sich an das Projekt wagte und ein entsprechendes Angebot abgab. Dank der jahrzehntelangen Erfahrung verfügt das Unternehmen sowohl über den theoretischen als auch über den praktischen Hintergrund, eine derartige Maschine zu bauen. Grundvoraussetzung war es, die hohen Axialkräfte durch das direkt montierte Francis-Laufrad, die im Normalbetrieb zwischen +20 und -10 kN und bei transienten Betriebszuständen kurzzeitig bei +35 bis -25 kN liegen können, in den Griff zu bekommen. Hinzu kommen die zusätzlichen Radialkräfte, die sich aufgrund des direkt montierten Schwungrades mit einer Masse von 843 kg ergeben. „Wir mussten aus diesen Gründen auch die extrem hohen Anforderungen an das Schwingungsverhalten berücksichtigen und versuchen, die biegekritischen Drehzahlen in jedem möglichen Betriebspunkt zu vermeiden, was nicht ganz einfach war. Darüber hinaus galt es, Lösungen für die äußerst hohen Belastungen der Lagerbaugruppen und die Lager selbst zu finden. Man kann sich vermutlich schwer vorstellen, welche Kräfte entstehen, wenn sich eine Masse von rund 2.500 kg mit 3.150 Upm dreht“, sagt Tino Storch, Geschäftsführer von AEM. Wie ausgeprägt die Qualitätskriterien der KELAG dabei waren, lässt sich auch anhand der vorgegebenen Rundlaufforderungen ermessen, die innerhalb einer Toleranz von 0,01 mm lagen. Die Wirkungsgrade waren unter Auflagen von Pönalen zu erfüllen. Der Generator lag letztlich im Betriebspunkt PN100% knapp 1% über dem geforderten Wert, wie Tino Storch erfreut anmerkt. Last but not least verfügt die Maschine über eine Drehzahl- und eine Temperaturüberwachung sowie eine automatische Nachschmiereinrichtung.

20-30 Prozent mehr Leistung
Grundsätzlich zeigen sich die Verantwortlichen der KELAG sehr zufrieden mit der maschinellen Ausrüstung der Anlage. Im Zuge der Inbetriebsetzungsphase wurden umfangreiche Wirkungsgradtests angestellt. Dazu Stefan Leitner: „Die Wirkungsgradmessung wurde mittels Ultraschall-Durchflussmessung, gekoppelt mit einer Druckdifferenzmessung, durchgeführt. Dabei hat sich gezeigt, dass die Firma EFG die angegebenen Wirkungsgrad-Vorgaben vortrefflich erfüllt. Die Messtoleranz lag bei 2 Prozent.“
Beide Turbinen sind auf ein Schluckvermögen von je 750 l/s ausgelegt. Mit 1,5 m3/s Gesamt-Ausbauwassermenge wurde also eine geringfügige Erhöhung gegenüber dem Altbestand, der noch auf 1,4 m3/s ausgelegt war, erreicht. Bei einer Nettofallhöhe von 107,8 m liegt die Nennleistung jeder der beiden Maschinen bei 734 kW. Nicht zuletzt da ja auch die Fallhöhe gegenüber dem Altbestand um mehr als 20 m erhöht wurde, kann heute von einem Leistungsplus von  circa 25 Prozent gesprochen werden.

Maßgeschneiderte Elektro- und Leittechnik inklusive Service
Was die Steuerung des Kraftwerks angeht, so spielte dabei gerade die Einbindung in die übergeordnete Leittechnik die entscheidende Rolle. Dazu Michael Kandutsch: „Die KELAG verfügt mit der Zentrale in Klagenfurt über ein zentrales Steuerungssystem, von dem aus jedes unserer Kraftwerke fernüberwacht wird. Daher war eine der wichtigsten Aufgaben die Einbindung in unsere übergeordnete Energieleitzentrale. Die anspruchsvolle Aufgabe der Maschinenleittechnik haben wir an SIEMENS Graz vergeben, mit der wir eng zusammengearbeitet haben. Das Spezielle ist, dass wir bei Kraftwerken dieser Größenordnung auf digitale Turbinenregler verzichten. Diese werden vollständig in der ­Leit­technik eingebettet.“ Eine weitere steuerungstechnische Anforderung stellte die Herstellung einer effektiven Pegelregelung dar. „Mit einer Oberfläche von rund 80 m2 konnte das Übergabebauwerk nur sehr klein gebaut werden. Aus diesem Grund wurde es zu einer echten Herausforderung für das Team von SIEMENS Graz, hier eine schnelle und dabei zuverlässige Pegelregelung zu implementieren. Letztlich ist aber auch das sehr gut gelungen“, resümiert Kandutsch.
Auch bei der elektrischen Ausrüstung und der Anbindung an das 20-kV-Stromnetz wurde nicht an Qualität gespart. Mit der Beauftragung der SIEMENS AG Österreich / PG IE SH Region Süd, mit der Niederlassung in Graz, wurde der Auftrag an eine Firma mit bekannt hoher Kundenzufriedenheit und sehr großer Erfahrung im Kraftwerksbau, sowie einen Garanten für langfristige Partnerschaft und Verfügbarkeit als auch Kundennähe vergeben. Angepasst an die Kundenwünsche lieferte Siemens für dieses Bauvorhaben die gesamte elektrische Ausrüstung von der Netzeinbindungsschaltanlage, sowie der Kraftwerkssteuerung bis zur Steuerung der Bachfassung. Zum Lieferumfang gehörten eine 20-kV-Mittelspannungsschaltanlage, ein Transformator aus dem Werk Weiz mit einer Leistung von 2.000kVA, Niederspannungs- und Gleichspannungsverteilung, die gesamte Schutz-, Automatisierungs- und Kraftwerksleittechnik sowie sämtliche Verkabelungen für das Kraftwerk inkl. Detailengineering, Lieferung, Montage und Inbetriebsetzung. SIEMENSkonnte im Rahmen der Auftragsvergabe mit einem Komplettpaket aus maßgeschneiderter Elektro- und Leittechnik, lokalem Service, Kundennähe und fachlicher Kompetenz überzeugen. Die Lieferung, Montage und Inbetriebsetzung für die beiden Maschinensätze konnte pünktlich realisiert werden.

Stahlwasserbau und Maschinenbau in einer Hand
Die Kompetenz, sowohl Maschinenbau als auch Stahlwasserbau anbieten zu können, zählt zu den starken Seiten der Turbinenbauer aus Feldkirchen. Dazu EFG-Geschäftsführer Ing. Werner Goldberger: „Für den Kunden hat diese Lösung den Vorteil, Schnittstellen zu reduzieren, was sich des Weiteren auch in einer besseren Kostenkontrolle widerspiegelt. Für uns war dabei wichtig, dass wir durch die maßgeschneiderte Anpassung von Rohrbrücke und Verteilrohrleitung weiterhin den Gesamtanlagenwirkungsgrad in unseren Händen hatten. Ich denke, das hat sich positiv bemerkbar gemacht. Natürlich war gerade die Montage der Rohrbrücke, die im Hochsommer durchgeführt wurde, aufgrund von Temperaturen weit über 30° eine besondere Herausforderung für unsere Monteure. Aber am Ende hat alles sehr gut geklappt.“
Gerade wenn es spezieller Lösungen bedarf, beweist das Team von Werner Goldberger immer wieder Flexibilität und Problemlösungskompetenz. Als Beispiel dafür mag etwa der Seitenauslass im Krafthaus dienen, der ebenfalls im Lieferumfang der EFG lag. „Behördlich war vorgeschrieben, dass eine Weiterleitung des Triebwassers jederzeit gesichert sein muss, sollte die Anlage einmal außerplanmäßig zum Stillstand kommen. Aus diesem Grund war natürlich ein Bypass unerlässlich und wurde von uns zur vollen Zufriedenheit des Kunden realisiert“, so Werner Goldberger. Generell verweist er darauf, dass dieses Projekt – wie viele andere zuvor – wieder im Rahmen der bewährten Zusammenarbeit mit dem langjährigen Partner, dem Südtiroler Wasserkraftspezialisten Tschurtschenthaler erfolgreich umgesetzt wurde.

Um 50 Prozent mehr Ertrag
Seit Herbst 2015 läuft das neue Kraftwerk im Kleinkirchheimer Graben nun einwandfrei. Mittlerweile wächst die Vegetation schon dicht über die neue Rohrtrasse, sodass von den baulichen Eingriffen kaum mehr etwas zu sehen ist. Das Team der KELAG kann zufrieden einen Schlussstrich unter ein Projekt ziehen, das in Hinblick auf das enge wirtschaftliche Korsett keineswegs einfach zu realisieren war. Das Kraftwerksteam der KELAG bewies dabei nicht nur seine hohe technische, sondern auch wirtschaftliche Kompetenz. Dank des neuen Anlagenkonzepts und modernster Maschinentechnik konnte das Regelarbeitsvermögen von 4 GWh auf nunmehr 6,3 GWh hochgeschraubt werden, also um über 50 Prozent. Ein Musterbeispiel dafür, welches Steigerungspotenzial in so manch altem Kleinwasserkraftwerk steckt.