Wasserkraftanlagen: Planung, Bau und Betrieb, 4. Auflage

Jurgen Giesecke • Emil Mosonyi Wasserkraftanlagen Jurgen Giesecke • Emil Mosonyi Wasserkraftanlagen Planung, Bau und...

Author: Jurgen Giesecke | Emil Mosonyi

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Jurgen Giesecke • Emil Mosonyi Wasserkraftanlagen

Jurgen Giesecke • Emil Mosonyi

Wasserkraftanlagen Planung, Bau und Betrieb

4., aktualisierte und erweiterte Auflage mit 368 Abbildungen

^ Springer

Prof. em. Dr.-Ing. habil. Dr.-Ing. E. h. Jiirgen Giesecke Universitat Stuttgart Institut fur Wasserbau Lehrstuhl fiir Wasserbau u.Wasserwirtschaft Pfaffenwaldring 61 70550 Stuttgart Prof. em. Dr. tech. habil. Dr. sc. techn. Dr. h. c. mult. Emil Mosonyi Universitat Karlsruhe Institut fur Wasserbau und Kulturtechnik Kaiserstrafie 12 76128 Karlsruhe

Unter Mitarbeit von: Prof. em. Dr.-Ing. Hans-Joachim Gutt Universitat Stuttgart Institut fiir Elektrische Maschinen, Antriebs- und Mechatroniksysteme Pfaffenwaldring 47 70550 Stuttgart Dr.-Ing. Stephan Heimerl EnBW Kraftwerke AG Lautenschlagerstrafie 20 70173 Stuttgart

Bibliografische Information der Deutschen Bibliothek Die deutsche Bibliothek verzeichnet diese Publikation in der deutschen Nationalbibliografie; detaillierte bibHografische Daten sind im Internet iiber abrufbar. ISBN 10 3-540-25505-2 Springer Berlin Heidelberg New York ISBN 13 978-3-540-25505-5 Springer Berlin Heidelberg New York Dieses Werk ist urheberrechtUch geschiitzt. Die dadurch begriindeten Rechte, insbesondere die der Obersetzung, des Nachdrucks, des Vortrags, der Entnahme von Abbildungen und Tabellen, der Funk-sendung, der Mikroverlilmung oder Verviefaltigung auf anderen Wegen und der Speicherung in Datenverarbeitungsanlagen, bleiben, auch bei nur auszugsweiser Verwertung, vorbehalten. Fine Vervielfaltigung dieses Werkes oder von Teilen dieses Werkes ist auch im Einzelfall nur in den Grenzen der gesetzHchen Bestinmiungen des Urheberrechtsgesetzes der Bundesrepublik Deutschland vom9. September 1965 in der jeweilsgeltenden Fassung zulassig. Sie ist grundsatzlich vergiitungspflichtig. Zuwiderhandlungen unterliegen den Strafbestinmiungen des Urheberrechtsgesetzes. Springer ist ein Unternehmen von Springer Science+Business Media springer.de © Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2005 Printed in Germany Die Wiedergabe von Gebrauchsnamen, Handelsnamen, Warenbezeichnungen usw. in diesem Buch berechtigt auch ohne besondere Kennzeichnung nicht zu der Annahme, dass solche Namen im Sinne der Warenzeichen- und Markenschutz-Gesetzgebung als frei zu betrachten waren und daher von jedermann benutzt werden diirften. Sollte in diesem Werk direkt oder indirekt auf Gesetze, Vorschriften oder Richtlinien (z.B. DIN, VDI, VDE) Bezug genommen oder aus ihnen zitiert worden sein, so kann der Verlag keine Gewahr fur die Richtigkeit, VoUstandigkeit oder Aktualitat iibernehmen. Es empfiehlt sich, gegebenenfalls fiir die eigenen Arbeiten die voUstandigen Vorschriften oder RichtHnien in der jeweils gultigen Fassung hinzuzuziehen. Umschlaggestaltung: medionet AG, BerHn Satz: Druckvorlage Dr. S. Heimerl Gedruckt auf saurefreiem Papier

68/3020 5 4 3 2 10

Vorwort zur vierten Auflage Die seit 1997 erschienenen ersten drei Auflagen des vorliegenden Buches haben eine sehr gute Resonanz gefunden. So lag es nahe, nochmals die 4. Auflage liber die bisherigen Fassungen hinaus zu erweitem und zusatzlich eine Reihe von Anregungen zu beriicksichtigen, die erfreulicherweise aus dem Leserkreis gekommen sind. Hierbei flossen neue Ergebnisse mit ein. Wesentliche Erweiterungen bzw. Aktualisierungen erfuhren die Kapitel liber Grundlagen, Typen von Wasserkraftanlagen, Wasserfassung, elektrotechnische Ausriistung, Pumpspeicherung, Wasserkraft und Umwelt, schlieBlich Durchgangigkeit fiir die Aquafauna und Ausftihrungsbeispiele. Wie bei den Ausgaben zuvor befaBte sich Herr Dr.-Ing. Stephan Heimerl in anerkennungswerter Weise mit der Aufarbeitung neuer Textteile und Abbildungen, besorgte umsichtig das Layout und den druckfertigen Umbruch des gesamten Buches, dessen Gesamtumfang um rund 20 Druckseiten zugenommen hat. Auch hierzu war der hoch angesehene Springer-Verlag groBzligig bereit. Fiir die liberaus gute Zusammenarbeit sei wiederum bestens gedankt. Stuttgart/Karlsruhe im Fruhjahr 2005 Jlirgen Giesecke und Emil Mosonyi

Vorwort zur dritten Auflage Im BewuBtsein der breiten Offentlichkeit nimmt der Schutz der natlirlichen Lebensgrundlagen - Boden, Wasser, Luft - eine herausragende Stellung ein. So ist es u. a. das Ziel der Wasserwirtschaft, die Gewasser als Lebensraum zu sichem. In gleichem Sinne hat sich die Deckung des Energiebedarfes unter weitgehender Schonung der Umwelt zu einer zentralen Frage der Menschheit entwickelt, wobei nach Moglichkeit heimische Energiequellen zu nutzen sind. Eine ideale Energiequelle sollte unerschopflich, umweltvertraglich, vielerorts verfugbar und kostenglinstig sein. In hohem MaBe entspricht diesen Kriterien die viele Vorteile bietende Wasserkraft. Sie zahlt vorrangig zu den umweltfreundHchen, standig emeuerbaren Energieressourcen. Wasserkraft bedeutet unerschopfliche Sonnenenergie. Die Sonne halt den Wasserkreislauf mit Verdunstung, Wolkenbildung, Niederschlag und AbfluB aufrecht. Solange Wassermassen ein Gefalle zum Meeresniveau haben, enthalten sie potentielle Energie. Das Wesen der Wasserkraftnutzung beruht in der Fahigkeit des fallenden Wassers, Arbeit zu verrichten, und so wandehi Wasserkraftwerke die Schwereenergie in eine Bewegungsenergie bis hin zur Gewinnung elektrischen Stromes um. Seit mehr als vier Jahrtausenden ist die Wasserkraftnutzung zur Arbeitserleichterung des Menschen bekannt. Wasserrader zur Umwandlung der kinetischen Energie des stromenden Wassers in mechanische Energie lassen sich bis in das 3. Jahrtausend v. Chr. in China und im Vorderen Orient zurlickverfolgen. Eine europaweite Verbreitung begann im friihen Mittelalter. Wasserrader dienen fiir Getreidemuhlen, Schleifereien, Sage-, Stampf- und Hammerwerke. Im 19. Jahr-

VI

Vorwort

hundert setzte die Entwicklung von Wasserturbinen bzw. Turbinen ein. Das dynamo-elektrische Prinzip wurde entdeckt. Als am 12. September 1891 anlafilich einer intemationalen Elektrizitatsausstellung in Frankfurt/Main 1.000 Gluhbimen zu leuchten und ein 10 m hoher kiinstlicher Wasserfall zu sprudeln begannen, war der Durchbruch fiir die Femiibertragung elektrischen Stromes, hier vom 175 km entfemten FluBkraftwerk Lauffen/Neckar, mit 25-kV-Drehstromtibertragung geschafft. Wesentliche Elemente der bautechnischen Auslegung sind je nach Wasserkraflanlagentyp Wasserfassung, Stau- und Speicherbecken, Hochwasserentlastung und BetriebsauslaB, Sandfang und Triebwasserleitung, Stollen- und Druckschacht, Verteihohrleitung, WasserschloB und Krafthaus bzw. Kraftwerkskaveme. Bedeutende Elemente des Maschinenbaues sind Regel- und VerschluBorgane sowie hydraulische Maschinen, also Turbinen und Speicherpumpen. SchlieBlich sind gewichtige Elemente der elektrotechnischen Ausriistung Generatoren, Transformatoren, Schaltanlagen, Leit- und Steuerungstechnik. Wasserkraftnutzung bedeutet wie jede andere technische Anlage und wie jede menschliche Zivilisation tiberhaupt einen Eingriff in die Natur, sei es durch den Aufstau Oder durch die Ausleitung von Wasser in einem FlieBgewasser, durch die Einschrankung der Wasserfuhrung und der Durchgangigkeit fur Fische und andere Gewasserorganismen, sei es durch Fischausfall in Turbinen oder durch die Stoning und Beeintrachtigung urspriinglicher, aquatischer Lebensgemeinschaften. Handlungsbedarf ergibt sich hieraus fiir die Erhaltung oder Wiederherstellung okologisch funktionsfahiger Lebensraume und damit fur eine ausgewogene Abstimmung von Energienutzung und okologischem Gleichgewicht, von neugestaltendem Wasserbau und Landschaflsschutz. Aus der Verbindung der Wasserkraft mit einer iibergreifenden Wasserwirtschaft, der Mehrzweckaufgaben und dem Hochwasserschutz, resultieren weite Aufgabenfelder der Modemisierung, der Erweiterung oder des Neubaues von Wasserkraftanlagen unterschiedlicher GroBe. Auch die Wiederinbetriebnahme stillgelegter Kleinwasserkraftwerke zur dezentralen Stromversorgung tragt zum Umweltschutz bei. Entscheidend sind hierbei Akzeptanz, Wutschaftlichkeit und rechtliche Rahmenbedingungen. Dieser Tatsache tragt das vorliegende Buch Rechnung. Sein inhaltlicher Aufbau folgt den vorstehenden Gesichtspunkten fiir die Rangordnung der Wasserkraft innerhalb der konkurrierenden Energiequellen, fiir Umweltvertraglichkeit und Planungsgrundsatze, Bauausfiihrung und Betrieb. Es stiitzt sich partiell auf das zuletzt in der 3. Auflage erschienene, englischsprachige Standardwerk „Water Power Development" von Emil Mosonyi. Dieses umfaBt die Einzelbande 1: „Low Head Power Plants", Ausgabe 1984, und 2/A + B: „High Head Power Plants", Ausgabe 1991, mit insgesamt 2.165 Seiten. Die Bande erschienen hn Verlag der Ungarischen Akademie der Wissenschaften, Akademiai Kiado, Budapest. Vorlaufer waren bis in die 50er Jahre zuruckreichende Fachbiicher des Autors in ungarischer, deutscher und englischer Sprache. Die vorliegende, ganzlich neu gefaBte Buchveroffentlichung, die binnen sechs Jahren in drei Auflagen jeweils erheblich erweitert worden ist, verfolgt das Ziel, einen moglichst groBen Kreis von Wasserbauingenieuren anzusprechen, ob als Planer, Konstrukteur, Bau- oder Betriebsleiter, ob im Consulting-Bereich, in der

Vorwort

VII

Bauwirtschaft, in staatlichen oder kommunalen Aufsichtsbehorden oder in der Wissenschafl tatig, ob in seiner Eigenschaft als Student oder Spezialist. Der Leitgedanke war, nicht nur Theorie und praktische Umsetzung zusammenzufuhren, sondem ebenso die Fiille an Erfahrungen der beiden Autoren aus der Berufspraxis im Wasserbau, aus der Lehre und Forschung sowie aus der Tatigkeit als Beratender Ingenieur und Gutachter intemationaler Finanzierungsinstitutionen einzubringen. So sehr hierfur der Buchumfang in Grenzen zu halten war, wurde dennoch auf eine geschlossene, vor allem anschauliche und nachvollziehbare Darstellung der Einzelthemen und der komplexen Zusammenhange geachtet. In dieser Absicht einer gesamtheitlichen Wiedergabe der theoretischen Grundlagen, Bemessungsansatze, Planungsziele, Konstruktion, Bauausfuhrung und Inbetriebnahme, aber auch der Grundsatze fiir eine umweltfreundliche Auslegung und Gestaltung der Wasserkraftanlage, wurden der maschinen- und elektrotechnischen Ausrustung gebUhrender Platz eingeraumt. Das Buch sollte zudem fur diesen Bereich der Ingenieurwissenschaften dem Leser zumindest die einschlagige Vorplanung ermoglichen, um nicht nur die Gesamtplanung eines Wasserkraftwerkes sondem auch die statisch-konstruktiven Auswirkungen der Maschinenelemente zu erfassen. Kennzeichnende Ausftihrungsbeispiele weisen in dieselbe Richtung. Die gegenuber der 1. Auflage iiber 220 zusatzliche Seiten umfassenden Erweiterungen beziehen sich hauptsachlich auf die Themenfelder: Einordnung der Wasserkraft in die Energiesysteme, Grundsatze der Planung und Wirtschafllichkeitsuntersuchung, Dimensionierungsgrundlagen fiir die verschiedenen Anlagenkomponenten unter Einbeziehung vor allem der Finite-Elemente-Berechnungsmethoden, die Weiterentwicklungen von hydraulischen Maschinen zur Energieerzeugung und Generatoren und schliefilich die verschiedenartigen betrieblichen Aspekte unter Beriicksichtigung der Fuzzy Logik sowie der Kleinwasserkraftanlagen. Eine erhebliche Uberarbeitung mit zahlreichen Erganzungen erfiihren die Kapitel iiber Elektrotechnische Ausriistung, Pumpspeicheranlagen sowie iiber Wechselbeziehungen zwischen Wasserkraft und Umwelt, Mindestwasserregelungen und Durchgangigkeit. Die Gelegenheit bot sich an, mit der 3. Auflage samtliche Wiedergaben statistischer Kennzahlen fur nationale und Internationale Energieversorgungsbereiche mit Schwerpunkt Wasserkraft zu aktualisieren und uberdies die jiingsten Erkenntnisse hinsichtlich Umweltschutz sowie einschlagiger natur- und ingenieuwissenschaftlicher Fortentwicklungen zu beriicksichtigen. Um das vorliegende, inzwischen zweimal fortgeschriebene Fachbuch mit Jewells neuen Erkenntnissen von Wasserkraftanlagen auszustatten, die in 21 Hauptkapitel untergliederten Themenbereiche aufzuarbeiten und diese schlieBlich in Text und Bild ausgewogen wiederzugeben, bedurfte es der tatkraftigen Zuarbeit bewahrter wissenschaftlicher Mitarbeiter am Lehrstuhl fiir Wasserbau und Wasserwirtschaft der Universitat Stuttgart. Zu diesem besonders zu wiirdigenden Mitarbeiterstab zahlen die Herren Dr.-Ing. Georg Forster, Dipl.-Ing. Andreas Eisner, Dr.-Ing. Klaus Jorde, Privatdozent Dr.Ing. Walter Marx, Dr.-Ing. Matthias Schneider und Dipl.-Ing. Frank Zolbier. Den Herren Forster und Schneider oblag die Bearbeitung der unter Kapitel 8, 9 und 10 dargestellten Druck- und Verteilrohrleitungen sowie Druckstollen in der 1. und 2. Auflage, wahrend Herr Zolkier sich dem Kapitel 8 in der 3. Auflage widmete. Des

VIII

Vorwort

Kapitels 19 uber das Leitthema Mindestwasser in Verbindung mit dem in Kapitel 13 wiedergegebenen Komplex der Fuzzy Logik sowie Teilen des Kapitels 18 Wasserkraft und Umwelt haben sich im wesentlichen die Herren Jorde, Schneider und Eisner angenommen. In alien drei Auflagen machte sich Herr Marx um die Abfassung des Kapitels 11 uber Wasserschlosser und Schwallkammem sowie des innerhalb des Kapitels 18 neu aufgenommenen Abschnittes Uber Bewirtschaftung von Talsperren hinsichtlich Wasserkraftgewinnung und landwirtschaftlicher Bewasserung sehr verdient. Herr Prof. Dr.-Ing. Hans-Joachim Gutt, Ordmarius fur Elektrische Maschinen, Antriebs- und Mechatroniksysteme, Direktor des gleichnamigen Institutes der Universitat Stuttgart, konnte als hochangesehener Fachmann fur die Erstbearbeitung des eigenstandigen Buchkapitels „Elektrotechnische Ausrustung" gewonnen werden. Hierbei wurde er von Herm cand.-el. Markus Schlenker untersttitzt. Hinzu gekommen waren ftir die 2. Auflage ebenso die Herren Dr.-Ing. Dietrich Labahn, Berlin, und Dr.-Ing. habil. Zbigniew Styczynski, Stuttgart, die sich in spezieller Zuarbeit to Herm Prof. Dr.-Ing. Gutt hervorgetan haben. Den genannten Herren sei an dieser Stelle ausdriicklich gedankt. Ftir alle drei Auflagen leistete Herr Dr.-Ing. Stephan Heimerl groBe Dienste. Dieses trifft um so mehr fiir die vorliegende Ausgabe zu, als daB er inzwischen von der Universitat Stuttgart in die Privatwirtschaft Ubergewechselt ist und seine freien Tage Uber lange Monate hinweg eingebracht hat. Wie in den beiden vorangegangenen Auflagen fand Herr Dr. Heimerl sich emeut bereit, die mit der umfangreichen Erweiterung notwendigen Arbeitsablaufe aufeinander abzustimmen. Sachkundig wurden anfallende Textuberarbeitungen ebenso ausgefiihrt wie neue Fassungen sowie Bilder und Tabellen umgesetzt, wo notwendig auch erweitert und abgerundet. Umsicht, Konnen und Sorgfalt erforderte gleichermaBen die Erstellung der fur die unmittelbare Drucklegung abgeschlossenen Vorlage. Mit seiner Tatkraft gelang es, die engen Zeitvorgaben ftir die ineinandergreifende Aufgabenvielfalt einzuhalten. Herm Dr. Heimerl gebiihren daher im besonderen MaBe Dank und Anerkennung. Dem weltweit renommierten Springer-Verlag sagen die Verfasser aufrichtigen Dank ftir seine Initiativen zur Entstehung und zur Fortfuhmng des hervorragend ausgestatteten Buches, fiir die umsichtige Begleitung der einzelnen Bearbeitungsphasen und ftir das vielfach bewiesene Wohlwollen. Stuttgart/Karlsmhe im Fruhjahr 2003 Jiirgen Giesecke und Emil Mosonyi

Inhaltsverzeichnis 1

Entwicklungsstufen der Wasserkraftnutzung

1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.7.1 1.7.2 1.7.3

1

Ansatze der Wasserkraftnutzung Wasserradgetriebene Schopfwerke und Miihlen tJbergang vom Wasserrad zur Wasserturbine Ferniibertragung elektrischer Energie Wasserkraftanlagen und ihre Umgebung Mehrzweckaufgaben der Wasserkraft Wasserkraftnutzung im Spiegelbild der Energietrager Nutzung von fossilen Energietragem und Kembrennstoffen Nutzung emeuerbarer Energien Kriterien der Energieversorgung und Vergleich der Energieerzeugungsformen 1.7.4 KUnftige Entwicklung der Wasserkraftnutzung 1.8 Literatur

16 21 22

2

23

Grundlagen der Wasserkraftnutzung

1 5 5 7 8 11 13 13 14

2.1 Energie des Wassers 2.1.1 Energie des mhenden Wassers 2.1.2 Energie des flieBenden Wassers 2.1.3 Nutzbare Gesamtenergie des flieBenden Wassers 2.1.4 Potentielle Energie eines Speichervolumens 2.2 Verfiigbares Wasserkraftpotential 2.3 Literatur

23 23 24 25 29 30 36

3

Grundsatze der Planung und Projektierung

37

3.1 PlanungsprozeO und Projektentwicklung 3.1.1 Projektphasen 3.1.2 Besondere Aspekte bei Reaktiviemng, Modemisiemng und Erweitemng 3.1.3 Proj ektentwicklung im Rahmen von Finanziemngsmodellen 3.2 Grundlagen fur Auswahl und Weiterentwicklung von Wasserkraftstandorten 3.2.1 Wassermengenwirtschaftliche Erhebungen 3.2.2 Energiewirtschaftliche Erhebungen 3.2.3 Ausbaugrad

37 37 40 42 44 45 46 49

X

Inhaltsverzeichnis

3.3 Beurteilung von Wasserkraftanlagenprojekten 3.3.1 Betriebswirtschaflliche Betrachtung 3.3.1.1 Grundlagen der Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen 3.3.1.2 Investitionsrechnung zur Untersuchung der Wirtschaftlichkeit 3.3.1.3 Grundlagen der Zinsrechnung, Abschreibung und Annuitat 3.3.1.4 Statische Verfahren der Investitionsrechnung 3.3.1.5 Dynamische Verfahren der Investitionsrechnung 3.3.1.6 Besondere KenngroBen bei Wasserkraftanlagen 3.3.1.7 Wirtschaftlichkeitsaspekte bei Pumpspeicherkraftwerken 3.3.2 Gesamtwirtschaftliche und gesamtgesellschaftliche Betrachtung 3.3.2.1 Grundlagen der gesamtgesellschaftlichen Bewertungsverfahren 3.3.2.2 Gesamtgesellschaftliche Bewertungsansatze bei Wasserkraftprojekten 3.3.2.3 Bedeutung von Mehrzweckaufgaben 3.3.3 Ansatz fiir eine systematische Beurteilung von Wasserkraftanlagenproj ekten 3.4 Gesetzliche Vorgaben fur den Bau und Betrieb von Wasserkraftanlagen 3.4.1 Rechts- und Normhierarchie 3.4.2 Wesentliche Rechtsnormen fur die Wasserkraft 3.5 Versicherung von Wasserkraftanlagen 3.6 Literatur

52 53 54 55 55 57 57 59 65 67 67

4

83

Typen von Wasserkraftanlagen

4.1 Klassifizierung der Wasserkraftanlagen 4.2 Einteilung von Wasserkraftanlagen hinsichtlich der Nutzfallhohe 4.2.1 Niederdruckkraftwerke 4.2.1.1 FluBkraftwerke 4.2.1.2 Ausleitungskraftwerke 4.2.2 Mitteldruckkraftwerke 4.2.3 Hochdruckkraftwerke 4.3 Weitere bedeutende Wasserkraftanlagengruppen 4.3.1 Pumpspeicherkraftwerke als Regelungskraftwerke 4.3.2 Kleinwasserkraftanlagen 4.3.3 Dotationskraftwerke 4.3.4 Energienutzung in Leitungssystemen 4.4 Sonderformen der Wasserkraftnutzung 4.4.1 Nutzung der Gezeitenenergie 4.4.2 Nutzung der Meeresstromung 4.4.3 Wellenenergienutzung 4.4.4 Gradientenkraftwerke 4.4.5 Depressionskraftwerke

68 69 70 73 73 74 80 82

83 85 85 85 93 94 95 98 98 101 104 105 107 107 116 117 121 121

Inhaltsverzeichnis

XI

4.4.6 Gletscherkraftwerk 4.5 Literatur

122 123

5

125

Wasserfassung

5.1 Anordnung, Bauweise und Bemessung des Einlaufbauwerkes 5.1.1 Kraftwerke im FlieBgewasser 5.1.2 Entnahme aus FlieBgewassem 5.1.3 Entnahme aus stehenden Gewassem 5.1.4 Bemessungsgrundlagen ftir das Einlaufbauwerk 5.2 Schutz gegen Treibgut und Treibeis 5.2.1 Rechenanlagen 5.2.1.1 Konstruktive Ausbildung 5.2.1.2 Bemessung 5.2.1.3 Betrieb und Wartung der Rechenanlagen 5.2.2 Tauchwand und Schwimmbalken 5.3 VerschluBorgane 5.4 Literatur

126 126 126 133 13 5 147 148 148 149 154 157 159 162

6

Freispiegelleitungen

165

6.1 6.2 6.3 6.4 6.5 6.6

Hydraulische Bemessung Sedimenttransport Wellenbildung und Wasserspiegelschwingungen Konstruktive Ausbildung und Befestigungen Ubergang in Druckrohrleitungen Literatur

165 174 178 180 185 187

7

Sandfang

189

7.1 Konstruktive Ausbildung 7.2 Bemessung 7.2.1 Bemessungsgrundlagen 7.2.2 Beckenbemessung 7.3 Literatur

189 193 193 194 196

8

197

Druckrohrleitungen

8.1 Rohrtypen und Rohrverbindungen 8.1.1 Stahlrohre 8.1.2 Druckrohre aus duktilem GuBeisen 8.1.3 Betonrohre 8.1.4 Rohre aus glasfaserverstarktem Kunststoffharz

197 199 203 203 204

XII

Inhaltsverzeichnis

8.1.5 Holzrohre 8.2 Hydraulische Bemessung von Druckrohrleitungen 8.2.1 Hydraulische Grundlagen 8.2.2 Wirtschaftlichster Rohrdurchmesser 8.3 Dynamische Stromungsvorgange - DruckstoBe in Rohrleitungen 8.3.1 Druckwellengeschwindigkeit 8.3.2 DruckstoBberechnung 8.3.2.1 Joukowsky-StoB 8.3.2.2 EinfluB der SchlieBzeit auf den Joukowsky-StoB 8.3.2.3 DruckstoB nach der Theorie der starren Wassersaule 8.3.2.4 DruckstoB nach der Theorie der elastischen Wassersaule 8.3.3 Charakteristikenverfahren 8.3.4 Abminderung von DruckstoBen 8.4 Statische Bemessung von Druckrohrleitungen 8.4.1 Spannungen und Rohrwanddicke 8.4.2 Einbeulen und Verformen 8.4.3 AuBere Belastungen von Druckrohrleitungen 8.4.3.1 AuBere Belastungen bei offen verlegten Druckrohrleitungen 8.4.3.2 AuBere Belastungen bei eingeerdeten Druckrohrleitungen 8.4.3.3 AuBere Belastungen bei grabenlos verlegten Druckrohrleitungen 8.4.4 SchnittgroBen in Rohrringrichtung bei eingeerdeten Druckrohrleitungen 8.4.5 MaBgebende Nachweise fur die Druckrohrleitungsbemessung 8.4.5.1 Spannungs-ZDehnungsnachweis 8.4.5.2 Tragfahigkeitsnachweis 8.4.5.3 Verformungsnachweis 8.4.5.4 Stabilitatsnachweis 8.5 Rohrkriimmer, Rohrauflager und Dehnungsausgleicher 8.5.1 Rohrkrummer 8.5.2 Fixpunkte und Zwischenauflager 8.5.2.1 Auflagerkrafte 8.5.2.2 Beanspruchung der Rohrwandung im Auflagerbereich 8.5.3 Dehnungsausgleicher 8.6 Literatur

206 207 207 212 214 215 219 219 221 222 224 227 231 232 233 238 241 247 248 259

9

Druckstollen und Druckschachte

287

9.1 9.2 9.3

Konstruktive Ausbildung Statische Bemessung Literatur

287 290 303

264 267 267 268 268 268 271 271 273 274 277 282 284

Inhaltsverzeichnis

10

Rohrabzweige und Verteilrohrleitungen

XIII

305

10.1 Typen 10.2 Bemessung von Rohrabzweigen 10.2.1 Bemessung nach dem Flachenvergleichsverfahren 10.2.2 Uberschlagige Bemessung eines Hosenrohres 10.2.3 Spannungsermittlung mit der Finite-Element-Methode 10.2.3.1 Die flinf Schritte der Finite-Element-Methode 10.2.3.2 Ermittlung von Verschiebungen, Verzerrungen und Spannungen 10.2.3.3 Umsetzung von Finite-Element-Berechnungen 10.3 Literatur

305 307 307 314 318 318 326 329 332

11

333

Wasserschlosser und Schwailkammern

11.1 Anordnung 11.2 Aufgaben 11.2.1 Hydraulische Trennung des Zuleitungsdruckstollens von der Falleitung 11.2.2 Dampfung der DruckstoBentwicklung 11.2.3 Verbesserung der Regelung 11.2.4 Beschleunigter Ausgleich der Wassermengen 11.3 Typen und Bauweisen 11.3.1 Kriterien fur die Entwicklung verschiedener WasserschloBformen 11.3.2 BauHche Ausbildung 11.3.3 Typisierung nach der hydraulischen Funktionsweise 11.3.3.1 Einfache Becken- bzw. Schachtwasserschlosser 11.3.3.2 Kammerwasserschlosser 11.3.3.3 Gedrosselte Wasserschlosser 11.3.3.4 Differentialwasserschlosser 11.3.3.5 Windkessel-Wasserschlosser 11.4 Hydraulische Berechnung 11.4.1 SchachtwasserschloB - Grundgleichungen 11.4.2 Gedrosseltes WasserschloB 11.4.3 DifferentialwasserschloB 11.4.4 Losungsmethoden 11.4.4.1 Analytische Losungen 11.4.4.2 Numerische Behandlung 11.4.5 Stabilitatsproblem 11.4.5.1 Die Thomaschen Stabilitatskriterien 11.4.5.2 Beschleunigungs- bzw. Verzogerungszeit ta 11.4.6 Schwingungsvorgange 11.4.7 Bemessungs- und Optimierungsaufgaben 11.4.8 Uberschlagsformebi 11.4.9 WasserschloB und Triebwasserleitung

333 334 334 335 335 336 336 336 337 337 337 337 338 339 340 340 340 343 345 346 346 356 361 3 61 363 364 365 366 367

XIV

Inhaltsverzeichnis

11.4.9.1 Gekoppeltes Schwingungsverhalten 11.4.9.2 Gekoppelte Berechnung im Zeitbereich 11.4.9.3 Lastvorgaben fur die Stollenpanzerung 11.4.9.4 WasserschloBuberwachung mittels Fuzzy Logik 11.5 Sonderausfiihrungen 11.5.1 Anordnung bei Mitteldruckanlagen 11.5.2 Geheiztes WasserschloB 11.5.3 Windkessel-WasserschloB 11.6

12

Literatur

VerschlulJ- und Regelorgane bei Rohrleitungen

Anordnung und Grundformen von Krafthaus- und GrundablaOschiebern 12.1.1 Aufgaben und Anordnung 12.1.2 Grundtypen 12.1.3 Gebrauchliche Schieber in Turbinen- und Pumpenleitungen 12.1.4 Gebrauchliche Schieber in Grundablassen und Hochwasserentlastungsanlagen 12.1.5 SchnellschluBorgane 12.1.6 Be- und Entluftungsventile 12.1.7 Hilfseinrichtungen 12.2 Hydraulisches Verhalten 12.2.1 Stromungsvorgange 12.2.2 Verlusthohen 12.2.3 DurchfluB und AusfluB 12.2.4 Ermittlung der Energiehohen 12.2.5 Kavitation 12.2.6 DruckstoB 12.2.7 Schwingungen 12.3 Gestaltungsgrundsatze 12.4 Antrieb und Steuerung 12.5 Typen 12.5.1 Keilschieber und Flachschieber 12.5.1.1 Wirkungsweise und Anwendungsbereich 12.5.1.2 Konstruktiver Aufbau 12.5.1.3 Hydraulisches Verhalten 12.5.1.4 Vor- und Nachteile 12.5.2 Drosselklappen 12.5.2.1 Wirkungsweise und Anwendungsbereich 12.5.2.2 Konstruktiver Aufbau 12.5.2.3 Hydraulisches Verhalten 12.5.2.4 Vor- und Nachteile

367 370 377 378 379 3 79 379 379 389

391

12.1

391 391 393 394 395 395 397 398 399 399 399 401 405 406 409 409 410 411 412 412 412 413 414 415 415 415 416 418 420

Inhaltsverzeichnis

XV

12.5.3 Kugelschieber 12.5.3.1 Wirkungsweise und Anwendungsbereich 12.5.3.2 Konstruktiver Aufbau 12.5.3.3 Hydraulisches Verhalten 12.5.3.4 Vor- und Nachteile 12.5.4 Ringschieber und Hohlstrahlschieber 12.5.4.1 Wirkungsweise und Anwendungsbereich 12.5.4.2 Konstruktiver Aufbau 12.5.4.3 Hydraulisches Verhalten 12.5.4.4 Vor- und Nachteile 12.5.5 Kegelstrahlschieber 12.5.5.1 Wirkungsweise und Anwendungsbereich 12.5.5.2 Konstruktiver Aufbau 12.5.5.3 Hydraulisches Verhalten 12.5.5.4 Vor- und Nachteile 12.6 Literatur

421 421 422 424 425 425 425 428 429 431 432 432 433 434 437 438

13

439

Krafthaus

13.1 Krafthaustypen 13.1.1 Grundlegende Unterscheidungsmerkmale der Krafthaustypen 13.1.2 Besondere Aspekte bei unterschiedlichen Wasserkraftanlagentypen 13.2 Regelungs- und Leittechnik fiir den Wasserkraftanlagenbetrieb 13.2.1 Grundprinzipien der Regelungs- und Leittechnik 13.2.2 Fuzzy Logik zur Abbildung von Steuerungs- und Regelungsvorgangen 13.2.2.1 Grundlagen der Fuzzy Logik 13.2.2.2 Unscharfe Ansatze in der Fuzzy Logik 13.3 Betrieb und Unterhalt von Wasserkraftanlagen 13.3.1 Betriebs-, Anlagen- und Arbeitssicherheit bei Wasserkraftanlagen 13.3.2 Instandhaltung und Emeuerung von Wasserkraftanlagen 13.4 Literatur

440 441 449 455 455

14

477

Funktionsweise von hydraulischen Maschinen

14.1 Unterscheidungsmerkmale 14.1.1 Bauweise hinsichtlich Wellenausrichtung und Wasserzufiihrung 14.1.2 Einteilung nach der Regelungsart 14.1.3 Einteilung in Abhangigkeit des Durchflusses Q und der Fallhohe hf 14.1.4 Einteilung in Abhangigkeit der spezifischen Drehzahl riq und der Fallhohe hf 14.1.5 Langsam-, Mittel-, Schnellaufigkeit 14.1.6 Einteilung nach dem Verwendungszweck und der Betriebsart

459 460 461 468 468 473 475

477 478 479 479 479 481 481

XVI

Inhaltsverzeichnis

14.2 Bemessungsgrundlagen 14.2.1 Turbinendrehmoment 14.2.2 Fallhohe, Energiehohe, spezifische Stutzenarbeit 14.2.3 Spezifische Drehzahl, Drehzahl, Synchrondrehzahl 14.2.4 Dimensionslose Kennwerte 14.2.4.1 Druckzahl y/ 14.2.4.2 DurchfluBzahl (p 14.2.4.3 Leistungszahl 77 14.2.4.4 Laufzahl oi 14.2.4.5 Durchmesserzahl S 14.2.5 Druckkennzahlen zur Kavitationsbeurteilung 14.2.5.1 Thoma-Beiwert o^/, 14.2.5.2 Saugkennzahl Sq 14.2.5.3 Zusammenhang zwischen an und Sq 14.2.5.4 NPSH-Wert 14.2.6 Turbinenkennlinien 14.2.6.1 Turbinenwirkungsgrad 14.2.6.2 Leistungs-, Wirkungsgrad- und Drehmomentenkennlinie 14.2.6.3 Muschelkurven und Muscheldiagramme 14.2.7 Numerische Stromungsberechnung 14.3 Turbinenbauteile 14.3.1 Bauteile von Uberdruckturbinen 14.3.1.1 Turbinenzulauf, Einlaufschacht und Spiralgehause 14.3.1.2 Saugrohr und Saugschlauch 14.3.2 Bauteile von Gleichdruckturbinen 14.3.3 Turbinenwelle, Getriebe und Turbinenlager 14.3.4 Getriebe und Riemenantrieb 14.4 Turbinenregelung 14.4.1 Turbinenregelungsarten 14.4.1.1 Leitradregelung 14.4.1.2 Laufradregelung 14.4.1.3 Dtisen- und Strahlablenkerregelung 14.4.1.4 Regelung bei Durchstromturbinen 14.4.1.5 Bypassregelung bei Hochdruckanlagen 14.4.2 Steuerung der Turbinenregelung 14.5 Pumpen und Pumpenturbinen 14.5.1 Kreiselpumpen 14.5.1.1 Grundlagen 14.5.1.2 Bemessung 14.5.1.3 Anordnimg, Bauweisen und Betrieb 14.5.1.4 Wellenkupplungen 14.5.2 Pumpenturbinen 14.5.2.1 Allgemeine Bauweisen und Betrieb 14.5.2.2 Sonderformen

481 481 483 484 487 487 488 488 488 488 488 489 490 490 490 490 490 494 495 499 501 501 501 507 511 511 513 514 515 515 517 517 518 518 519 522 522 522 523 526 530 531 531 533

Inhaltsverzeichnis

14.6

Literatur

15

Hydraulische Maschinen zur Energieerzeugung

XVII

534

537

15.1 Propeller- und Kaplan-Turbinen 15.1.1 Konstruktion und Betriebsweise 15.1.1.1 Rohrturbinen 15.1.1.2 Straflo-Turbinen 15.1.1.3 Diagonaltiirbinen 15.1.2 Bemessung 15.1.2.1 Grundlagen 15.1.2.2 Berechnungsschema zur Vordimensionierung 15.2 Francis-Turbinen 15.2.1 Konstruktion und Betriebsweise 15.2.2 Bemessung 15.2.2.1 Grundlagen 15.2.2.2 Berechnungsschema zur Vordimensionierung 15.3 Pelton-Turbinen 15.3.1 Konstruktion und Betriebsweise 15.3.2 Unterschied zwischen Francis- und Pelton-Turbine 15.3.3 Bemessung 15.3.3.1 Grundlagen 15.3.3.2 Berechnungsschema zur Vordimensionierung 15.4 Durchstromturbinen 15.4.1 Konstruktion und Betriebsweise 15.4.2 Bemessung 15.4.2.1 Grundlagen 15.4.2.2 Berechnungsschema zur Vordimensionierung 15.5 Wasserrader und Wasserkraftschnecken 15.5.1 Wasserrader 15.5.2 Wasserkraftschnecken 15.6 Literatur

537 537 541 545 547 547 547 553 553 553 557 557 560 560 560 565 566 566 571 571 571 573 573 574 574 574 577 579

16

581

Elektrotechnische Ausriistung

16.1 Grundlagen der elektrischen Energietechnik 16.1.1 Gleichstromtechnik 16.1.2 Wechselstromtechnik 16.1.3 Wechselwirkungen und Zusammenhange zwischen elektrischen Stromen und Spannungen und magnetischen Feldem 16.1.4 Kraftwirkung durch das Zusammenwirken magnetischer Felder 16.2 Grundprinzip der elektromagnetischen Energieumwandlung

581 582 585 589 5 93 594

XVIII

Inhaltsverzeichnis

16.3

Elektrische Maschinen und Transformatoren in Wasserkraftanlagen 16.3.1 Transformatoren 16.3.2 Bewegte elektrische Maschinen 16.3.3 Synchrone Wasserkraftgeneratoren 16.3.3.1 Polzahl und Frequenz 16.3.3.2 Ausbildung von Stander und Laufer 16.3.4 Asynchrongeneratoren 16.3.5 Generatorschutz und -Uberwachung 16.3.6 Entwicklungstendenzen bei Wasserkraftgeneratoren 16.3.6.1 Generatoren mit veranderbaren Drehzahlen 16.3.6.2 Hochspannungsgeneratoren 16.4 Betriebsarten von Wasserkraftgeneratoren 16.4.1 Leerlauf 16.4.2 Generatorbetrieb 16.4.3 Motorbetrieb 16.4.4 Ubergang zwischen den verschiedenen Betriebsarten 16.4.5 Synchronisation 16.4.6 Inselbetrieb 16.4.7 Blindleistungs- bzw. Phasenschieberbetrieb 16.4.8 Reluktanzbetrieb 16.4.9 Belastungsgrenzen der Synchronmaschine 16.5 Bemessung von Wasserkraftgeneratoren 16.5.1 Kuhlung 16.5.2 Einbau und Anordnung 16.5.3 Lauferarten 16.5.4 Erregereinrichtungen 16.5.5 Dimensionierung 16.5.6 Durchgangsdrehzahl 16.5.7 KurzschluBfestigkeit 16.6 Aufbereitung und Verteilung der Drehstromenergie 16.6.1 Leistungsbilanz und Wirkungsgrad 16.6.2 Transformatoren 16.6.3 Eigenversorgung 16.6.4 Schaltanlagen und Energieableitung 16.6.5 Einbindung der Kraft^verke in das elektrische Verbundsystem 16.6.5.1 Aufgaben der Kraftwerke im Netzbetrieb 16.6.5.2 Hochspannungs-Gleichstrom-Kopplung unterschiedlicher Netze 16.6.5.3 Aufgaben der Netzleitwarte und Kraft:werkseinsatzplanung 16.6.5.4 Entwicklung des Strommarktes 16.7 Literatur

596 597 599 602 602 606 606 608 610 611 612 613 613 614 615 615 616 617 617 618 618 619 620 621 623 623 624 625 626 629 630 630 631 631 633 634 635 636 637 637

1 2 3 4 5 6 7 8 .8.1 8.2 .8.3 8.4 8.5 9

Inhaltsverzeichnis

XIX

Pumpspeicherkraftwerke

639

Zielsetzung Pumpspeichersysteme Historische Entwicklung der Pumpspeicherung Bautechnische Gesichtspunkte Maschinentechnische Gesichtspunkte Betriebsweisen von Pumpspeicherwerken Pumpspeicherkraft in Deutschland Sonderausfuhrungen Extreme Forderhohen und Leistungen Untertage-Pumpspeicherkraftwerke Meerwasser-Pumpspeicherkraftwerke Luftspeicherkraftwerke Pumpspeicherwerk mit drehzahlvariablen Maschinensatzen Literatur

639 641 643 644 648 649 655 657 657 658 659 661 663 665

Wasserkraft und Umwelt

667

1 Einflilsseauf die Atmosphare 2 Beeinflussung der ober- und unterirdischen Gewasser .2.1 Veranderung der Gewassercharakteristik .2.1.1 FlieBgewassertypische Stromungsmuster .2.1.2 Geschiebe- und Schwebstoffhaushalt .2.1.3 AbfluB- und Hochwasserregime .2.1.4 FluBregulierung .2.1.5 Eisbildung und Eistransport .2.2 Wechselwirkungen mit dem Grundwasser 3 Einfliisse auf das biologische System .3.1 Bedeutung von Stromung und Substrat .3.1.1 Auswirkungen auf die Fischfauna .3.1.2 Auswirkungen auf das Zoobenthon .3.1.3 Auswirkungen auf die Pflanzenwelt .3.2 Temperaturregime .3.3 Sauerstoffhaushalt .3.4 Selbstreinigungsprozesse .3.5 Treibgut .3.6 Ufer-und Stauraumgestaltung 4 Einfliisse auf die oberen Bodenschichten 5 Einflilsseauf den Baugrund 6 Auswirkungen auf den Menschen

669 671 672 672 673 674 677 677 677 678 679 679 680 682 684 684 687 688 689 690 691 691

XX

Inhaltsverzeichnis

18.7

Spezielle Aspekte bei Mehrzweckanlagen in warm-trockenen Regionen 18.7.1 Wasserkraft und Bewasserung 18.7.2 Umweltrelevante GestaltungsmaBnahmen von Stauanlagen in Entwicklungslandem der warmeren Klimazonen 18.7.2.1 Gestaltungsprioritaten 18.7.2.2 Gestaltungs- und PraventionsmaBnahmen 18.7.3 Energetische Bewertung der Flachen-Inanspruchnahme von Wasserspeichem 18.7.3.1 Speicher-Parameter 18.7.3.2 Energetisches Potential von Bewasserungswasser 18.7.3.3 Potential von Biomasse im Stauraum 18.7.3.4 Spezifisches Gesamt-Energiepotential eines Wasserspeichers 18.7.3.5 Durch Speicherkraftwerke vermiedene C02-Produktion 18.7.3.6 Ergebnisse der vergleichenden Speicherpotential-Abschatzung 18.8 Besondere Umweltaspekte von der Errichtung bis zum Riickbau einer Anlage 18.9 Literatur

19

Mindestwasserregelungen

19.1 Gebrauchliche Methoden zur Mindestwasserfestlegung 19.1.1 KenngroBen 19.1.2 Emfache Verfahren 19.1.3 Habitatsimulationsmodelle 19.1.3.1 Hintergrund 19.1.3.2 FlieBgewasserhabitate und ihre Beschreibung 19.1.3.3 Schnittstelle Abiotik-Biotik 19.1.4 Entscheidungsmodelle 19.2 Mindestwasserregelungen in Deutschland 19.3 Vorgehensweise zur Bestimmung von Mindestwasserregelungen aus heutiger Sicht 19.4 Das Simulationsmodell CASIMIR 19.4.1 Konzeption im Hinblick auf Mindestwasserregelungen 19.4.2 Gewassersohle 19.4.3 Freiwasserraum und Fischhabitate 19.4.3.1 Fische als Zeigerorganismen 19.4.3.2 Praferenzfunktionen 19.4.3.3 Fuzzylogischer Ansatz fur die Habitatmodellierung 19.4.3.4 Darstellung der Habitateignung 19.4.3.5 Kriterien fur die Bewertung der Modellierungsergebnisse mit CASIMIR bei Mindestwasseruntersuchungen 19.5 Auswirkungen der Mindestwasserabgaben auf die Energieerzeugung in Wasserkraftanlagen

693 693 695 695 696 697 697 698 699 699 699 700 702 702

705 705 706 707 708 708 709 710 711 711 712 713 713 714 717 717 718 720 722 724 728

Inhaltsverzeichnis

XXI

19.6

Literatur

729

20

Durchgangigkeit fiir die Aquafauna an Wasserkraftstandorten

731

20.1 Fischaufstiegsanlagen 20.1.1 Anordnung von Fischaufstiegsanlagen 20.1.2 Ausbildung des Einstiegs in Fischaufstiegsanlagen 20.1.3 Leitstromung im Einstiegsbereich 20.1.4 AbfluB in Fischaufstiegsanlagen 20.1.5 Dimensionierung von Fischaufstiegsanlagen 20.1.6 Gestaltung der Sohle in Fischaufstiegsanlagen 20.1.7 Ausstieg aus Fischaufstiegsanlagen 20.1.8 Betriebszeiten 20.1.9 Wartung der Fischaufstiegsanlagen 20.1.10 Storungsvermeidung und Lenkung der Offentlichkeit 20.2 Bauweisen von Fischaufstiegsanlagen und fischpassierbaren Querbauwerken 20.2.1 Beckenpasse 20.2.2 Schlitz- oder Vertical-Slot-PaB 20.2.3 Rauhgerinne-BeckenpaB 20.2.4 Fischaufstiegsanlagen in Storsteinbauweise 20.2.5 Denil- oder GegenstrompaB 20.2.6 AalpaB 20.2.7 Fischschleuse 20.2.8 Fischaufzug 20.2.9 Umgehungsgerinne 20.2.10 Sohlenbauwerke 20.3 Fischschutz- und Fischabstiegseinrichtungen 20.4 Literatur

733 733 735 737 738 738 739 740 741 741 741

21

755

Ausfiihrungsbeispiele

21.1 Hochrheinkraftwerk Sackingen 21.2 Wasserkraftnutzung durch die Schluchseewerk AG 21.2.1 Werksgruppe Schluchsee 21.2.2 Werksgruppe Hotzenwald 21.2.3 Merkmale des Pumpspeicherbetriebes 21.3 Kraftwerksgruppe Schluchsee 21.4 Kraftwerksgruppe Hotzenwald 21.4.1 Pumpspeicherwerk Sackingen 21.4.2 Pumpspeicherwerk Hombergstufe 21.4.2.1 tFbersicht

742 743 746 746 747 747 748 749 750 750 751 752 754

756 758 758 759 759 761 766 766 769 769

XXII

Inhaltsverzeichnis

21.4.2.2 Konstruktive Gestaltung von Oberbecken und Unterbecken 21.4.2.3 Druckschacht zwischen Oberbecken und Verteilrohrleitung 21.4.2.4 Maschinenkaveme 21.4.2.5 Maschinensatze 21.4.2.6 Generatoren und Transformatoren 21.4.2.7 Schaltanlage und Leitwarte Ktihmoos 21.4.2.8 Betriebsstunden, Wirkungsgrad und spezifische Ausbaukosten 21.4.2.9 Naturmtegrierende Bauweise 21.4.2.10 Neubau einer Kleinwasserkraflanlage 21.5 Geplante Ausbaustufen der Schluchseewerke 21.6 Das GroBprojekt Drei-Schluchten-Kraftwerk am Jangtse/China 21.7 Kleinwasserkraftanlage GroBarl 21.8 Literatur

771 774 774 775 777 778 779 779 779 781 782 784 790

22

Symbole, Einheiten, Umrechnungsfaktoren

791

22.1 22.2 22.3 22.4

KenngroBen und Symbole Griechisches Alphabet Einheitenabkiirzungen Einheiten und Umrechnungsfaktoren

791 805 805 806

Sachverzeichnis

809

1 1.1

Entwicklungsstufen der Wasserkraftnutzung Ansatze der Wasserkraftnutzung

In der Entwicklung der Menschheit spielten von Anfang an das ortliche Wasservorkommen und dessen Nutzung sowie der Schutz gegen drohende Gefahren durch das Wasser eine ausschlaggebende Rolle. Die Geschichtsschreibung stellt vielfach die einzelnen Entwicklungsstufen in Verbindung mit dem Wasser und den das Wasser beherrschenden BaumaBnahmen, wie man aus den Zeittafeln Abb. 1.1 a-c gut erkennen kann. Ftir diese MaBnahmen pragten sich die Begriffe Hydrotechnik oder Allgemeiner Wasserbau ein. Mit „hydraulic civilizations" wurden sogar jene ersten groBeren Kulturen der Menschheit bezeichnet, die sich vor Jahrtausenden schon un FluBtal des Nils, hauptsachlich in Agypten, im Stromgebiet von Euphrat und Tigris in Mesopotamien, dem heutigen Staatsgebiet des fraks, femer in den FluBlandschaften des hidus (Pakistan) und des Hwangho (China) entwickelt hatten. Ob Wasserversorgung, landwutschaftlicher Wasserbau, Entwasserung mit Bewirtschaftung des verfiigbaren Wassers, Schiffstransport oder Hochwasserschutz, ftir alle derartigen Systeme muBten Bauten (Talsperren, Kanale, Verteilungssysteme, Schleusen, Schiffsanlegestellen, Uferdamme etc.) geschaffen, betrieben und erhalten werden. Die jtingsten, von Historikem, Archaologen und Wasserbauingenieuren umsichtig angestellten Forschungen belegen in eindrucksvoller Weise die groBartigen Leistungen der damaligen Volker, die mit Planung, Bau und Betrieb der die Zivilisation erst ermoglichenden Wasserbauwerke erbracht wurden. Im Gegensatz zur Nutzung der Windkraft, die beispielsweise durch Segel das Transportvermogen von FluBschiffen um ein Vielfaches erhohte und den Beginn der windunterstUtzten Schiffahrt auf Flussen und Kustengewassem entsprechend den agyptischen Geschichtsdaten auf etwa das Jahr 3.000 v. Chr. zurtickfiihrt, tritt das Wasser als sich immer emeuemde Naturkraft in seiner technischen Nutzung durch den Menschen erst ein Jahrtausend spater in den Vordergrund. Ab dem 5. Jahrtausend v. Chr. wurden die Menschen mehr und mehr seBhaft. Siedlungen und landwirtschaftliche Anbauflachen bedurften ausreichender Wasserversorgung. Hierfiir muBte das Wasser auch von tiefliegenden Vorkommen, ob FluB, Teich oder in das Grundwasser reichender Brunnen, in hoher gelegene Versorgungsgebiete gehoben werden. Hierzu diente lange Zeit die Muskelkraft von Mensch oder Tier. Ahnlich verhielt es sich mit dem Mahlen von Getreide. Brot war zu jener Zeit das Hauptnahrungsmittel. Bis jedoch fur diese Techniken die dem Wasser innewohnenden Krafte, d. h. das Arbeitsvermogen eines iiber dem Nutzungsstandort hoher liegenden Wassers mit Umsetzung von Lageenergie in Bewegungsenergie oder Staudruck zur breiten Anwendung gelangten, vergingen Jahrtausende. Dabei erklart sich die Lageenergie aus dem durch die Sonnenenergie eingeleiteten Wasserkreislauf mit Verdunstung, Wolkenbildung und Wolkenbewegung, schlieBlich Niederschlag und AbfluB.

Abb. 1.1a:

1 Entwicklungsstufen der Wasserkraftnutzung

Zeittafeln zur Geschichte der Wasserkraftnutzung

Abb. 1.1b:


Zeittafeln zur Geschichte der Wasserkraftnutzung [nach 1.1]


Abb. 1.1c:

Zeittafeln zur Geschichte der Wasserkraftnutzung [nach 1.1]

Ftir die Nutzung des Wasserkraftpotentials, d. h. fiir die Uberfuhrung der Wasserkraft in mechanische Arbeit bietet sich das Rad an. Es gestattet die Umsetzung von Wassergewicht, Wassergeschwindigkeit oder Wasserdruck in den Antrieb von Schopfwerken, Transmissionen, Miihlsteinen, Hammerwerken, Sagen usw. Fiir den Bergbau in der Friihgeschichte batten Wasserhebeeinrichtungen auch zur kontinuierlichen Wasserhaltung eine eminente Bedeutung. In der weiteren technischen Entwicklung entsteht in der Neuzeit aus dem Wasserrad die Wasserturbine mit all ihren unterschiedlichen Gestaltungsformen.

1 Entwicklungsstufen der Wasserkraftnutzung 1.2

5

Wasserradgetriebene Schopfwerke und Muhlen

Geschichtlich laBt sich ein wassergetriebenes Schopfwerk in das 3. Jahrhundert v. Chr. zuriickverfolgen. Nach der Beschreibung durch Philon von Byzanz wird ein aus einer endlosen Eimerkette bestehendes Schopfwerk durch ein mehr oder weniger unterschlachtiges Wasserrad mit horizontaler Achse angetrieben, dessen Leistung durch den jeweils herrschenden Wasserstrom bestimmt wird. Vitruv erwahnt in seinem etwa 20 v. Chr. erschienenen Werk sowohl stromungsgetriebene Schopfrader als auch Anlagen zur Drehung von MUhlsteinen mit vertikaler Achse, deren Antrieb bei unterschlachtigen Wasserradem tiber ein Kammradgetriebe erfolgte. Ein Kammradgetriebe ist dann entbehrhch, wenn das Wasserrad mit vertikaler Welle ausgerustet ist und der dariiberliegende Mahlstein direkt angetrieben wird. Allerdings mussen an die Wasserzufuhrung hohere Ansprtiche gestellt werden. Tritt an die Stelle eines offenen Wassergerinnes ein Druckschacht, aus dem das Wasser dem Wasserrad zuflieBt, lassen sich groBere Druckhohen erzielen. Derartige Schopfrader und Getreidemiihlen haben sich in ihrem Bauprinzip und in ihrer Anwendung bis in die heutige Neuzeit, besonders in Landem des Nahen Ostens erhalten. Das einen hoheren Wirkungsgrad liefemde oberschlachtige Wasserrad ist erst etwa im 5. Jahrhundert n. Chr. historisch in Erscheinung getreten. Bei diesem stromt das Triebwasser oberwasserseitig in Hohe des Scheitels in die becherformigen Zellen ein. Weitere interessante Entwicklungen zur Wasserkraftnutzung im 7. Jahrhundert n. Chr. sind die sogenannten FluBmiihlen (stationar), Schiffsmiihlen und Gezeiten- bzw. Flutmiihlen (s. a. Kapitel 4.4.1). In Mitteleuropa sind die ersten Mtihlenbauten seit dem 9. Jahrhundert zu verzeichnen. Wenn anfangs diese vomehmlich zum Mahlen des Getreidekomes und zum Heben von Lasten errichtet wurden, setzte sich sehr schnell die Anwendung in anderen Produktionsbereichen durch. Als beispielhafte handwerkliche Arbeitsgange sind zu nennen: Hammem, Walken, Stampfen, Schleifen, Sagen, Drehen und dergleichen mehr. Wasserrader trieben Geblase an und entwasserten Erzgruben mit Hilfe von Eimerketten. Noch Anfang bis Mitte des 20. Jahrhunderts kam dem Wasserrad eine erhebliche Bedeutung zu. Nach dem 2. Weltkrieg setzte jedoch ein rapider RUckgang der wasserradgetriebenen Mtihlen ein. Mit ihm endete mehr oder weniger auch das technische Interesse an deren Sanierung und betrieblichen Verbesserungen. Nur noch wenige MUhlen sind im gewerblichen Einsatz. Verstarkt nimmt sich in einzehien Landem der Denkmalschutz der Ubrig gebliebenen Muhlen an, um sie als eindrucksvolle Zeugnisse einer groBeren handwerklichen Tradition und als technisches Kulturgut der vorindustriellen Arbeitswelt zu bewahren; eine detaillierte, Beschreibung erfolgt in den Kapiteln 4.3.2 bzw. 15.5. L3

Ubergang vom Wasserrad zur Wasserturbine

Das Wasserrad stellt die Urform einer Wasserkraftmaschine dar. In der Umwandlung von Lageenergie aus dem Gewicht des Wassers in Bewegungsenergie spiegelt sich eine der bewundemswerten Erfindungen des menschlichen Geistes wider, die mit dem Rad uberhaupt schon in der Fruhzeit der Menschheitsgeschichte zu

6


vermerken ist. Historisch kann das Rad 3.000 v. Chr. im siidlichen Mesopotamien (Sumer), d. h. in dem Zwei-Strom-Land zwischen Euphrat und Tigris, nachgewiesen werden. In der Folgezeit bildet es Kunstsymbol, Werkzeug und Maschine. Die Aufgabe des Muhlenantriebes hat das Wasserrad tiber Jahrtausende hinweg bewahrt, auch wenn zusehends aus Kostengriinden und Effizienz der Energieausbeute das Muhkad als erste hydraulische Maschine durch Wasserturbinen ersetzt wird, und so beispielsweise aus der Mtihle ein Kleinwasserkraftwerk zur Erzeugung elektrischen Stromes entstehen kann. Die Erfindung der Turbinen bedeutete einen groBen Schritt in der Wasserkraftnutzung. Die erste technische Einrichtung zur Anwendung der Reaktionskraft eines Wasserstrahles bildete das nach seinem Erfinder Segner (1704-1777, Gottingen) benannte Wasserrad. Hierauf folgte der nachste groBe Fortschritt mit der von dem Franzosen Foumeyron 1827 entworfenen hydraulischen Maschine, die ein vertikalachsiges Wasserrad mit radialem Wasseraustritt und einer Anordnung unterhalb des Unterwasserspiegels darstellt. Auf Henschel, einem Deutschen, und Jonval, einem Elsasser, gehen das Saugrohr und die achsial durchstromte Turbine mit Anordnung iiber dem Unterwasserspiegel zuruck. Doch wurden diese Turbinentypen bald aufgegeben. Dasselbe geschah mit den von den Schweizem Zuppinger (1846) und Schwamkrug (1850) entwickelten Impuls- bzw. Gleichdruckmaschinen. Die vom Pariser de Girard (1863) ersonnene Turbine ist in ihrem Wirkungsprinzip ein Mittelding zwischen Uberdruck- und Gleichdruckturbine; sie fand vielfach Anwendung bei Hochdruckanlagen, wurde aber dann zu Beginn des 20. Jahrhunderts aufgegeben. Einen entscheidenden Durchbruch in der Optimierung von Uberdruckturbinen gelang dem Englander Francis im Jahre 1849 (sogenannte Francis-Turbine), wahrend der Amerikaner Pelton 1890 die Freistrahlturbine (sogenannte PeltonTurbine) zu der heutigen modemen Form einer Gleichdruckmaschine fiihrte. SchlieBlich wurde 1913 Kaplan, einem Osterreicher, das Patent fiir seine Propellerturbine mit feststehenden Laufradschaufebi fiir den Einsatz bei Niederdruckanlagen, kurz danach ein weiteres Patent flir bewegliche Laufi*adschaufehi der heute nach ihm benannten Kaplan-Turbine erteilt. Diese Turbinenart erinnert an eine umgekehrt wirkende Schiffsschraube. Technische Verbesserungen fiir die Verstellbarkeit von Laufi*adschaufeln in Abhangigkeit von Lastschwankungen folgten unmittelbar durch Englesson. Theoretische Untersuchungen iiber Durchstromungen von Propellem wurden erfolgreich von dem Russen Joukowsky angestellt, der gleichfalls wesentliche Beitrage zum DruckstoBproblem 1898 veroffentlichte. Eine abgerundete, glanzend mathematisch auflêreitete Darstellung der DruckstoBerscheinungen in Triebwasserleitungen als Folge von SchlieBen und Offhen bei VerschluBorganen wurde durch den Italiener AlHevi 1913 geliefert. Seine DruckstoBtheorie bildet bis heute die Basis fiir sichere Betriebsweisen von Femleitungen und Rohrleitungssystemen aller Art. Einen weiteren Markstein in der Entwicklung von Wasserkraftanlagen im Niederdmckbereich bildet die Kombination von Propeller- bzw. Kaplan-Turbine mit dem vorgeschalteten Stromgenerator bei liegender Anordnung des Maschinensatzes mit horizontaler bzw. leicht geneigter Achse. Hierfiir hat sich die Bezeichnung Rohrturbmen eingeburgert. Der nachste bedeutsame Schritt war die Vereinigung von Turbinenlaufrad und Rotor des Generators zu einer Einheit von Turbine und


7

Stromerzeuger, indem die Laufradschaufeln die Speichen des Polrades des Generators bilden. Entscheidende Impulse lieferten hierfur Harza (1919, USA) und die Deutschen Fentzloff und Schmick bis hin zur ersten Bauausfiihrung eines derart ausgerusteten Laufwasserkraftwerkes durch Fischer im Jahre 1936. Die Turbinen mit AuBenkranzgenerator lieferte Escher-Wyss/Ravensburg und Zurich. Diese Maschinenbaufirma leistete in den nachfolgenden Jahrzehnten wesentliche Pionierarbeiten flir die technische Vervollkommnung dieser heute unter dem Handelsnamen Straight-Flow-Turbine (Straflo-Turbine) Ringgenerator und Turbinen vereinigenden Maschine, wobei vor allem Dichtungsprobleme zu losen waren. Die derzeit groBten Maschinenleistungen wurden mit 11 MW pro Maschine bzw. 5,45 MW/Maschine bei den 1994 durch Umriistung modemisierten FluBkraftwerken Laufenburg und Augst-Whylen am Hochrhein erreicht. Fiir die Rohrturbine mit vorgeschaltetem Generator entstanden vielfaltige Anwendungsfelder sowohl bei FluBwasserkraftwerken, die sich aufgrund der liegenden Maschinenanordnung durch extrem flache Krafthausbauten auszeichnen, als auch bei geteilten Kraftwerken mit gemaB Flut und Ebbe wechselnden FlieBrichtungen. Als Beispiel sei das nordfranzosische Gezeitenkraftwerk St. Malo an der Rance-Miindung mit seinen 20 Maschinensatzen von je 9 MW Leistung genannt. Hierfur erbrachten die Firmen Neyrpic (Turbinen) und Alsthom (Generatoren), beide Frankreich, erhebliche Entwicklungsarbeit. Im Bereich der Kleinwasserkraftwerke mit bescheideneren Maschinenleistungen trat der Ungar Banki 1917 mit seiner zweistrahligen Turbine hervor, die je nach DurchfluB als Uberdruck- oder als Gleichdruckmaschine arbeitete. Der Deutsche Ossberger vervollkommnete diesen Maschinentyp mit der heute weltweit verbreiteten Durchstromturbine. Michell, ein Australier, lieB sich 1903 eine in den Grundzugen ahnliche Maschine patentieren. Eine ahnliche Bedeutung erlangten die zunachst von Amerika (Firma Allis-Chalmers) ausgehenden, dann in Europa durch die Firmen Voith, Deutschland, und Kossler, Osterreich, in Varianten vielfach ausgeftjhrten S-Turbinen. 1.4

Ferniibertragung elektrischer Energie

Ein wesentliches Faktum fiir die groBraumige elektrische Energieversorgung ist die Stromiiberleitung vom Erzeugungsort zum Verbrauchsgebiet. Die erste hochgespannte Drehstromiibertragung (25 kV) vom Wasserkraftwerk Lauffen am Neckar nach dem rund 175 km entfemten Frankfiirt am Main zur intemationalen Elektrizitatsausstellung wurde am 12.9.1891 unter der Initiative von Oscar von Miller der Weltoffentlichkeit vorgestellt. Hierbei begannen 1.000 elektrische Gliihbimen zu leuchten und ein 10 m hoher, kiinstlicher Wasserfall zu sprudeln. Damit war der Weg frei flir eine neue Art der Energieversorgung. Bisher waren Energiegewinnung und deren Nutzung raumlich eng aneinander gebunden, da die Energie mechanisch ubertragen werden muBte. Mit der Moglichkeit, elektrischen Strom zu jedem beliebigen Ort zu befordem, war die Voraussetzung fiir konzentrierte Energiegewinnungsanlagen im groBen MaBstab vorhanden. Das neue Konzept lautete: Zentrale Energiegewinnung im Wasserkraftwerk und Transport der elektrischen Energie iiber Leitungen zum Verbraucher.

8


1.5

Wasserkraftanlagen und ihre Umgebung

Die Wasserkraft bestimmte vielerorts maBgebend die Entwicklung des volkswirtschaftlichen, gewerblichen und industriellen Lebens der einzelnen Volker. Die alteste, bis heute erhaltene Originaldarstellung einer Wasserkraftanlage ist ein romisches Mosaik aus dem 5. Jahrhundert. Es handelt sich um ein unterschlachtiges Muhlrad. In den Stadten wurden die Flusse und Bache oft aufgeteilt und umgeleitet. An den kiinstlich angelegten Gerinnen siedelten sich die Gewerbetreibenden an. Entlang der Miihlbache und Miihlkanale entstanden ganze Miihlenviertel, deren tFberreste zum Teil heute noch sichtbar sind. Das beschrankte Raumangebot entlang der Kanale fuhrte zu der typischen engen Bebauung mit der Hinterfront der Gewerbebetriebe zum Wasser hin, wie man es heute noch m Saarburg an der Saar sehen kann. Gleichzeitig traten an den Stadtbachen hygienische Probleme auf, da sie einerseits der Wasser- und Energieversorgung dienten, andererseits aber auch zum Abfuhren von Abwassem und Abfallen. An groBeren Flilssen entstanden Wehre oder Teilwehre zum Aufstau oder zur Umleitung des Wassers, wie m Heidelberg am Neckar oder in Trier an der Mosel. In vielen Stadten mit groBeren FlUssen gab es Schiffsmtihlen, so in Rom und Koln. Bruckenmiihlen nutzten die hohere FlieBgeschwindigkeit im Bereich der massiven Bruckenpfeiler aus. Dabei standen an den schiffbaren Fliissen die Interessen der MUhlenbesitzer oft im Gegensatz zu denen der Schiffahrt, die durch Wasserentzug und Wehrbauten behindert wurde. Parallel dazu gab es seit dem 17. Jahrhundert ein weiteres Feld, das die Nutzung der Wasserkraft vorantrieb. Wasserrader wurden benutzt, um Hebewerke oder Pumpen anzutreiben. So wurde flir die Stadt London Trinkwasser mit Hilfe eines von drei Wasserradem angetriebenen Hebewerkes in der Themse bereitgestellt. Die Wasserspiele, Springbrunnen und Fontanen der barocken Gartenbaukunst erft)rderten groBe Wassermengen. Ein Beispiel sind die Garten von Versailles, woflir das Wasser der Seine entnommen wurde. Auch dort trieben Wasserrader die Hebewerke an. Im Raum Miinchen muBten die Wasserspiele der zahlreichen SchloBanlagen gespeist werden. Im SchloB Nymphenburg trieben schon im filihen 18. Jahrhundert Wasserrader Kolbenpumpen an. Anfang des 19. Jahrhunderts wurde im dortigen Johannisturm eine von drei Wasserradem getriebene Pumpe eingebaut, die aus betrieblichen Grunden durch einen Windkessel erganzt wurde und noch in Betrieb ist. Eine ganze Anzahl derartiger alter Wasserkraftanlagen ist bis heute erhalten und zum Teil auch noch fiinktionsfahig. Ab etwa der Mitte des 19. Jahrhunderts konnten die vorherrschenden Wasserrader den wachsenden Anspruchen der entstehenden Industrie- und Gewerbebetriebe nicht mehr gerecht werden und verloren durch die Konkurrenz der Dampfinaschinen, teilweise auch der Windmtihlen und spater insbesondere der Wasserturbinen, an Bedeutung. Viele der MUhlen wurden stillgelegt. Damit erschienen auch viele der Stadtbache, haufig ohnehin zu unschonen Kloaken degradiert, Uberfliissig. Sie wurden entweder stillgelegt, aufgelassen oder uberdeckt und verdohlt. Seit jeher spielt die Bewirtschaftung des Wassers im Bergbau eine besondere Rolle, indem durch Stollensysteme und Hebewerke, die sogenannten Kunste, das


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zusickemde Wasser abgefuhrt wird. Gleichzeitig ntitzte man aber auch stets die mechanische Energie des Wassers, indem Wasserrader Pumpen, Hebezeuge, Pochwerke etc. antrieben. Zur optimalen Ausnutzung des vorhandenen Wassers wurden Stollen-, Graben- und Teichsysteme errichtet, wie diese noch heute im Erzgebirge [1.2] und im Harz [1.3] erhalten sind. Mitte des 19. Jahrhunderts wurden anstelle der meist unterirdischen Wasserrader Turbinen eingebaut und die einfacher zu handhabende elektrische Energie genutzt. Die ersten FluBkraftwerke waren zur Unterstutzung der hydraulischen Maschinen oft noch zusatzlich mit Dampfmaschinen oder Gasturbinen fiir den Antrieb der Generatoren bei Niedrigwasserfiihrung ausgeriistet. Pumpspeicher-, Mittelund Hochdruckanlagen folgten. Im Jahre 1924 entstand als erste grol3e Speicheranlage in Deutschland, wiederum auf Initiative von Oscar von Miller, das Kraftwerk Walchensee (124 MW) in Oberbayem. Erne eindrucksvolle Entwicklung der modemen Wasserkraftgewinnung setzte damit ein. In den Anfangszeiten der Gewinnung von elektrischem Strom aus Wasserkraft wurden haufig die alten MUhlrader zunachst weiterbenutzt. Anstatt ihre Kraft mechanisch iiber Getriebe auf die Mahl- oder Hammerwerke zu ubertragen, trieben die Mtihlrader Generatoren an, die die Drehbewegung des Rades in elektrischen Strom umwandelten. Elektrische Leitungen brachten den Strom zu den Arbeitsmaschinen. Turbinen mit deutlich hoheren Wirkungsgraden traten an ihre Stelle. Doch das Prinzip ist geblieben: Vom Triebwasser wird eine Turbine in eine Drehbewegung versetzt, die direkt oder Uber ein Getriebe auf einen Generator Ubertragen wird. Beispielsweise stellt eine hochmodeme Pelton-Turbine, eine BecherradTurbine, im Grunde ein fortentwickeltes Hochleistungswasserrad dar. Im 19. Jahrhundert hat man begonnen, je nach Erfordemis Fltisse auszubauen, d. h. sie erhielten ein befestigtes Bett, je nach Maanderform wurden Altarme stillgelegt, mit der gestreckteren Linienfiihrung Kurven begradigt. Die Mal3nahmen dienten der besseren Abfiihr von Hochwasser und der Gewinnung von nutzbarem Land. Durch die verkiirzten Fliei3strecken stieg aber auch das Gefalle der Fltisse. Erosion der FluBsohle, Eintiefiingen und ein Absinken des Grundwasserspiegels waren vielerorts die Folge. Um die FluBsohlen wieder zu stabilisieren, waren Querverbauungen erforderlich. Viele der so entstandenen Wehre und Stutzschwellen wurden gleichzeitig zum Bau von Wasserkraftanlagen benutzt. Auch der Schiffbarmachung groBer Fltisse dienten diese MaBnahmen. Fiir den Bau von Wasserkraftanlagen waren zunachst wirtschaftliche Griinde maBgebend. Teilweise entstanden architektonisch gelungene Bauwerke, denen man den Kraftwerkscharakter durchaus nicht ansah und die sich harmonisch in ihre Umgebung einftigten. Zusatzkosten konnten zu jener Zeit eher aufgefangen werden, da der Erlos fur eine kWh Strom dem Stundenlohn eines Industriearbeiters entsprach. Die Kraftwerksbauer zeigten ihr SelbstbewuBtsein durch stolze Bauten auch nach auBen hin. Heute ist der Erlos fiir elektrischen Strom relativ gesehen auf ein Hundertstel gesunken. War es bei Kleinwasserkraftanlagen noch moglich, durch eine gelungene Architektur einen positiven Charakter der Gesamtanlage mit den ausgedehnten technischen Einrichtungen zu erzielen, so behielten bei groBen Anlagen die nuchtemen technischen Erfordemisse die Oberhand. Wehrbauten und Krafthauser mit den Betriebseinrichtungen bestimmten das auBe-

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re Bild, die starren technischen Dimensionen lieBen fiir Asthetik nur kleine Spielraume ubrig. Die zunehmende Sensibilisierung der Erbauer flir das Erscheinungsbild bis hin zur erwiinschten Ablesbarkeit von Zweck und Konstruktion am Bauwerk sorgte flir Veranderungen im Baustil. Aber auch die technischen Fortschritte mit den maschinentechnischen Anlagenteilen von Wasserkraftwerken gaben den Ausschlag. Bei den Moselkraftwerken Koblenz (1951) und Trier (1961) ist diese Entwicklung deutlich nach auBen hin sichtbar. Obwohl beide Kraftwerke etwa die gleiche installierte Leistung bei gleichen auBeren Bedingungen aufweisen, sind sie im Erscheinungsbild vollig unterschiedlich. Wahrend die Anlage in Koblenz (16 MW) iiber Kaplan-Turbinen mit stehenden Wellen verfligt, arbeiten in Trier (19 MW) Kaplan-Rohrturbinen, deren Achsen nur etwa 7° von der Horizontalen abweichen. Die unterschiedlichen VerschlUsse - Walzen in Koblenz, hydraulisch gesteuerte Uberstrombare SektorverschlUsse in Trier - tun ein tibriges. Windwerke, Bedienungssteg, hohe Pfeilerbauten entfielen. Dieselbe vorteilhafle Entwicklung laBt sich auch bei kleineren Anlagen beobachten. Viele der alteren Anlagen wurden als Ausleitungskraflwerke angelegt. Das Triebwasser wurde in einem kiinstlichen Kanal dem Kraftwerk zugeleitet und unterhalb in das FluBbett zurtickgegeben. Diese Bauweise ermoglichte den Bau des Kraftwerks auBerhalb des FluBbettes in trockener Baugrube, hatte aber andererseits die Entstehung leerer, ehemaliger FluBgerinne zur Folge, die nur noch der Abfuhr von Hochwasser dienten. Der zahlreichen sonstigen Funktionen eines nattirlichen FlieBgewassers waren sie beraubt. Auch mit den FlieBgewassem im stadtischen Raum wurde keineswegs sorgsam umgegangen. Je nach den technischen und wirtschaftlichen Erfordemissen wurden sie kanalisiert, verbaut oder iiberdeckt; zum Teil waren sie auch so verschmutzt, daB sie von der Oberflache verschwinden muBten. Beim Begriff „Wasserkraftanlagen im stadtischen Raum" muB man unterscheiden zwischen den Situationen „Stadt an einem FluB oder Strom" und „FluB in einer Stadt". Im ersten Fall stellt der FluB, durch seine Dimension bedingt, eine eigene Zone dar, die von den bebauten Gebieten deutlich begrenzt ist und diese wiederum voneinander trennt. Die einzebien Teile greifen nicht ineinander, und der FluB bestimmt durch seine Gegenwart und Dominanz das gesamte auBere Erscheinungsbild der Stadt. Ein Kraftwerk beeinfluBt hauptsachlich diese FluBzone, weniger die bebauten Zonen. Dies trifft fur Anlagen an Rhein und Mosel zu. Anders ist dies im zweiten Fall bei kleinen Flussen im stadtischen Bereich. Hier pragt die Stadt das Bild, in das ein Gewasser eingefugt ist. Es ist eine starke, stadtebauliche Wechselwu-kung zwischen Stadtteilen und FluB vorhanden, so daB auch ganz spezifische Anforderungen an die stadtebauliche Einfiigung eines Wasserkraftwerkes in das Stadtbild als geschlossene Einheit zu richten sind. Es ist heute selbstverstandlich, daB bei Planungen von Wasserbauten, so auch bei Wasserkraftanlagen in freier Natur, Fachleute vieler verschiedener Richtungen beteiligt sind. Die weitgehende Schonung und Erhaltung der naturlichen Umwelt erfolgt durch okologische Untersuchungen in Verbindung mit landschaftspflegerischen Begleitplanen. Daraus entstehen Gestaltungsvorgaben fur Konzeption und Auslegung von Wasserbauten. Teilweise wu*d auch versucht, dem ursprtinglichen Zustand, den die Fltisse vor einer Begradigung hatten, wieder naher zu kommen.


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Der Mensch schafft so Natur aus zweiter Hand und somit Lebensraum fiir bedrohte Tiere und Pflanzen, ebenso Erholungsraum fur den Menschen selbst. Ein Beispiel fiir derartige BaumaBnahmen in der freien Natur moge aus dem Bereich der Schluchseewerk AG, Freiburg, und der Rheinkraftwerk AlbbruckDogem AG herangezogen sein (s. a. Kapitel 21). Am Hochrhein erforderte die Aufgabenerweiterung der dreistufigen Hochdruck- bzw. Pumpspeicheranlage Schluchsee/Hausem - Witznau - Waldshut im Sudschwarzwald zusatzliche Speichermoglichkeiten im Rhein als Unterlauf zum Ausgleich der schwankenden AbflUsse, insbesondere fur das Laufwasserkraflwerk Albbruck-Dogem. So entstand im Jahre 1978 das Aubecken auf einer Insel zwischen dem 3,5 km langen Oberwasserkanal und dem Hochrheinbett westlich des Stauwehres Dogem. Als Ersatz fiir diese ehemalige Aue-Insel wurde mit dem 550.000 m^ umfassenden Aushub fur das Becken eine neue, 6 ha groBe Grtinzone im Rheinvorland aufgeschiittet. Diese Aufschiittung wurde nach okologischen Gesichtspunkten angelegt und bepflanzt und hat sich inzwischen zu einem bedeutenden Refugium fiir Vogel, Amphibien und Pflanzen entwickelt. Der Naherholung des dichtbesiedelten Raumes dienen ausgedehnte Wanderwege, die langs des Aubeckens in dem mit zahh*eichen Feuchtbiotopen ausgestatteten Deponiegebiet vorbildlich geschaffen wurden. Zu den okologischen Untersuchungen und BegleitmaBnahmen treten bei einer Wasserkraftanlage im Stadtbereich noch stadtebauliche Kriterien hinzu. Die Auswirkung der Anlage auf den Charakter des Stadtgebietes, architektonische Gesichtspunkte und ihre soziookologischen Auswirkungen mtissen jeweils untersucht werden. Der Anspruch auf wirtschaftliche Energiegewinnung bleibt dabei ein Zielkriterium. SchlieBlich sei betont, daB durch Auflagen der Aufsichtsbehorden, aber auch durch FordermaBnahmen mit der Modemisierung und Sanierung alter Wasserkraftanlagen eine Aufwertung der Landschaft oder des angrenzenden Bebauungsgebietes erreicht wird, woftir sonst im allgemeinen keine Kostentrager zu finden sind. Mit technischem Konnen, architektonischem und sozialem Einfuhlungsvermogen, mit Phantasie und der Bereitschaft auch zu ungewohnlichen Losungen, lassen sich Wege finden, Landschaften und Stadtgebiete nach wie vor als lebendigen Organismus zu begreifen, dem jeweils ein unverwechselbares Geprage eigen ist und weiterhin eigen bleiben soil. 1.6

Mehrzweckaufgaben der Wasserkraft

Der Bau von Wasserkraftanlagen bietet neben der Gewinnung regenerierbarer Energie mannigfaltige Chancen fiir die Erfxillung einer ganzen Reihe wasserbaulicher, energiewirtschaftlicher, naturpflegender und stadtebaulicher Aufgaben. Dementsprechend sind viele Wasserkraftanlagen und darunter nahezu alle groBeren Anlagen Teil eines komplexen, iibergeordneten Systems, das verschiedenartige infrastrukturelle Aufgabenstellungen zu erfiillen hat und nur in seltenen Fallen allein der Nutzung der Wasserkraft und damit der Erzeugung von elektrischer Energie dient.

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Je nach urspriinglicher Anforderung konnen die Wasserkraftnutzung das primare Ziel und die zusatzlich zu tlbemehmenden Aufgaben einen Nebennutzen darstellen. GleichermaBen kann eine MaBnahme aber auch aus anderen Griinden realisiert und zusatzlich noch das zur Verfligung stehende Energiepotential des Wassers einer Nutzung zugefuhrt worden sein. Sind in diesem Sinne zusammen mit der Wasserkraftnutzung eine Anzahl anderer bedeutender, vielfach von den nattirlichen Gegebenheiten bestimmter Funktionen zu erfuUen, so bezeichnet man diese als Mehrzweckaufgaben. Zu diesen haufig miteinander verkntipften Mehrzweckaufgaben zahlen insbesondere [1.4]: - der Hochwasserschutz durch die Schaffung von kiinstlichem Speicherraum, der Hochwasserabfltisse infolge von starken bzw. lang andauemden Niederschlagsereignissen aufiiimmt, zeitlich verzogert wieder abgibt und so negative Auswirkungen in den anschlieBenden, tieferliegenden Gewasserabschnitten reduziert (s. Kapitel 18.2.1.3); - die Regulierung der Grundwasserstande und Gewasserstrecken, indem entweder die zum Teil erheblichen Schwankungen der Wasserspiegellagen im jeweiligen FlieBgewasser durch Staubauwerke gedampft oder eine bedeutende Sohleintiefung durch sogenannte StUtzschwellenbauwerke reduziert werden, um die indirekten negativen Auswirkungen der Grundwasserstandveranderungen auf Flora und Fauna sowie vor allem Bauwerke zu verringem bzw. zu vermeiden (s. Kapitel 18.2.2); - die Abgabe von Mindestwasser an den Unterlauf des Gewassers durch den Wasserruckhalt wahrend hoherer Abfliisse und anschlieliende Abgabe in Zeiten (extrem) niedriger Abfliisse, beispielsweise zum Erhalt der biologischen Funktionsfahigkeit und Durchgangigkeit eines Fliei3gewassers (s. Kapitel 18-20); - die Forderung der biologischen Vielfalt, indem FlieBgewasser ktinstlich aufgestaut werden und so neue Wasserflachen und Uferzonen entstehen, die die Ausbildung einer neuen Artenvielfalt gestatten (s. Kapitel 18); - die Speicherung und gezielte Abgabe von Trink- und Brauchwasser fur den menschlichen Verbrauch, die Tierhaltung sowie fur industrielle Prozesse durch den Bau von Talsperren unterschiedlicher GroBe (s. Kapitel 18.7); - die Sicherstellung der Schiffahrt durch die Regulierung von FlieBgewassem mit Hilfe kaskadenformig angeordneter einzebier Staustufen oder groBerer Sperrbauwerke einschlieBlich einer eventuellen Niedrigwassererhohung im Unterlauf, wodurch unter anderem erhebliche Treibstoffemsparungen zu erzielen sein konnen [1.5]; - die Schaffung von Arbeitsplatzen, die direkt oder indirekt mit dem Whtschaftsbetrieb Wasserkrafl zusammenhangen, und die Steigerung der lokalen Wertschopfung, da die innerhalb der Wertschopfiingskette notwendigen Primarenergietrager ortlich vorhanden und nicht bezogen bzw. importiert werden mtissen; - MaBnahmen zur dauerhaften Sicherung des Lebensunterhaltes und der Lebensqualitat, indem vor allem in ariden und semiariden Gebieten das dort nur temporar in groBerem Umfang vorkommende Wasserdargebot zwi-


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schengespeichert sowie gegebenenfalls aufbereitet wird und so beispielsweise eine landwirtschaftliche Bewasserung sowie Fischereiwirtschaft in diesen Speichem ermoglicht und auf diese Weise die vielfach vorhandenen gesundheitlichen sowie hygienischen Probleme reduziert werden (s. Kapitel 18.7); - die Schaffung von Freizeit- und Erholungsraum, indem das Landschaftsbild und die Struktur desselben bereichert und die Ausubung verschiedenartiger Sportarten am, auf und im Gewasser (Wandem, Radfahren, Angeln, Schwimmen, Segeln, Surfen, Tauchen etc.) sowohl fiir die lokale Bevolkerung als auch ^ r Touristen ermoglicht werden. Die Erftillung dieser Mehrzweckaufgaben einschlieBlich der Wasserkraftnutzung wirft zweifelsohne immer gesamtgesellschaftliche, d. h. gesamtwirtschaftliche, soziale und okologische Fragestellungen auf. Diese miissen in einem umfassenden AbwagungsprozeB bewertet und einer Entscheidung zugeftihrt werden, um im Falle der Projektverwirklichung oder deren Fortftihrung eine allgemeine Akzeptanz und gesellschaftspolitische Durchsetzbarkeit zu erzielen (s. a. Kapitel 3). 1.7

Wasserkraftnutzung im Spiegelbild der Energietrager

1.7.1

Nutzung von fossilen Energietragern und Kernbrennstoffen

Bereits vor iiber 600.000 Jahren vermochte der Mensch, das Feuer als Energiequelle zu nutzen. Er lemte in der Folgezeit, auBer mit Holz auch mit sich standig emeuemden Energien wie Wasser und Wind umzugehen. Nach der Erfindung der Dampfmaschine vor mnd 200 Jahren setzte die industrielle Entwicklung und damit einhergehend der enorme Anstieg des Energieverbrauches ein. Die sich wahrend Jahrmillionen gebildeten fossilen Energiequellen wurden ausschopfbar, zuerst die Kohle, dann das Erdol und das Erdgas. Der Kolbendampfmaschine folgten Ende des 19. Jahrhunderts die thermischen Stromungsmaschinen, deren Merkmale die Verwendung von erhitzten Gasen und Dampfen als Energietrager und die Umwandlung der Energie in standig durchstromten Schaufelradem dieser Dampfund Gasturbinen sind. In derartigen Kraftwerken erfolgt der Ubergang zunachst von Warme zu der im Dampf oder Gas gespeicherten potentiellen Energie, dann in kinetische und schlieBlich in mechanische Energie. Letztere iibertragt sich auf den mit der Turbine gekuppelten elektrischen Generator, der die Rotationsenergie in elektrischen Strom umwandelt. In der zweiten Halfte des 20. Jahrhunderts traten zu den konventionellen Warmekraftwerken die nuklearen Kraftwerke hinzu, bei denen die fur die Erzeugung von hochgespanntem Wasserdampf notwendige thermische Energie aus der Kemspaltung vor allem von Uran oder Thorium stammt. Den weitaus groBten Anteil an elektrischer Energie liefem weltweit die thermischen Kraftwerke, jedoch werden sich je nach Auffinden neuer Lagerstatten binnen unterschiedlicher Jahrzehnte oder Jahrhunderte die Brennstoffvorrate an Kohle, Erdol, Erdgas und Spaltelementen erschopfen. Mit der zunehmenden Verknappung dieser Energien sind Preissteigerungen zu erwarten.

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1.7.2

Nutzung erneuerbarer Energien

Aufgrund der begrenzten Vorkommen und der Umweltbelastung durch thermische Energien treten die emeuerbaren Energien und deren technischen Nutzungsarten in den Vordergrund. Sie leiten sich direkt aus der Sonnenstrahlung ab. Erschöpfliche Fossile Energiequellenn Energieträger Kernspaltungsenergie

Gesamtes "*^"ieangebot

Unerschöpfliche Energiequellen Sonnenenergie Geothermische Energie Rotationsenergie der Erde (Gezeiten) 1—, j ^ -5:*—-— ^"^ ^^1^ ÂGezeitenkraftwerk

Sonnenstrahlung

^""^ ' A O Geothermisches Heiz-/ O Sonnenkollektor Kraftwerk Windenergie O Absorber Thorium Erdöl UmgebungsO passive Nutzung Wind- I^T^î^^'^^- ÂSolarthermisches Kraftwerk wärme Erdgas generator A Solarzelle Biomasse OWärmepumpe ,,,,„^ Photovoltaisches Wasserkraft OHeizkessel Kraftwerk ^ O Kericht-Heiz-/ Wellenenergie Kraftwerk I I PhotoelektroA Wasser^•'''r~^ T-> • 1 Erzeugte Energie Biogasanlage chemische Zellen Meereskraftwerk A Wärme wärme ^ A Wellenkraftwerk 0 Strom A Meereswärmekraftwerk 1 I Brennstoff E n e r g i e q u e l l e Umwandlungsanlage

Uran

Kohle

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A b b . 1.2:

^

Ubersicht iiber die erschopflichen und unerschopflichen Energien [nach 1.6]

Die Leistungsdichte der Sonneneinstrahlung vor dem Eintritt in die Atmosphare betragt 1,37 kW/m^. Hiervon treffen aufgrund von Absorption, Streuung und Reflexion innerhalb der Atmosphare schlieBlich etwa 0,3 kW/m^ bei unbewolktem Himmel auf die Erde. Bei direkter Nutzung der Sonnenstrahlung erfolgt die Energieerzeugung gleichzeitig, d. h. sie ist nur bei Sonnenschein moglich. Die indirekte Nutzung kann dagegen durch die Lageenergie des Wassers, durch die Bewegungsenergie von Wellen und Wind, femer durch die Warmeenergie der Umgebung und durch die chemische Energie in den Pflanzen geschehen. Die ebenfalls technisch nutzbare Gezeitenenergie (Ebbe und Flut) ergibt sich aus der wechselnden Anziehungskraft von Erde, Mond und Sonne, wahrend die geothermische Energie (Erdwarme) sich aus den teils fliissigen und sehr heiBen Tiefenbereichen des Erdinnem erklart. Eine Ubersicht iiber die erschopflichen und unerschopflichen Energien vermittelt Abb. 1.2. Des weiteren ist in Abb. 1.3 schematisch die Energiebilanz der Erde dargestellt. Aus dieser geht u. a. hervor, dai3 in bezug auf die eingestrahlte Sonnenenergie global nur 0,04 %o an Primarenergie genutzt werden. In Industrielandem steigt dieser Wert auf ca. 1 %. Uber 9/10 dieses Primarenergieverbrauches entfallen auf die fossilen Brennstoffe Steinkohle, Braunkohle, Holz, Ol und Erdgas.

1 Entwicklungsstufen der Wasserkraftnutzung eingestrahlte Sonnenenergie 100 %,

Abb. 1.3:

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Reflexion an der Lufthülle 31 % Absorption in der Lufthülle 17,4 % Reflexion an der Erdoberfläche 4,2 % Einstrahlung auf Kontinente 14,4 % Primärenergieverbrauch 0,004 % -inBiomassegespeichert 0,18 % * Erdwärme^0,02%^ ' Gezeiten 0,002 % Einstrahlung auf Meere I 33 %

Energiebilanz der Erde [nach 1.6]

Uber die Leistungsdichte emeuerbarer Energiequellen gibt die Tabelle 1.1 Auskunft. Die technischen Anlagen zur Nutzung emeuerbarer Energien erfahren derzeit eine vielseitige Weiterentwicklung und Optimierung. So entwickelten sich aus dem Jahrtausende zuruckreichenden Wasserrad die heutigen Turbinen in Wasserkraftwerken und aus der Windmiihle die Windkraftanlagen (Windrader), die beide der indirekten Nutzung der Sonneneinstrahlung zuzuordnen sind. Die direkte Nutzung der Sonneneinstrahlung kann durch ein Aufsvindkraftwerk vorgenommen werden, wie es als jiingste Entwicklung aus der Kombination von Windrad, Kamin und Treibhaus mit Prototypen Aufsehen erregt hat [1.7]. Als weitere technische Entwicklungen zur Nutzung der direkten Sonneneinstrahlung sind die Rinnenkollektoren (Flachkollektoren) aus Brennglasem entstanden, femer das Turmkraftwerk (solarthermisches Kraftwerk) aus dem Sonnenkocher und der Parabolspiegel aus dem Hohlspiegel. Die Photovoltaik erlaubt wie das Aufwindkraftwerk die Nutzung der direkten und diffusen Sonnenstrahlung. Hier wird das Sonnenlicht durch Solarzellen (u. a. aus Silicium) unmittelbar in elektrische Energie umgewandelt. Tabelle 1.1: Leistungsdichte nutzbarer emeuerbarer Energiequellen 1 Energiequelle 1 Sonnenstrahlung Wind 1 Gezeitenstromung Wellenenergie 1 Erdwarme 1 Wasserkraft

Leistungsdichte [kW/m^] 0,25 0,13 0,002 14,5 0,00006 108

Anmerkung auf ebene Erdoberflache bei 6 m/s; bei 20 m/s: 1,04 kW/m^

|| 11

je m Wellenfront; Wellenhohe 1,5 m

11

bei 6 m/s DurchfluBgeschwindigkeit

|

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1.7.3

Kriterien der Energieversorgung und Vergleich der Energieerzeugungsformen

Zur ausreichenden Energieversorgung der Bevolkerung sind grundsatzlich alle verfiigbaren Energiequellen und Energietrager im Hinblick darauf zu nutzen, daB die Energiepolitik einen Teil der Wirtschaftspolitik ist. Letztere ist im Prinzip auf wirtschaftliches Wachstum und Vollbeschaftigung mit Preisstabilitat und gesamtwirtschaftlichem Gleichgewicht ausgerichtet. Auch diirfen von der Energieversorgung keine Gefahren ftir Leben und Gesundheit der Menschen ausgehen, ebenso sollte die Umwelt so gering wie moglich belastet werden. Dies gilt fiir die lokale als auch fiir die globale Okosphare zur Sicherung der Lebensgrundlagen der jetzigen und kiinftigen Generationen. Treibhauseffekte und Ozonloch weisen auf die erdumspannenden Dimensionen der Klimabelastungen hin. Erklartes Ziel ist daher, den AusstoB von Kohlendioxyd, Schwefeldioxyd und Stickstoffoxyden mittelfristig drastisch zu senken, was nur durch Reduzierung des Energieverbrauches, durch Steigerung der Energieeffizienz und durch erhohten Emsatz umweltfreundlicher, emeuerbarer Energien zu erreichen sein wird. Die Bevolkerungsexplosion in den Landem der Dritten Welt laBt einen Anstieg von derzeit ca. 6 Mrd. Menschen binnen der nachsten drei Jahrzehnte um mehr als die Halfte erwarten. Damit erhoht sich ebenso die Nachfrage nach Gtitem, technischen Einrichtungen und Dienstleistungen, und diese haben einen mit dem wirtschaftlichen Wachstum einhergehenden Energiezuwachs zur Folge (s. Abb. 1.4). Die ungleiche Verteilung von Lebensstandard und Energiebedarf iiber die Erde hinweg zeigt sich darin, dafi 80 % des KohlendioxydausstoBes auf 25 % der Weltbevolkerung zurtickgehen. Es liegt nahe, daB selbst bei einer betrachtlichen Reduzierung der Schadstoffemissionen in Industrielandem deren positive Entwicklung auf das Weltklima schnell wieder durch Industrialisierung und Energieverbrauch in den Schwellen- und Entwicklungslandem weitgehend kompensiert wird. Dieser bedrohlichen Entwicklung kann nur durch Ausschopfiing aller Moglichkeiten fiir den Ersatz der emissionstrachtigen Energietrager durch umweltfi*eundliche Energieressourcen begegnet werden. In naher Zukunft kann der Bedarf an elektrischer Energie je nach Land und Region zum groBen Teil nur durch fossile Energien, durch Kemenergie und Wasserkraft gedeckt werden. Die anderen emeuerbaren Energien miissen nachkommen. GroBe und kleine Wasserkraftanlagen werden auf Jahrzehnte hinaus unter den erneuerbaren Energiequellen die giinstigsten Voraussetzungen fiir erne umweltfreundliche Energieerzeugung sicherstellen. Ihr EinfluB auf den Lebensraum des Menschen und auf die Biosphare halt sich in engen Grenzen, wie dies insbesondere aus dem Vergleich der verschiedenen Emissionen der unterschiedlichen Energieerzeugungsformen m Kapitel 18.1 entnommen werden kann. Nach Stand von 1998 werden die seither entdeckten, globalen, technisch und whtschaftlich ausschopfbaren Energieressourcen unter Voraussetzung der heutigen Forderraten und Verbrauchsprognosen beim Erdol noch bis zu ca. 90 Jahre, beim Erdgas bis zu etwa 145 Jahre, bei Steinkohle ca. 180 Jahre und bei Braunkohle ca. 225 Jahre ausreichen.


Abb. 1.4:

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Entwicklung von Weltbevolkerung und Stromverbrauch

Wie nach jiingsten Daten sich in Deutschland die Elektrizitatsversorgung auf verschiedene Energiequellen stiitzt, geht aus der Tabelle 2.6 hervor. Da ein derartiges, von mehreren Energietragem gepragtes Energieversorgungssystem eine groBe Flexibilitat und Versorgungssicherheit gewahrt, besteht keine einseitige Abhangigkeit. Sowohl kostengiinstig als auch umwelt- und ressourcenschonend soil ein die Erzeugung, Umwandlung, Verteilung und Nutzung umfassendes Energieversorgungssystem sein. Hierbei kommt der Klimavertraglichkeit eine sehr groBe Bedeutung zu. Die Nutzung der verschiedenen Energieressourcen hat daher technischen, okologischen, ethischen, sozialen, gesellschaftspolitischen, aber auch okonomischen Anforderungen zu gentigen. Zielkonflikte sind hierbei nicht ausgeschlossen. Zur Verminderung der Kohlendioxydemission konnte innerhalb der fossilen Energietrager die Bevorzugung von Mineralol oder Erdgas als weniger kohlenstoffhaltige Energiequellen in Frage kommen. Auf Erdgasbasis arbeitende Warmekraftwerke (Gasturbinen-Kraftwerk oder Kombi-Kraftwerke, bestehend aus Gasturbine, Abhitzekessel und Dampfturbine) haben einen bis zu 60 % niedrigeren KohlendioxydausstoB als Kohlekraftwerke. Bei Erdgas handelt es sich jedoch um einen der wertvollsten Energietrager und Rohstoffe, der ungeachtet der groBen, jedoch absehbar sich erschopfenden Lagerstatten und ungeachtet der weitaus geringeren Kraftwerksbaukosten nicht auf Dauer als Substitution fiir Braunund Steinkohle in Frage kommen sollte. hmerhalb eines Energieversorgungssystems nehmen heute erdgasbetriebene Blockheizkraftwerke als Bestandteile sogenannter dezentraler Energieversorgung einen sehr wichtigen Platz ein. Einen interessanten AufschluB iiber die verschiedenen Arten der Energieerzeugung vermittelt Tabelle 1.2 unter Heranziehung umweltrelevanter KenngroBen. Hierbei driickt die sogenannte Energieriickzahlzeit jene Zeitspanne fiir den Betrieb aus, innerhalb derer die gleiche Energiemenge erzeugt wird, als wie sie fiir

18


die Herstellung der Kraftwerksanlage und fur den laufenden Betrieb benotigt worden ist. Tabelle 1.2:

Vergleich verschiedener Energiequellen [1.4]/[l.8]

IlKleinwasserkraft iLaufwasserkraft ISpeicherwasserkraft llPhotovoltaik (Strom) llSolarthermie (Warme) Windkraft iBiomasse (Warme) iKohlekraftwerk lOlkraftwerk llErdgaskraftwerk ||Kemkraft (Uran)

Energieruckzahlzeit [a] 2-3 1-2 1-2 3-8 0,5-5 0,6-2 10-20 2 2 2

L

1

Emtefaktor [-] 40-100 100-200 100-200 3-5 20-100 9-30 10-20 30-80 10-30 4-30 ?-100

Ausnutzungs- Nettowirkungs-1 dauer [h/a] grad [%] ca. 6.000 65-88 ca. 8.000 ca. 2.500 ca. 1.500 5-15 ca. 1.500 ca. 25 ca. 2.000 32-40 ca. 40 ca. 8.760 25-42 ca. 6.500 22-38 ca. 6.000 25-55 (-ca. 70) ca. 6.000 ca. 7.500 ca. 40 1

Ahnlich bezeichnet der Emtefaktor das Verhaltnis der wahrend der Betriebsdauer erzeugten Energie zu jener Energiesumme, die fur Herstellung, Betrieb und Abbruch eines Kraftwerkes aufzubringen ist, wobei jeweils eine gleich grolJe Betriebsdauer zugrundegelegt wird und eine Umrechnung auf vergleichbare Primarenergietragereinheiten erfolgt. Aktuelle nordamerikanische Untersuchungen [1.9] auf der Basis der Lebenszyklus-Analyse mit einem lOOjahrigen Betrachtungszeitraum, die problemlos auf Europa tibertragen werden konnen, haben ftir den Emtefaktor gemaB Abb. 1.5 analoge Werte wie die in Tabelle 1.2 wiedergegebenen Werte aus den 1990er Jahren erbracht. In beiden Studien zeichnen sich die unterschiedlichen Wasserkraftanlagentypen durch einen bedeutend hoheren Emtefaktor als alle anderen Energieerzeugungsformen aus. Dartiber hinaus sind aus der Tabelle 1.2 die Vergleichswerte ftir die Ausnutzungsdauer zu entnehmen, also jener Zeit pro Jahr - ein Jahr umfaBt 8.760 Stunden -, in denen die Anlagen am Netz sind und Leistung erzeugen. Insbesondere Wasserkraftanlagen aller Typen sind hierbei neben der Maschinenverfiigbarkeit (s. Tabelle 17.3 und Kapitel 3.3.1.6) vor allem vom natiirlichen Wasserdargebot abhangig.


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Erntefaktor (erzeugte Energie/investierter Energie) mit begrenzter Anpassungsfähigkeit 300

250

200

^m ^^

Repräsentativwerte für vorhandene Technologien, gültig für die nordöstliche Region von Nordamerika

C

Wertebereich der in der Literatur weltweit veröffentlichen Angaben; diese Werte repräsentieren die weltweit unterschiedlichen Energiesysteme.

150

100

50 21

16

14

0

Abb. 1.5:

Emtefaktoren verschiedener Energieerzeugungsformen [1.4]/[1.9]

SchlieBlich gehen aus dieser vergleichenden Aufstellung in Tabelle 1.2 und in Abb. 1.6 auch noch die Nettowirkungsgrade hervor, die im thermischen Bereich und vor allem bei der Sonnenenergienutzung eine stete Steigerung infolge des Entwicklungsfortganges erfahren. Die aufgefiihrten Zahlenwerte lassen die gunstigen Relationen fiir die mit Erdgas befeuerten Warmekraftwerke erkennen, die in der Gegeniiberstellung zu Wasserkraftwerken ebenfalls Vorteile verdeutlichen. Hinzu kommt, daB Genehmigungs- und Planungszeiten fiir ein gasbefeuertes Blockheizkraftwerk in den allermeisten Fallen nicht einmal ein Drittel jener bei Wasserkraftwerken ausmachen. Femer ist die Amortisationszeit gegeniiber einem Wasserkraftwerk ebenfalls weitaus ktirzer. Der Wirkungsgrad dieser Anlagengruppe weist allerdings in Abhangigkeit des Bautyps starke Unterschiede auf. So bewegen sich reine Gaskraftwerke im unteren Bereich, wahrend kombinierte Gasund Dampfkraftwerke, die sogenannten GUD-Anlagen, am oberen Bereich liegen. Die Betriebskosten der Wasserkraftanlagen liegen hingegen auf einem bestechend niedrigen Niveau von lediglich etwa 20 bis 25 % derjenigen von thermischen Anlagen, wobei hierbei das Fehlen von „Brennstoffkosten" besonders zu Buche schlagt.


20

100 Elektrischer Nettowirkungsgrad [%]

orv

"- -"

80 60

40

20

. Kerngp_ kraftTIl- und • werke Gaskraftwerke Gasturbinenkraftwerke

kraftwerke-

Photovoltaikanlagen 0 0,01

1

0,1

10

100

1.000

Elektrische Nennleistung 10.000 [MW]

Nettowirkungsgrade verschiedener Kraftwerkstypen in Abhangigkeit der elektrischen Nennleistung (Blockleistung) [1.10]

Abb. 1.6:

SchlieBlich erfaBt der Flachenbedarf gemaB Abb. 1.7 bei Wasserkraftwerken nicht nur die Grundflache der Kraftwerksanlage selbst, sondem vor allem bei Speicherwasserkraftanlagen auch das iiberstaute Areal. Dabei muB berucksichtigt werden, daB in vielen Landem die Speicher nicht nur zur Energieerzeugung angelegt wurden. Vielmehr dienen diese Anlagen auch weiteren Zwecken, wie beispielsweise der Trinkwasserbevorratung, dem Hochwasserschutz oder dem Tourismus. Bei derartigen Mehrzweckanlagen (s. Kapitel 1.6) muB somit bei emer Flachenbetrachtung eine Nutzungsaufteilung erfolgen. 2

Flächenbedarf [km /TWh]

600

Grundund _ Spitzenlasteinsatz

Grundlastkraftwerke mit begrenzter Anpassungsfähigkeit

Repräsentativwerte für vorhandene Technologien, gültig für die nordöstliche Region von Nordamerika

500

Wertebereich der in der Literatur weltweit veröffentlichen Angaben; diese Werte repräsentieren die weltweit unterschiedlichen Energiesysteme.

400

300

200 152 100

0

Abb. 1.7:

0,1

4

0,5

y

T

I Planung I | Bau | [elektro- und maschinentechnische Ausrustung |

Abb. 3.3:

Projektstruktur bei Betreibermodellen

44

3 Grundsatze der Planung und Projektierung

Auch im Bereich des Anlagenbetriebes sowie der Instandhaltung und Emeuerung werden zunehmend ahnliche Konzepte verfolgt, die eine Mischung zwischen BOT-Modellen und dem sogenannten schlusselfertigen Bauen darstellen. Fiir den Anlagenbetreiber ist bei derartigen ROT-Vertragen („Rehabilitate-Operate-Transfer") von Vorteil, daB er von der MaBnahmenermittlung bis zum AbschluB derselben nur einen Ansprech- und Vertragspartner hat, der im Gegenzug ftir die GesamtmaBnahme verantwortlich zeichnet, die gemeinsam gesteckten Ziele garantiert und die moglichen Risiken iibemknmt. Insbesondere durch die Personah-eduzierungen auf Seiten der Anlagenbetreiber werden derartige vertragliche Bindungen zunehmen. 3.2

Grundlagen fur Auswahl und Weiterentwicklung von Wasserkraftstandorten

Bei der Entscheidungsfindung ftir die Auswahl eines neuen oder die Weiterentwicklung eines existierenden Wasserkraftstandortes sind im wesentlichen die folgenden Kriterien zu beachten, auf die nachfolgend detaillierter eingegangen wird: - Wassermengenwirtschaftliche GroBen (s. Kapitel 3.2.1 und 3.2.3), d. h. das Wasserkraftpotential des betrachteten Flusses bzw. FluBabschnittes oder Einzugsgebietes einschlieBlich eventueller Beileitungen etc.; - Lage der Wasserkraftanlage in bezug auf das Stromversorgungsnetz und Lage relativ zum hauptsachlichen Abnahmeort der erzeugten Energie sowie die dort benotigte Energiemenge (s. Kapitel 3.2.2 und 3.2.3); - Topographic (s. v. a. Kapitel 4); - Geologische Situation (s. Kapitel 13); - Baugrundbeschaffenheit (s. Kapitel 13); - Anordnung hn System bereits bestehender Wasserkraftanlagen oder Wasserbauwerke im Sinne der Mehrzwecknutzung, vor allem Dampfung extremer Abfliisse im Unterliegerbereich bei zeitweise arbeitenden Wasserkraftanlagen, die Bedarfsspitzen abdecken und somit im Schwellbetrieb arbeiten, durch Anordnung eines Unterwasser-Ausgleichsbeckens (s. v. a. Kapitel 4); - Landschaftsschutz (s. Kapitel 18); - vorgegebener bzw. benotigter MindestwasserabfluB (s. Kapitel 19); - Siedlungs- und Verkehrsverhaltnisse (Bau-, Verkehrswege), z. B. entlang von Stauhaltungen bei Laufwasserkraftwerken; - Gelande zur voriibergehenden Nutzung fur Baustelleneinrichtungen (Gebaude, Lagerflachen, Deponien fiir Aushub etc.); - EinfluB auf eventuell vorhandene Schiffahrt (Notwendigkeit von Schleusen, Mindestwassertiefe und -breite etc.) (s. Kapitel 1.7.3); - Freizeit- und Erholungsraume fur die ortsansassige Bevolkerung sowie gegebenenfalls Attraktivitatssteigerung des Fremdenverkehrsangebotes (s. Kapitel 18).

3 Grundsatze der Planung und Projektierung 3.2.1

45

Wassermengenwirtschaftliche Erhebungen

Ftir die effiziente Stromerzeugung aus Wasserkraft und damit die Wahl von Maschinentyp und -anzahl stellt das naturgegebene, ortliche Wasserdargebot neben der davon funktionell abhangigen Fallhohe die eigentliche Grundlage dar. Auch fur die Ausgestaltung und Dimensionierung aller Zusatzbauwerke, wie beispielsweise des Wehres, ist die Kenntnis der AbfluBverhaltnisse entscheidend, miissen diese doch in besonderen Betriebsfallen, wie z. B. bei Hochwasser, einwandfrei funktionieren. Somit ist es von zentraler Bedeutung, tiber moglichst detaillierte Angaben zur GroBe des Wasserdargebotes sowie zu dessen jahreszeitlicher Verteilung zu verfiigen [3.2]. Als wesentliche Grundlage hierfur miissen sorgfaltige Erhebungen iiber das langjahrige AbfluBverhalten vor Ort sowie das Einzugsgebiet herangezogen bzw. durchgefuhrt werden. Es ist naheliegend, daB sich diese hydrologischen Erhebungen iiber einen moglichst langen Zeitraum erstrecken sollten, damit neben verlaBlichen Bemessungsabfliissen (MittelwasserabfluB MQ) auch die Extremwerte der Abfliisse bestimmt werden konnen (hochster HochwasserabfluB HHQ und niedrigster NiedrigwasserabfluB NNQ). Um eine annahemd zutreffende Aussage zu erhalten, sollten die wassermengenwirtschaftlichen Daten mindestens ftir einen Zeitraum von 10 Jahren, moglichst jedoch fiir 25 oder mehr Jahre, vorliegen. In vielen Fallen steht aber auch nur eine unzureichende Datenmenge fiir den vorgesehenen Standort zur Verfugung. In derartigen Fallen konnen dann mit Hilfe statistischer Verfahren aus der Wassermengenwirtschaft entsprechend Daten synthetisch erzeugt werden [3.3]. So kann beispielsweise im einfachsten Fall iiber das Flachenverhaltnis zwischen emem oder moglichst mehreren existierenden Pegebi und Kraftwerksstandort durch eine Interpolation einschlieBlich einer Priifixng der Korrelation der Pegelwerte eine Umrechnung erfolgen und so synthetische AbfluBwerte erzeugt werden. Zusatzlich kann das Heranziehen von Niederschlagsaufzeichnungen hilfreich sein. Aus den in emer Zeitreihe erfaBten Ganglinien fur Wasserstand, ZufluB und AbfluB ermittelt man die jeweilige Dauerlinie. Diese gibt z. B. den DurchfluB bezogen auf die Zahl der Tage pro Jahr an, an denen ein bestimmter DurchfluB unteroder iiberschritten wird (s. auch Abb. 3.7). Die uber einen moglichst Jahrzehnte umfassenden Zeitraum gemittelte ZufluBdauerlinie und die Jahresganglinie stellen die ersten Grundlagen, beispielsweise fiir die Wahl des Typs von Speicherkraftwerken, dar, da im Zusammenhang mit dem Energiebedarf die Moglichkeiten eines Tages-, Wochen- oder Jahresspeichers zu entscheiden sind (s. a. Kapitel 2.1.4). Auch wahrend des Betriebes wird auf der Basis dieser Daten eine Bewirtschaftungsstrategie unter Zuhilfenahme modemer Rechenverfahren ermittelt, die aufgrund des tatsachlichen Verlaufs und der vorhersehbaren Entwicklungen der ZufluB- und AbfluBverhaltnisse laufend in kiirzeren, uberlappenden Intervallen angepaBt wird, um eine optimale Ausnutzung zu ermoglichen, wobei zunehmend auch die Anforderungen des Energiemarktes hinsichtlich der Kraftwerkeinsatzstrategie beriicksichtigt werden (s. Kapitel 3.2.2 und 16.6.5), um eine Ertragsoptimierung zu ermoglichen.

46


Laufwasserkraftwerke konnen nur in einem durch die Stauhaltung und die zulassigen Wasserspiegelschwankungen bestimmten Rahmen Wasser speichem. Bei diesem Anlagentyp bildet die ZufluBdauerlinie die eigentliche Grundlage fur die Wahl des nutzbaren Ausbauzuflusses (s. Kapitel 3.2.3), wobei die Abfliisse iiber das Stauwehr (z. B. Hochwasser) gesondert zu betrachten sind. Dabei kann durch eine gezielte Einsatzoptimierung unter Umstanden auch zu einer zufluBabhangigen Stauzielsteuerung tibergegangen und damit die Energieausbeute sinnvoll erhoht werden. Reine Pumpspeicherkraftwerke, d. h. diejenigen ohne naturlichen ZufluB, konnen unter wassermengenwirtschaftlichen Gesichtspunkten relativ unabhangig betrieben werden. Lediglich die Verluste unter anderem infolge Verdunstung mtissen durch Beileitungen ausgeglichen werden. Vor allem bei Kleinwasserkraftanlagen kann die detaillierte Betrachtung der hydrologischen Verhaltnisse eine wertvolle Entscheidungshilfe bei der Standortwahl und vor allem bei der Wirtschaftlichkeitsbewertung sein. 3.2.2

Energiewirtschaftliche Erhebungen

Neben den am geplanten Standort vorhandenen Bedingungen (Wasserdargebot etc.) ist auch die Bedarfsseite zu untersuchen, d. h. es ist zu priifen, in welcher Form die aus der Wasserkraft gewonnene Energie optimal nach Menge und Zeit in das lokale Versorgungsnetz oder in ein Uberregionales Verbundnetz eingespeist werden kann. Der lokale, regionale oder tiberregionale Energiebedarf ist je nach Netzstruktur und Versorgungsgebiet grundsatzlich starken Schwankungen unterworfen. Lediglich Kraftanlagen, die primar fiir den Betrieb einer industriellen Anlage oder ahnlichem mit permanentem Einsatz (z. B. AluminiumhUtte) errichtet wurden, stellen hier eine Ausnahme dar. Wird heute die Energieversorgung noch iiberwiegend dem regionalen Bedarf entsprechend ausgelegt und tiberregional ein Verbundsystem zur Sicherung der gleichmaBigen, permanenten Energieversorgung betrieben (s. Kapitel 16.6.5 und 17), so gibt es mittlerweile konkrete Uberlegungen mittels eines HochspannungsGleichstrom-tJbertragungsnetzes einen kontinentalen Verbund („global link") in Ost-West- und Nord-SUd-Richtung einzurichten (s. Kapitel 16.6.5.2), durch den beispielsweise die Vorteile der Zeitverschiebung ausgeniitzt und so eine VergleichmaBigung der taglichen Lastganglmien erzielt werden konnten [3.4]. Es sind offensichtlich die technischen Voraussetzungen dazu bereits weitestgehend gegeben, und ein Wirkungsgrad von 80 % scheint erreichbar, wie es die vorhandenen sowie in Bau bzw. Planung befindenden Verbindungen zwischen GroBbritannien und Frankreich sowie im Ostseeraum zwischen den Anrainerstaaten Norwegen, Schweden, Danemark, Finnland und Deutschland belegen. Auf den ebenfalls diskutierten, groBtechnisch aber noch nicht einsetzbaren Energietransport mittels Wasserstoff wird in den Abschnitten 4.4.6 bzw. 17.1 eingegangen.

3 Grundsatze der Planung und Projektierung 100 %" =^ Maximum

47

Pumpspeicher- und Speicherkraftwerke zur Spitzenlastdeckung

Leistungsbedarf [kW]

0'

Abb. 3.4:

1

I

I

I

2

4

6

8

I

10

I

12

I

14

I

16

I

18

I

20

I

22

2400 U h r

Typische Tagesganglinie des Leistungsbedarfes und deren Deckung durch Grund-, Mittel- und Spitzenlastkraftwerke

Die saisonalen Schwankungen sind von der Witterung, der Jahreszeit, den Arbeits- und Urlaubszeiten sowie den konjunkturellen Schwankungen in der Wirtschaft abhangig. Die taglichen Schwankungen ergeben sich aus dem Arbeits- und Freizeitrhythmus, dem Bedarf in den Haushalten, den Lebensgewohnheiten, dem Verkehr und der Witterung. Eine typische Ganglinie fiir den Leistungsbedarf eines Tages ist in der Abb. 3.4 wiedergegeben; gleichzeitig ist darin die Deckung des Energieverbrauchs durch die gangigen Kraftwerkstypen eingetragen. Den Grundlastkraftwerken ordnet man Kraftwerke mit einer - im optimalen Wirkungsgradbereich - gleichmaBigen Erzeugung von Energie aus preisgiinstigen Rohstoffen zu (Kohle-, Kemkraft-, Laufwasserkraftwerke), die mehr als 5.500 Stunden pro Jahr im Einsatz sind (maximal 8.760 h abziighch Revisionszeiten), dabei unter mitteleuropaischen Verhaltnissen ca. 30 % des Energiebedarfes decken und sehr wirtschaftlich arbeiten. Mittellastkraftwerke sind Kraftwerke, die in der Lage sind, auf umfassendere Nachfrageschwankungen zu reagieren (Steinkohlestaub-, 01-, Gas- oder Speicherkraftwerke), zwischen 1.500 und 5.500 Stunden pro Jahr im Einsatz sind und dabei ca. 40 % des Energiebedarfes decken. Die Spitzenkraftwerke schlieBlich sind fiir die Abdeckung von kurzfi-istigen Nachfrageschwankungen bzw. fiir auf wenige Stunden beschrankte Spitzenbelastungen ausgelegt (Gasturbinen-, 01-, Speicher-, Pumpspeicherkraftwerke), wobei deren jahrliche Einsatzzeiten bei 1.000 bis 1.500 Stunden liegen. Die genannten Betriebszeiten sollen lediglich eine etwaige Vorstellung vermittebi. Sie unterliegen sehr stark den ortlichen Randbedingungen hinsichtlich Energiequelle, Energieverteilung, Charakter des Versorgungsgebietes, Vemetzung im Verbundsystem etc. In der Abb. 3.5 sind vergleichend die durchschnittlichen hivestitionsaufwendungen bzw. die sogenannte spezifische Investition sowie die daraus resultieren-


48

den durchschnittlichen spezifischen Stromgestehungskosten dargestellt (s. a. Kapitel 3.3.1.6). Es ist ersichtlich, dal3 hierfur der Standort der jeweiligen Energiequelle, aber auch die Bau- und Betriebs- bzw. Unterhaltskosten sowie Entsorgungskosten der Abfallprodukte fiir die Gesamtanlage eine bedeutsame Rolle spielen und somit letztlich die Stromgestehungskosten einer einzelnen, separat betrachteten Anlage deutlich abweichen konnen. Dariiber hinaus spielen die Verfugbarkeit bzw. Ausnutzungsdauer der jeweiligen Energieerzeugungsform (s. Tabellen 1.2 und 17.3) eine wichtige Rolle. Dabei werden heute in der Regel die extemen Kosten der Energieumwandlung nicht berticksichtigt, da erne einheitliche Defmition und Erfassung derselben noch nicht moglich ist. Gleichzeitig wird aber auch die Rolle der energie- und wirtschaftspolitisch bedingten Subventionen im liberalisierten Strommarkt verdeutlicht, wenn man die durchschnittlichen Endkundenstrompreise im Jahr 2000 fur Tarifkunden von ca. 0,11 €/kWh bei einer Bandbreite von 0,09-0,13 €/kWh und fur Sondervertragskunden von 0,05 €/kWh beriicksichtigt. In den letzten Jahren sind im sich offiienden Strommarkt eine ganze Reihe von Stromprodukten mit weitaus groBeren Preisdifferenzen moglich geworden, die von Billigstangeboten bis hin zu sogenannten Grunen-Strom-Angeboten mit unterschiedlichster Auspragung reichen (s. a. Kapitel 16.6.5.4). Heute steht es dem Einzelkunden letztlich frei, gezielt derartige Stromprodukte zu beziehen. Inwieweit solche Angebote allerdings infolge der heute fast immer notwendigen Preiszuschlage vor allem fur die Durchleitung durch Netze Dritter sich auf Dauer durchsetzen werden, wh-d die weitere Entwicklung zeigen. D durchschnittliche Investitionsaufwendungen [€/kW] • durchschnittliche spez. Stromgestehungskosten [€/kWh]

7.000

7.000

0,80 +•

5.000 0,60 +•

4.000 + 3.000 -|- 2.000 1.200

0 09 260

0,06

> ^^

, ^^^ .1.000

1.200

^^ .^-^^

^^

J" Abb. 3.5:

s5?^

.#

OT20-

1.000

540 „

Jr4 ^

1-250 i*,0:20-

0

^ i Anlagebedingter Verlustabfluß Q AV (Wehr, Schleuse) Betriebsbedingter Verlustabfluß Q B V (Maschine, Netz)

Bereich Kraftwerk

Kraftwerksverlustabfluß Q K V z. B.: Leerschuß, Brauchwasser, Kühlwasser, Spaltwasser

T Speicherinhaltsänderung AI Bereich Speicher 2 Zuflüsse und Abflüsse wie bei Speicher 1

Abb. 3.8:

Schema der Zufliisse, Abfliisse und Durchfliisse bei Wasserkraftanlagen [nach 3.6]

52


3.3

Beurteilung von Wasserkraftanlagenprojekten

Die grundlegende Beurteilung eines Wasserkraftprojektes im Zusammenhang mit einem Neubau, einer Modemisierungs- oder einer ReaktivierungsmaBnahme sowie einer Wertermittlung stellt ein wesentliches, fiir die Projektrealisierung letztlich ausschlaggebendes Kriterium dar [3.2]. Dabei laBt sich die RealisierungswUrdigkeit einer Wasserkraftanlage hauptsachlich auf die folgenden fiinf Bearbeitungsstufen innerhalb eines Planungsprozesses ausrichten [3.7]: 1. Charakterisierung der Wirtschaftlichkeit eines Kraftwerkes, dessen Konzeption und Betrieb durch seine hydrologischen und technischen Parameter bestimmt werden mit in der Wirtschaftlichkeitslehre herkommlichen Berechnungsverfahren bzw. Kennwerten. 2. Vergleich verschiedener altemativer technischer Losungen zur Ausnutzung des verfugbaren Wasserkraftpotentials einer bestimmten FluBstrecke und Auswahl der wirtschaftlichsten Variante sowie Feststellung der Prioritaten im Rahmen der Vorstudie. 3. Erarbeitung eines wirtschaftlich optimalen Projektes, wobei die ProjektgroBe bzw. der Ausbaugrad und die Auswahl der hierfur in Frage kommenden Losungen mit Hilfe einer okonomischen Zielfimktion unter Beachtung der technischen, okologischen und sozialen Randbedingungen zu ermitteln sind. Dieses Vorgehen bedeutet ein echtes Optimierungsverfahren. 4. Vergleich einer Wasserkraftanlage mit altemativen regenerativen Kraftwerken, die sich ftir eine vergleichbare Stromerzeugung anbieten konnten. 5. Analyse von Mehrzweckprojekten: Hier ist es erforderlich, zuerst eine gerechte Verteilung der Investitionsaufwendungen und Betriebskosten zwischen den verschiedenen Zielprojekten abzuschatzen bzw. die Zuordnung der die Energieerzeugung allein betreffenden Kostenanteile zu ermitteln. Um diese Themenkomplexe abarbeiten zu konnen, werden entsprechend den jeweiligen Anforderungen unterschiedliche Bewertungs- und Beurteilungsverfahren eingesetzt. Allen Verfahren liegt das als wutschaftliches Handehi bezeichnete Bestreben zugrunde, die zur Verfiigung stehenden finanziellen Mittel optimal im Sinne des Untemehmenszieles einzusetzen. So haben einerseits die rein betriebswirtschaftlichen Verfahren die Gewinnmaximierung bzw. Verlustminimierung aus der Sicht des Untemehmens bzw. Betreibers zum Ziel, wahrend andererseits in die gesamtwirtschaftlichen Betrachtungen zusatzlich eine Reihe von gesamtgesellschaftlichen, d. h. gesamtwirtschaftlichen, sozialen und okologischen Zielen einbezogen werden. Dabei stehen beide Ansatze keinesfalls im Gegensatz zueinander, sondem erganzen einander im Informationsgehalt fiir den bzw. die Entscheidungstrager.


53

Bei groBeren bzw. in ihren Auswirkungen umfassenderen Vorhaben werden heute (iblicherweise beide Ansatze in einem Gesamtverfahren verkniipft [3.2]: 1. Im Rahmen der Wirtschaftlichkeitsuntersuchung werden zunachst die unternehmensintemen Gesichtspunkte in Form des Investitionsumfanges sowie dessen Auswirkungen auf Betriebsfuhrung, Unterhaltung und Ertragsentwicklung beurteilt (s. Kapitel 3.3.1). 2. In erweiterten Nutzen-Kosten-Untersuchungen werden die gesamtwirtschaftlichen und gesamtgesellschaftlichen Aspekte unter EinschluB der Umweltgesichtspunkte unterschiedlicher Auspragung einbezogen (s. Kapitel 3.3.2). Die Ergebnisse derartiger Betrachtungen konnen dabei die im Rahmen eines Planungsprozesses eigentlich zu fallenden Entscheidungen selbst nicht vorwegnehmen. Sie stellen vielmehr eine Hilfe flir denjenigen dar, der letztendlich die Entscheidung zu treffen und zu vertreten hat. Ihnen kommt allerdings die besondere Rolle zu, die Grundlage fiir eine sachgerechte, konstruktive Behandlung der anstehenden Thematik zu liefem und somit schluBendlich auch die notwendige Akzeptanz zu erreichen. 3.3.1

Betriebswirtschaftliche Betrachtung

FUr die betriebswirtschaftliche, untemehmensbezogene Beurteilung von Projekten emschlieBlich deren Altemativen stehen eine Vielzahl von Verfahren zur Verfiigung, die sich aus den Wirtschaftswissenschaften und der Systemtheorie entwikkelt haben und unter dem Sammelbegriff der Nutzen-Kosten-Untersuchungen erfaBt werden. Die Inhalte dieser Werkzeuge sind an zahlreichen Stellen ausflihrlich dargelegt, so daB auf weitere Ausfuhrungen verzichtet wh*d (s. z. B. [3.2]/[3.8]/[3.9]). Die Kostenvergleichsrechnung (KVR) und deren erweiterte Form, die Erweiterte Kostenvergleichsrechnung (EKVR) bzw. Gewinnvergleichsrechnung, stellen die einfachsten Methoden dar. Grundgedanke dieser Verfahren ist die Minimierung des Arbeitsaufwandes, indem ftir den relativen Vergleich von Altemativlosungen die Zahl der einzubeziehenden Kosten- und Nutzenkomponenten auf diejenigen reduziert wird, die zwischen den Altemativen unterschiedlich sind. Eine reine KVR unterstellt somit a priori, daB die Ertrage beider Losungen gleich sind. Bei der erweiterten Betrachtung werden zusatzlich noch die Differenzleistungen zwischen unterschiedlichen Altemativen erfaBt und monetar bewertet. Erst die auf beiden KVR-Verfahren aufbauenden umfassenderen Wutschaftlichkeitsbetrachtungen gestatten einerseits eine Aussage tiber die absolute Wirtschaftlichkeit der verschiedenen Ausfuhmngsmoglichkeiten oder andererseits iiber die Relation der Varianten zueinander. Generell gibt ein derartiges Vorgehen dem Planer eine weitaus groBere Sicherheit als die immer wieder verwendeten LFberschlagsformebi oder Orientiemngswerte, wie diese beispielsweise flir die spezifische Investition in Abhangigkeit der Kraftwerksleistung existieren. Gerade bei Wasserkraftanlagen, bei denen nahezu jeder Standort Besonderheiten aufweist und daher eine einheitliche Herstellung „von der Stange" - im Gegensatz zu z. B. Windkraftanlagen - im Gmnde unmog-


54

lich ist, konnen derartige Richtwerte nur eine erste, sehr grobe Hilfe darstellen, die keine generellen Aussagen zulassen. 3.3.1.1 Grundlagen der Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen Neben der technischen Machbarkeit miissen kostenintensive Vorhaben auch nach den Kriterien der Wirtschaftlichkeit untersucht werden. Die Wirtschaftlichkeitsuntersuchung bezieht sich dabei auf die finanzwirtschaftliche Beurteilung des Vorhabens. Hierbei wird zuerst die sogenannte Wirtschaftlichkeitsberechnung durchgefiihrt. Bei dieser werden alle auftretenden Zahlungsstrome einschlieBlich ihrer zeitlichen Abfolge ermittelt und beurteilt. Stellt man die Aufwendungen und Ertrage entsprechend fur den zu betrachtenden Zeitraum einander gegeniiber, so ergibt sich prinzipiell der in Abb. 3.9 dargestellte Verlauf der Summenlinien. Verkaufserlös für 1 Grundstück u. a.

€ Amortisationszeitpunkt

,../ +

Aufwendungen \ , •

I Abbruchkosten

Standortaufgabe

-

Erträge

alternativ: Reinvestition + Weiterbetrieb

Grundstückserwerb ^ ^ Gesamtinvestition Bauzeitl

Abb. 3.9:

Nutzungsdauer

Jahre

Schematischer Verlauf der Summenlinien der Aufwendungen und Ertrage fur ein Wasserkraftprojekt im zu betrachtenden Zeitraum [3.2]

Im darauf folgenden Schritt miissen die daraus resultierenden Ergebnisse, z. B. der Amortisationszeitpunkt, beurteilt werden. Uber die spatere Realisierung emer Projektidee entscheidet letztendlich der gesunde und erfahrene Menschenverstand des Initiators, indem dieser samtliche Untersuchungsergebnisse mit seinen personlichen Zielen vergleicht und eine Entscheidung iiber das Projekt trifft. Bei der Wirtschaftlichkeitsberechnung sind die Genauigkeit und die Eintrittswahrscheinlichkeit der zugrunde gelegten Daten von entscheidender Bedeutung. Entsprechend kann in der filihen Projektierungsphase die Kosten- und Ertragsrechnung nur auf uberschlagig ermittelten Schatzwerten des Livestitionsumfanges und der Betriebskosten beruhen. Ein darauf aufbauender Vergleich von verschiedenen Ausl^hrungsvarianten kann somit nur dann eine substantielle Aussage evident liefem, wenn es sich um eine Gegeniiberstellung in sich konsistenter Altemativen handelt.


55

Es ist daher in Kenntnis dieser Zusammenhange zielflihrend, die gesamte Wirtschaftlichkeitsuntersuchung entsprechend dem Planungsfortschritt bzw. dem Betriebszeitpunkt beispielsweise nach dem nachfolgenden Schema zu strukturieren, permanent zu verfeinem und fortzuschreiben [3.2]/[3.8]: 1. Abschatzung der voraussichtlichen Projektkosten bzw. Investitionen. 2. Erkundung und Festlegung der Randbedingungen, z. B. Nutzungsdauer, Stromertrage, Zinssatz, Steuem etc. 3. Ermittlung und Gegentiberstellung der Kapitalwerte und Annuitaten aus den Investitionen und den laufenden Aufwendungen (Betriebsfuhrung etc.). 4. Sensitivitatsanalyse unter Variation maBgebender wahrscheinlichkeitsbehafteter BerechnungsgroBen, durch die der EinfluB dieser einzebien GroBen auf das Ergebnis ermittelt werden kann. 5. Gesamtbeurteilung und Ergebnisinterpretation entsprechend den individuellen Zielvorstellungen als eigentlicher Kern der Wirtschaftlichkeitsuntersuchung. Als betriebswirtschaftliche Beurteilungsgrundlage spielt die Investitionsrechnung (Schritte 1-3) eine zentrale Rolle - und analog die Kosten-Nutzen-Analyse als gesamtwirtschaftliche Betrachtung -, indem diese bei der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung die Entscheidungsgrundlagen liefert. Die Ergebnisse dieses als Entscheidungshilfe dienenden Werkzeugs miissen jedoch wegen der Unsicherheiten der prognostizierten Entwicklung und der Wertansatze sinnvollerweise durch Sensitivitatsuntersuchungen und Risikobetrachtungen vervollstandigt werden, um dem Entscheidungstrager ein fiindiertes Urteil zu ermoglichen. 3.3.1.2 Investitionsrechnung zur Untersuchung der Wirtschaftlichkeit Im Rahmen der Investitionsrechnung wird die finanzwirtschaftliche Betrachtung eines Projektes vorgenommen, um dessen absolute oder relative Vorteilhaftigkeit beurteilen und die Gefahr falscher Investitionsentscheidungen auf ein Minimum beschranken zu konnen. Als Aktivitat der Kapitalverwendung bzw. des Kapitaleinsatzes sind Investitionen grundsatzlich mit Mittelfltissen zu unterschiedlichen Zeitpunkten und in verschiedene Richtungen verbunden, die in einem sogenannten Investitionsplan bzw. Zahlungskalender dargestellt werden (s. Abb. 3.9). Dieser mit Hilfe der Investitionsrechenverfahren ermittelte Plan der Mittelfltisse liefert schlieBlich die Antworten auf die dargelegten Fragestellungen. Erganzt wird er durch die Betrachtung der wesentlichen EinfluBgroBen im Rahmen einer sogenannten Sensitivitatsanalyse, um eventuelle Risiken erkennen zu konnen. Ftir die Investitionsrechnung stehen unterschiedliche Methoden zur Verfugung, die sich in die zwei Hauptgruppen der statischen und der dynamischen Verfahren unterteilen lassen. 3.3.1.3 Grundlagen der Zinsrechnung, Abschreibung und Annuitat Bei Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen miissen unterschiedliche Zahlungen oftmals auf einen bestimmten Zeitpunkt bezogen werden, um eine Vergleichbarkeit herzustellen. Dies wird durch die Aufzinsung (Akkumulierung) einer friiheren Zahlung oder Abzinsung (Diskontierung) einer spateren Zahlung relativ zum Bezugszeitpunkt erreicht (s. Abb. 3.10a).

56


Wird eine einmalige Zahlung Z auf einen spateren Zeitpunkt in n Jahren bezogen, so erhalt man deren End- oder Barwert W zu diesem spateren Bezugszeitpunkt wie folgt: W = Z'q'' =Z\l

+ iy

[€]

(3.3a)

und fiir eine kontinuierliche Zahlungsreihe z mit n gleichen Geldbetragen gilt: = Z'^, \=Z'^—= Z'^ ^ [€] (3.3b) W = z-aa=Z'^—q-1 (p/lOO) i / ' ' ' ' Ftir eine einmalige spatere Zahlung, die meist auf den Gegenwartswert bezogen wird, ergibt sich der Barwert zu diesem frUheren Bezugszeitpunkt zu: W = Z-q-"=Z-{l

+ iy'=Z^—L— (7 + /)

[€]

(3.4a)

und fiir eine gleichformige Zahlungsreihe zu: W = zâ,=z^ W Z z q p / n Qa Gd AZ

I

/

'

= z ^ ^ = z^

[^^

[€]

(3.4b)

End- Oder Barwert einmalige Zahlung gleiche Zahlungen einer Zeitreihe Zinsfaktor: q = 1 + p/100 = 1 + i ZinsfuB kalkulatorischer Zinssatz: i = p/100 (s. a. Kapitel 3.3.1.5) Zahlungszeitpunkt bzw. Beginn der Zahlungsreihe Akkumulierungsfaktor/Akkumulations-ZEndwertfaktor Diskontierungs-/Barwert-/Rentenbarwertfaktor Akkumulierung

Jz J z Jz

Jz Jz

Jz

Diskontierung Jz

Jz

Jz

ZA

Steigerungsrate r

T

Jz

Jz

Abb. 3.10:

...

-2

-1 1 2 Bezugszeitpunkt X

...

n-1

• '^'z " I z'" J z " I'z

Jz n [a]

..

^ f " f""|

H

-n -n-1 a

[€] [€] [€] [-] [%] [-] [a] [-] [-]

\

\

\

1 2 ... b Bezugszeitpunkt X

Vz'^z \

n-1

1

n [a]

Zinsrechnung: a) Akkumulierung und Diskontierung von einmaligen Zahlungen Z bzw. gleichmafiigen Zahlungsreihen z; b) progressiv ansteigende Zahlungsreihe z mit Steigerungsrate r

In der Kegel miissen bei Zahlungsreihen Preissteigerungsraten r berticksichtigt werden, die aus den jahrlichen realen Preisveranderungen folgen (s. Abb. 3.10b), sofem nicht mit mflationsberemigten Werten gearbeitet wird. Der Barwert 1^ einer auf einen frUheren Bezugszeitpunkt bezogenen, progressiv ansteigenden Zahlungsreihe mit konstanter Preissteigerungsrate r betragt dann: W = z-a^=z-s-—^,

- = z-(l + r)-^

'-—i

^ [€]

(3.4c)


57

Gds Diskontierungsfakor mit Steigerungsrate [-] s Steigerungsrate: s = 1 + r [-] r prozentuale Preissteigerung [-] Da bei Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen hauflg zu hohe Preissteigerungsraten verwendet werden, ist es empfehlenswert, in einem ersten Schritt die Betrachtungen ohne oder mit einer geringen Preissteigerungsrate vorzunehmen. Bei wasserkraftspezifischen, einen verhaltnismaBig langen Zeitraum umfassenden Betrachtungen ist es ublich, eine Preissteigerungsrate von maximal 3 % pro Jahr anzusetzen und sich damit am mehrjahrigen Durchschnitt des realen Wirtschaftswachstums zu orientieren. Haufig wird bereits ein Prognosewert von 1 bis 2 % insbesondere bei den laufenden Aufwendungen bzw. Bewirtschaftungskosten eine realistische Annahme darstellen [3.2]. Vielfach werden die finanzmathematischen Umrechnungsfaktoren auch in Tabellen ftir unterschiedliche Zinssatze angegeben, so z. B. von der LAWA [3.8]. In einigen Fallen ist es auch zweckmaBig, einzelne Aufwendungen bzw. die Differenz zwischen Ein- und Auszahlungen in eine Reihe gleichmaBiger Zahlungen umzurechnen. Diese Zahlungen werden auch als Annuitat bezeichnet. hn Falle einer Schuldentilgung setzt sich diese aus dem Zins auf das geschuldete Kapital und der Tilgung zusammen. Bei einer Investitionsrechnung wird die Annuitat kalkulatorisch auf die Verzinsung des investierten Kapitals und die Abschreibung bezogen. Diese Vorgehensweise und die zugehorende Ergebnisinterpretation ist Inhalt der sogenannten Annuitatenmethode (s. Kapitel 3.3.1.5). FUr den emfachsten Fall ermittelt sich die konstante Annuitat A einer Livestition /iiber n Jahre ohne Restwert R am Ende des Betrachtungszeitraumes zu: (; + /•)"•/ q"(q-l) A = Zins + Abschreibung = / • -^ ^ = / • -^—^ '- = Ia = I a^ [€] (3.5) (/ + / ) " _ / q"-l / ^ I JV A Annuitat mit konstantem Verlauf [€] / Investition [€] a Annuitaten-/Kapitalwiedergewinnungs-/Kapitaltilgungsfaktor: a - I/a, [-] Ftir den Tilgungszeitraum wird normalerweise der Abschreibungszeitraum TA angesetzt, so dal3 n = TA gilt (s. Kapitel 3.3.1.6). 3.3.1.4 Statische Verfahren der Investitionsrechnung Statische Berechnungsverfahren gehen von Kosten-, Gewinn- und Rentabilitatsvergleichen aus (Kostenvergleichs-, Gewmnvergleichs-, Rentabilitats-, Amortisationsrechnung etc.) und beriicksichtigen den Zeitfaktor nicht oder nur sehr eingeschrankt. Die dadurch entstehenden Fehleinschatzungen werden um so groBer, je langlebiger die Investition angelegt und je hoher der Zinssatz sind. Dementsprechend sind sie ftir die Betrachtung von Wasserkraftanlagenprojekten nur wenig geeignet [3.2]. 3.3.1.5 Dynamische Verfahren der Investitionsrechnung Die dynamischen Verfahren beriicksichtigen den Zeitfaktor, indem die unterschiedlichen Zahlungen (Einnahmen/Ausgaben bzw. Nutzen/Kosten) auf einen Bezugszeitpunkt entsprechend auf- oder abgezinst werden und so der komplette

58


Betrachtungszeitraum korrekt Eingang findet. Da diese Verfahren langfristige Annahmen - in der Regel mehr als funf Jahre - bzw. detailliertere Angaben erfordem, stellen sie bei Wasserkraftanlagenprojekten ein geeignetes Beurteilungsinstrument dar. Kapitalwertmethode Bei der Kapitalwertmethode werden die im Zeitablauf nach Grol3e, Zeitpunkt und Dauer verschiedenen Ein- und Auszahlungen erfaBt, wobei die Vergleichbarkeit durch die Auf- bzw. Abzinsung aller Zahlungen auf einen gleichen Bezugszeitpunkt erreicht wird. Ublicherweise werden alle Nutzen und Kosten auf den Anfang des Jahres bezogen, an dem der Betrieb der Wasserkraftanlage aufgenommen wird. Li diesem Sinne nimmt der Kapital-, Bar- bzw. Gegenwartswert WQ der Investition die folgende Form an: T

WG=-I + Y,iN>-K,)-g" + R-q~' [€]

(3.6)

t=J

Bei diesem Kennwert stellt die Investition / den Wert aller Ausgaben der Vorbereitung, der Planung, des Baues und der Ausrustung sowie aller sonstiger Kosten dar, die bis zur Inbetriebnahme entstehen konnen, und zwar aufgezinst (akkumuliert) auf den Jahresbeginn der Inbetriebnahme:

/ = ! ; / . ^^ WQ IK Nt Kt T t R

[€]

Kapital- bzw. Gegenwartswert Teilinvestition im Jahr K Nutzen (Einkommen) im Men Jahr, auf Jahresende bezogen Kosten (Ausgaben) im /-ten Jahr, auf Jahresende bezogen kalkulatorischeLebenszeits. Tabellen 3.1/3.2 zeitliche Laufvariable: t = 1, 2,..., T Restwert der Anlage am Abschreibungsende

(3.7) [€] [€] [€] [€] [a] [a] [€]

Der hierbei notwendige Kalkulationszinssatz / wird in der Hohe festgelegt, in der sich das Eigen- bzw. Gesamtkapital verzinsen bzw. welche Rendite erzielt werden soil. Dabei ist der Fremdkapitalanteil bzw. der aus dem hierfur notwendigen Kapitaldienst bzw. der Annuitat resultierende FremdkapitalzinsfuB prozentual entsprechend voll anzusetzen. Dieser Zinssatz orientiert sich meist am Kapitalmarkt, z. B. an der effektiven Verzinsung festverzinslicher Wertpapiere mit langer Laufzeit von mindestens 10 Jahren (i. d. R. zwischen 4,8 % und 6,2 % ) , und wird durch einen Zuschlag fiir Risiko, Inflation und Ertragssteuem etwas erhoht sowie vereinfachend iiber die gesamte Laufzeit als konstant angenommen. Fiir eine erste Abschatzung wird haufig von einem KalkulationszinsfuB in Hohe von 6 % ausgegangen [3.2]. Weiter wird in die Gleichung der sogenannte Restwert R der Anlage - naturlich auf das Jahr der Inbetriebnahme abgezinst (diskontiert) - einbezogen, da am Ende der Abschreibungszeit noch verkaufbare Werte verbleiben; oft wird dieser Restwert auch auBer acht gelassen.


59

Eine Investition ist dann vorteilhaft, wenn deren Kapitalwert WQ positiv ist; bei einem Variantenvergleich wird diejenige mit dem hochsten Kapitalwert den Vorzug erhalten. So kann beispielsweise eine Variante mit hoherer Investition durch den garantierten besseren Anlagenwirkungsgrad langfristig einen besseren Nutzen bringen. Methode des internen ZinsfuOes Unter dem internen ZinsfiiB po wird der ZinsfliB verstanden, bei dem der oben defmierte Kapital- bzw. Gegenwartswert der Investition gleich null ist: Wo=0

[-]

(3.8)

Das Wirtschaftlichkeitskriterium besteht bei diesem Verfahren darin, daB der berechnete interne ZinsfuB po gleich oder groBer als der iibliche bzw. groBer als der fiir die jeweilige Investition voraussetzbare KalkulationszinsfuB/7 sein muB. Annuitatsmethode Bei diesem Verfahren, das auf der Kapitalwertmethode aufbaut, werden die durchschnittlichen jahrlichen Auszahlungen (Nutzen) der Investition mit den durchschnittlichen jahrlichen Einzahlungen (Kosten) verglichen, indem die beiden Zahlungsreihen mit Hilfe der Zinseszinsrechnung in zwei aquivalente Reihen mit gleichbleibenden Jahresbetragen umgerechnet werden (Nt=N = const, und Kt = K = const.). Unterliegen die Jahresbetrage Schwankungen, so mtissen zunachst deren Gegenwartswerte durch Abzinsung ermittelt und anschlieBend die Summe der Gegenwartswerte aufgezinst, also in gleichbleibende Jahresbetrage umgewandelt werden. Dies bedeutet, daB man die Annuitat einer Investition Aj, d. h. die jahrlichen Einzahlungsilberschiisse, aus der Multiplikation des Kapitalwertes WG aus (3.6) mit dem Kapitalwiedergewinnungsfaktor a aus (3.5) erhalt: Aj=Wo-a = Wo' — = Wo' cid

y /=Wo'} q -1

[ {lî)

[€]

(3.9)

-1

Dabei flieBen Uber den Kapitalwert WQ aus (3.6) neben der eigentlichen Anfangsinvestition auch gegebenenfalls die wahrend der Nutzungsdauer anfallenden Nutzen und Kosten sowie ein moglicher Restwert zeitlich korrekt mit ein. Ist die Annuitat positiv, so ist die Einzelinvestition vorteilhaft. Sind mehrere Varianten zu vergleichen, so ist diejenige vorzuziehen, die die hochste Annuitat erzielt. 3.3.1.6

Besondere KenngroBen bei Wasserkraftanlagen

Nutzen-Kosten-Verhaltnis Das Nutzen-Kosten-Verhaltnis R ist ein Kennwert, der die Relation der Nutzen zu den Kosten verdeutlicht. Mit den bisherigen Bezeichnungen wird das Verhaltnis R fiir die ganze kalkulatorische Lebenszeit der Anlage - wiederum auf Betriebsbeginn bezogen - bei Vemachlassigung des Restwertes definiert zu:

60


Dieses kann bei der Annahme, daB fur jedes Jahr Nt=N = const, und Kt= K = const, bleiben, auch folgendermaBen geschrieben werden: N R=

N

N =—

= -r^^

[-]

(3.10b)

R Nutzen-Kosten-Verhaltnis [-] Bei einem Vergleich der zuvor eingefuhrten Verfahren mit diesem Kennwert wird offensichtlich, daB der Grenzfall R = 1 den intemen ZinsfuB darstellt bzw. also WG = ^ ist Oder den Nullgewinn G = 0, der sich als Differenz der jahrlichen Einnahmen N und Ausgaben Kj ergibt zu: G = N-(a'I

+ K) = N-Kj

[€/Jalir]

G jahrlicherNettogewinn KJ JahreskostenZ-ausgaben und der unter normalen Umstanden positiv sein sollte. Damit folgt ftir die Rentabilitat eines Projektes: R>1 [-] Es ist auch tiblich, die Kosten weiter zu differenzieren (s. unten): KB=KU+KJ,

[€]

(3.11a) [€/Jahr] [€/Jahr]

(3.10c) (3.11b)

KB laufende Betriebskosten der Wasserkraftanlage [€] Ku laufende Unterhaltungskosten [€] Kj^ Produktionsnebenkosten (Steuer, Verwaltung etc.) [€] In diesem Fall werden im Zahler des Nutzen-Kosten-Verhaltnisses die Nettonutzen eingesetzt, und im Nenner erscheinen nur die laufenden anfallenden Betriebskosten, also die Unterhaltskosten Ku'. R = {N-Kj,)/{aI

+ Ku)

[-]

(3.10d)

Die Aufteilung der Kosten kann aber sehr willkiirlich erfolgen, man kann also den Kennwert R und damit die Rentabilitat in einem gewissen MaB „frisieren". Es ist leicht einzusehen, daB der Kennwert R desto gtinstiger ausfallt, je groBer der Anteil der Jahreskosten ist, der als Produktionsnebenkosten abgetrennt wird. Dadurch wird deutlich, daB eine gewisse Unsicherheit bei der Beurteilung der Rentabilitat auf der Basis eines Nutzen-Kosten-Verhaltnisses besteht. Dieser Kennwert kann dann zuverlassig angewendet werden, wenn man beispielsweise Projektaltemativen desselben Projekttyps vergleicht, um bei der Vorplanung die Prioritaten schnell feststellen zu konnen. SpezifischeEnergieerzeugungskosten Die Ermittlung der spezifischen Energieerzeugungs- bzw. Stromgestehungskosten, d. h. der Kosten zur Erzeugung einer kWh-Energieeinheit, ist ein wichtiges aussagekraftiges Verfahren. Von diesem kann dann Gebrauch gemacht werden, wenn die wirtschaftliche Bedeutung des Wasserkraftprojektes mit den Daten eines durchschnittlichen oder charakteristischen Jahres gekennzeichnet werden kann (s. Kapitel 3.2.2 und Abb. 3.5).


61

Die spezifischen Energieerzeugungskosten c, die naheliegenderweise moglichst gering sein soUten, sind das Verhaltnis der Jahreskosten Kj zur jahrlichen Energieerzeugung Ea (s. Kapitel 2.1.3) und ergeben sich zu: c = KjlEa c Ea

[€/kWh]

(3.12)

spezifische Energieerzeugungskosten Jahresarbeitsvermogen/jahrliche Energieerzeugung

[€/kWh] [kWh]

Spezifische Investition Ein weiterer, in der Praxis oft benutzter Kennwert zum Vergleich verschiedener altemativer Losungen eines bestimmten Kraftwerktyps ist die spezifische Investition lo, d. h. das Verhaltnis der Investition zur Ausbauleistung (s. Kapitel 3.2.2 und Abb. 3.5).: Io=IlP

[€/kW]

(3.13)

IQ spezifische Investition [€/kW] Mit diesem Kennwert muB man allerdings sehr vorsichtig umgehen, weil selbstverstandlich zu einer bestimmten Leistung sehr unterschiedliche GroBen der Energieerzeugung gehoren konnen. Deshalb kann die spezifische Investition nur dann als eine echte charakteristische KenngroBe betrachtet werden, wenn die verglichenen Altemativen keine sehr unterschiedliche Nutzungsdauer aufweisen. Fiir Pumpspeicherkraftwerke (s. a. Abschnitt 3.3.1.7), bei denen die Rahmenbedingungen sehr ahnlich sind, wurde die Gleichung (3.13) zu einer empirischen Formel weiterentwickelt [3.10], durch die ein verhaltnismaBig guter Kostenvergleich im Vorplanungsstadium ermoglicht wird. Optimaler Ausbaugrad einer Wasserkraftanlage Eine grobe Abschatzung bei der Vorplanung kann gewahrleistet werden, wenn es moglich ist, mit einer befriedigenden Zuverlassigkeit die Jahreskosten Kj in Abhangigkeit des Ausbaudurchflusses Qa bzw. des Ausbaugradesâ (s. Kapitel 3.2.3) mit einer linearen Gleichung zu simulieren: Kj{Qa) = m'Qa+b

[€/Jahr]

(3.14)

Wenn es weiters moglich ist, mit einer gewissen Annaherung die Jahresenergieerzeugung durch eine Funktion des Ausbaugrades E/Qa) (s. Kapitel 2.1.3) zu formulieren, kann der Minimalwert der dann von Qa abhangigen spezifischen Energieerzeugungskosten c(Qa) mit einem einfachen graphischen Verfahren ermittelt werden, durch das man einen Orientierungswert fur den optimalen Ausbaugrad erhalt. Rechnerisch erhalt man dieses Minimum, indem man die spezifischen Energieerzeugungskosten c(Qa) nach Qa ableitet und diese Gleichung gleich Null setzt. Daraus folgt: ^

'

Kj{a,)

b + m-Q,

bIm + Q,

Ftir das graphische Verfahren trSgt man die Gerade K/Qa) nach (3.14), die jahrliche Energieerzeugung Ea(Qa) und die daraus folgenden spezifischen Energieer-

62


zeugungskosten c(QJ nach (3.12) in Abhangigkeit von Qa in einem Diagramm auf (s. Abb. 3.11). Hieraus wh-d ersichtlich, daB die Geradensteigung m = tan aeinen bestimmten Wert xi = b/tan a auf der g^-Achse festlegt. Die aus Punkt Pj zur âdSo^-Kurve gezogene Tangente identifiziert die Stelle P2, durch die sich ein Orientierungswert fiir den optimalen AusbaudurchfluB Qa,opt und damit den optimalen Ausbaugrad ergibt. Der letztlich giiltige Ausbaugrad kann jedoch so festgelegt werden, daB die spezifischen Energieerzeugungskosten fur das Verbundnetz preislich noch akzeptabel sind. EJKJC

jahrliche Energieerzeugimg Ea(QJ Jahreskosten Kj(Qa) spez. Energieerzeugungskosten c(Qa) -•Qa

Abb. 3.11:

Graphisches Verfahren zur Ermittlung eines Orientierungswertes fur den optimalen Ausbaugrad

Planungszeitraum, kalkulatorische Lebenszeit und Nutzungsdauer Bei Wasserkraftanlagenprojekten ist der Planungs- oder Betrachtungszeitraum TV bei einer Wirtschaftlichkeitsuntersuchung nur selten mit der tatsachlichen technischen Lebens- bzw. Nutzungsdauer TL einer Anlage oder deren einzelner Komponenten (s. Tabellen 3.1/3.2) identisch. Gerade bei diesen Projekten zeigt die Erfahrung, daB die Nutzungsdauer einer Vielzahl von einzehien Komponenten meistens bedeutend langer als die fiir das Projekt gewahlte Abschreibungszeit ist und darUber hinaus bei Vergleichen groBe Spielraume zutage treten. Da die korrekte Berucksichtigung der zeitlichen Differenzen aller Einzelkomponenten und Teilaspekte sehr kompliziert und umfangreich ist, wird bei den meisten Investitionsrechnungen in der Praxis dieser Punkt vereinfacht. Dies geschieht in der Weise, daB fiir den Zeitraum TV der meist ktirzere Tilgungs- bzw. Abschreibungszeitraum TA anstatt der tatsachlichen Lebensdauer TL angesetzt wird, so daB TN = TA gilt. Dies ist vor allem dann zulassig, wenn der Betrachtungszeitraum bei unterschiedlichen Varianten gleich ist und annahemd iibereinstimmende Komponenten mit analogen Lebensdauem eingesetzt werden konnen [3.2]. Verfugbarkeit Zur vergleichenden Beurteilung der wirtschaftlichen Gilte verschiedener Typen von Energieerzeugungsanlagen wird die Verfugbarkeit bzw. sogenannte „Nichtverftigbarkeit" aus langjahrigen Erhebungen ausgewertet (s. a. Kapitel 1.7.3). Das MaB der „Nichtverffigbarkeit" hangt von unterschiedlichen unerwarteten Ereignissen (Ausfall von Maschinen, katastrophale Hochwasser, Netzzusammenbruch etc.) und von Reparatur- und Revisionsarbeiten ab, die die Leistungsfahigkeit beeintrachtigen bzw. die Energieabgabe des Kraftwerkes vermindem. Bei Wasserkraftanlagen wird die Verfugbarkeit auf diejenigen Energieausfalle bezogen, die dann entstehen, wenn nutzbare Zufltisse vorhanden sind, aber nicht verarbeitet werden konnen. Nach einer Studie von WAGNER [3.11] belauft sich die sog. „Arbeits-Nichtverfugbarkeit" bei deutschen Laufwasserkraftwerken auf etwa 1 %, womit diese im Vergleich mit anderen Landem sehr gut abschneiden.

3 Grundsatze der Planung und Projektierung Tabelle3.1:

63

Durchschnittliche Nutzungsdauer Ti von allgemeinen Anlagenteilen bei Wasserkraftanlagen incl. Kleinwasserkraftanlagen [nach 3.8]

durchschnittliche Nutzungsdauer TL [a]| iFluBbauliche Anlagen: Deiche 80-100 Uferdeckwerke: regulierte + staugeregelte Flusse 50 Kanale aus Steinpackungen etc. (30-) 40 Uferwande: aus Stahlbeton, Beton 90 (60-) 90 Stahl Lebendverbau 30-40 Regelungsbauwerke (Grund-, Sohlschwellen etc.) 50 80-100 llTalsperren: Absperrbauwerke einschl. Betriebseinrichtungen aus Beton 30-40 Stahlwasserbaukonstruktionen einschl. Antriebe 30-40 Kranbahnen, -antriebe, Gelander, Lichtanlagen etc. 90 aus Beton, Mauerwerk, Stein llWehre: tiefbaulicher Teil: aus Stahl (60-) 90 bewegliche Teile einschl. Antriebe 40-70 llEntnahmebauwerke: aus Beton, Mauerwerk 80 aus Baustahl 60 llBetriebseinrichtungen: Rechen 20 40 Rechengeriist 35/15 Einlaufschiitze aus Stahl/Holz 25 VerschluBorgan 15/30 Schtitzantrieb im Freien/geschiitzt 100 IlKtinstliche Gerinne: Erd- und Felsarbeiten StoUenauskleidung 50 50-75 Gerinne: Beton und Stahlbeton - mildes Klima 20-30 - rauhes Klima Stahl 25-35 Holz, impragniert 30 Leitungsrohre: aus Stahl 50 aus Stahlbeton (40-) 50 Druckrohrleitungen 50 llWasserschlosser: in Pels 80-100 aus Stahl 50 llGebaude 50-80 llMeBeinrichtungen: Pegelanlagen 25 llGrundstucke unbegrenzt 1 llWirtschaftswege: ohne Bindemittel (2-) 5 20-30 Zementbeton/Betonsteine (8-) 15 Asphalt IlKleinkraftanlagen: bauliche Anlagenteile 50-60 1 maschinelle Anlagenteile 33-40 25-30 elektrische Anlagenteile 10 kurzlebige Gerate und Giiter llMasch. Ausriistung: Turbinen einschlieBlich Hausturbinen, Pumpen 30-60 Absperrorgane: Schutze, Schieber 40-60 30-50 Drosselklappen, Kugelschieber 25-40 Hebezeuge und Hilfsbetriebe 30-50 1 11 sonstige mechanische Krafthausausrustung Art der Anlage

64


Tabelle 3.2: Durchschnittliche Nutzungsdauer Ti von Anlagenteilen bei Wasserkraftanlagen (Kleinwasserkraftanlagen nur eingeschrankt) [nach 3.8] Art der Anlage iBauliche Anlagen:

llElekt. Ausrustung:

II

Krafthaus: Tiefbau Hochbau der Witterung ausgesetzte Stahlkonstruktionen Druckleitungen, Panzerungen, Verteilleitungen Generatoren, Transformatoren (ohne Wicklungen) Generator- und Transformatorwicklungen Erreger (Motorbetrieb) Hochspannungsausrustung Eigenbedarfs- und Notstromanlagen Freiluftanlagen: Baulichkeiten Ausrustung Hochspannungsanlagen und -kabel

durchschnittliche ^Jutzungsdauer 71 [a]| 80-100 50-80 30-40 40-60 30-50 30 30 25-50 25-40 40-50 25-30 40-60 _J,

Jahrliche Aufwendungen fur Betrieb und Unterhalt Ftir die Ermittlung der jahrlichen Aufwendungen einer Wasserkraftanlage ist es notwendig, die jahrlich anfallenden Betrage infolge des Betriebes und der aus den Anlagekosten resultierenden Belastungen zu ermitteln. Hierbei unterscheidet man vorallem [3.2]: - Bewirtschaftungskosten zur Betriebsfuhrung: - Materialaufwendungen: fur Rob-, Hilfs- und Betriebsstoffe (z. B. Schmier61 etc.), die bei Wasserkraftanlagen meist verhaltnismaBig gering sind; - Personalaufwand, ftir den Betrieb und die Uberwachung der Anlage sowie fiir die Verwaltungsaufwendungen; - Sonstiger betrieblicher Aufwand, worunter samtliche regelmal3ige Aufwendungen gezahlt werden, die ftir den ordnungsgemaBen Anlagenbetrieb erforderlich sind, wie beispielsweise Instandhaltungskosten (s. Tabelle 3.3), Rechengutbeseitigung, Versicherungskosten, sonst. Abgaben etc. - Kapitalkosten und Abschreibung. Uberschlagig kann man die jahrlichen Aufwendungen unter AusschluB der Personalkosten zu ca. 3,5-5 % des Investitionsvolumens ansetzten, so daB man in Abhangigkeit vom Automatisierungsgrad der Anlage sowie der Kapitaltilgung auf einen Gesamtansatz ftir die jahrlichen Aufwendungen von 11-14 % des Livestitionsvolumens kommt. Tabelle 3.3: Richtwerte fur Unterhaltungs- und Emeuerungskosten, bezogen auf die getatigte Teilinvestition fur Anlagen bis ca. 10 MW [nach 3.12] lAnlagenkomponenten IStaumauem, Damme, Stollen, WasserschloB, Druckschacht, Ausgleichsbecken, Kanale Wehre, Einlaufbauwerke, Druckrohrleitung iGebaude und Nebenanlagen [mechanische und elektrotechnische Einrichtungen

Unterhaltung [%] Emeuerung [%] 1 0,1 0,7 1,2-1,6 0,4-0,6 3,0-6,0

1,2-1,8 1,5-2,0

2,5-3,0

1


65

Jahrliche Ertrage Die jahrlichen Ertrage einer Wasserkraftanlage bestehen uberwiegend aus den Riickflussen infolge des Stromverkaufs an das vorgelagerte EVU bzw. den Netzbetreiber. Dabei wird die Hohe des entsprechenden Vergiitungssatzes zum einen durch die installierte elektrische Leistung und zum anderen von der Art der Vermarktung bestimmt. Bei der Ermittlung der Vergutung ftir die Stromeinspeisung gilt es, zunachst die installierte Anlagenleistung zu betrachten, die derzeit fur die Hohe der Stromvergiitung ausschlaggebend ist. Die effektive Vergutungshohe pro Jahr ergibt sich schlieBlich aus der Multiplikation des Vergutungssatzes mit der Jahresenergieerzeugung. Seit Inkrafttreten des Stromeinspeisungsgesetzes im Jahr 1991 und dessen Folgegesetzes, des 2000 in Kraft getretenen Emeuerbare-Energien-Gesetzes (EEG), wird bei Wasserkraftanlagen bis zu einer installierten Generatorleistung von 5 MW die erzeugte Energie mit einem erhohten Preis vergiitet. GemaB diesem Gesetzen betragt der Vergutungssatz bei Anlagen bis 500 kW installierter Leistung 7,669 ct/kWh. Fur die daruber liegenden Anlagen von 500 bis 5.000 kW Leistung wird ein Vergiitungspreis angesetzt, der je nach Leistung zwischen 7,669 ct/kWh und 6,647 ct/kWh liegt. Seit 2004 haben sich die Modalitaten etwas geandert, und dariiber hinaus erhalten in engen Grenzen auch Anlagen bis 150 MW eine erhohte Vergutung. Bei alien weiteren Anlagen, die nicht unter das EEG fallen, ist die Vergutungshohe den Kraften des fi-eien Marktes unterworfen und muB entsprechend ausgehandelt werden, wobei meist nur geringere Einspeisevergutungen erlangt werden konnen. 3.3.1.7 Wirtschaftlichkeitsaspekte bei Pumpspeicherkraftwerken Der direkte Nutzen von Pumpspeicherkraftwerken besteht vor allem darm, dal3 im Normalfall der Preis zur Einspeisung der erzeugten Spitzenenergie weitaus hoher liegt als der Preis, zu dem sie den Strom zu Zeiten niedriger Netzbelastung von den Grundlastkraftwerken beziehen (s. Kapitel 3.2.2). Die Rentabilitat dieser Anlagen ist dann gegeben, wenn die Kosten far die jahrlich angekaufte Energiemenge unter dem Erlos der verkauften Energie liegen. Die Menge der abgegebenen Spitzenenergie liegt dabei entsprechend dem resultierenden Gesamtwirkungsgrad bekanntlich unter der bezogenen Energiemenge. So miissen also zur Ermittlung der spezifischen Energieerzeugungskosten c entsprechend (3.12) bei den Pumpspeicherkraftwerken zu den Jahreskosten Kj noch die jahrlichen Kosten fiir die bezogene Energie KJÊ hinzugerechnet werden: Kj + KjE c=-

_ Kj

-\-CE'EE

_Kj +CE'tE _ KJ CE r\psw ' EE ^PSW ' EE ^PSW KjE CE EE ^psw

jahrliche Kosten fur die bezogene Energie Einkaufspreis des Pumpstromes jahrliche bezogene Energiemenge Gesamtwirkungsgrad des Pumpspeicherkraftwerkes: r|p5PF= 0,70-0,78

[€] [€/kWh] [kWh] [-]

66


Fiihrt man den in der Praxis bei Pumpspeicherkraftwerken haufig verwendeten Begriff der Ausnutzungsdauer Ta als den Quotienten aus der Arbeit Ea in einer Zeitspanne und der Anlagenleistung P wie folgt ein: Ta=EalP

[h]

(3.17)

Ta Ausnutzungsdauer [h] und schliisselt weiter die Jahreskosten Kj in die Einzelbestandteile der Tilgungsrate A aus (3.5) unter Verwendung der spezifischen Investition IQ und der prozentualen Betriebskosten (s. Kapitel 3.3.1.6) auf, so erhalt man gemaB (3.16): a-Io

^

7+ ^ ^ + ^ ^ 100

K;v Kf/

100 J

+-^^

[€/kWh]

(3.18)

vipsw

Produktionsnebenkostenanteil, bezogen auf die Investition Unterhaltskostenanteil, bezogen auf die Investition

[%] [%]

So ergeben sich die spezifischen Erzeugungskosten c = 0,12€/kWh bei einem groBeren Pumpspeicherkraftwerk, wenn man folgende Werte als Rechenbeispiel ansetzt: - spezifische Investition IQ = 1.800 €/kW; - durchschnittliche Ausnutzungsdauer im Jahr Ta= 1.850 h; - Kapitaltilgungsfaktor a = 0,089 aus einer kalkulatorischen Lebensdauer r = 30 a und einem Zinssatz/? = 8 %; - Produktionsnebenkostenanteil KJV = 1,5 %; - Unterhaltskostenanteil KU= 5 %; - Einkaufspreis des Pumpstromes CE = 0,02 €/kWh; - Gesamtwirkungsgrad des Pumpspeicherkraftwerkes r\psw = 0,75. Die indirekten Nutzen, die heute weitaus mehr im Vordergrund stehen, entstehen einerseits bei den kooperierenden Warme- und Kemkraftwerken (Momentanreserve) - daher kann auch von einem verhaltnismaBig geringen Einkaufspreis fur den Pumpstrom ausgegangen werden - und andererseits im Netz infolge der sogenannten dynamischen Arbeitsweisen des Pumpspeicherkraftwerkes (Frequenzhaltung, Phasenausgleich etc.), wie dies im Kapitel 17.1 naher ausgefuhrt ist. Pumpspeicherkraftwerke in Verbindung mit erweiterten Speicherkraftwerken konnen viele Funktionen haben, wie beispielsweise Vorhaltung von Kraftwerksreserven, Wasserversorgung fur Industrie, Haushalt und Landwirtschaft, Sport und Erholung, Niedrigwassererhohung etc., so daB sich die Rentabilitat durch die Mehrzwecknutzung erhohen kann. Stellt sich heraus, daB zum Beispiel der Gegenwartswert der Investition (3.6) gleich Null oder sogar negativ ist, so bedeutet dies nicht unbedingt, daB man auf die Errichtung des Pumpspeicherkraftwerkes verzichten muB. Seine indirekten wirtschaftlichen Nutzen - hauptsachlich der Beitrag zur Frequenzhaltung - konnen so hoch bewertet werden, daB die Rentabilitat doch gewahrleistet wird.

3 Grundsatze der Planung und Projektierung 3.3.2

67

Gesamtwirtschaftliche und gesamtgesellschaftliche Betrachtung

3.3.2.1 Grundlagen der gesamtgesellschaftlichen Bewertungsverfahren Gehen Untersuchungen uber die reine Kosten- oder Wirtschaftlichkeitsbetrachtung hinaus und werden dabei gesamtwirtschaftliche und gesamtgesellschaftliche Gesichtspunkte unterschiedlicher Art betrachtet, so bezeichnet man diese Verfahren als erweiterte Nutzen-Kosten-Untersuchungen [3.2]/[3.9]/[3.13]. Im wasserbaulichen Bereich, insbesondere der Wasserwirtschaft, wurden diese Beurteilungswerkzeuge bereits erfolgreich eingesetzt. Wahrend in der Vergangenheit derartige Methoden iiberwiegend bei Priiftingen der Umweltvertraglichkeit gemafi UVPG (s. a. Kapitel 3.4) fur zur Genehmigung anstehende Projekte eingesetzt wurden, werden damit heute zunehmend auch bestehende Projekte u. a. auch im Hinblick auf die EG-Wasserrahmemichtlinie bewertet. AnlaB hierfur sind beispielsweise Vergleiche zwischen verschiedenen Energieerzeugungsformen oder Priifungen im Rahmen von verschiedenartigen Zertifizierungsverfahren. Weitergehende Ansatze werden im Bereich der Wasserkraft derzeit noch nicht weiter verfolgt [3.2]. Zu den drei „klassischen" Verfahren der Nutzen-Kosten-Untersuchungen werden die Kosten-Nutzen-Analyse (KNA), die Kosten-Wirksamkeits-Analyse (KWA) und die Nutzwertanalyse (NWA) gerechnet. Diese sind in ihrem methodischen Aufbau und ihrer Durchftihrung mehr oder weniger verschieden und haben unterschiedliche Anwendungsschwerpunkte und Aussagemoglichkeiten. Es gibt somit keine „einzig richtige" und streng abgrenzbare Methode, die fiir alle Fragestellungen ebenso gut geeignet und gleichermaBen anwendbar ware. Bei der Kosten-Nutzen-Analyse (KNA) erfolgt eine monetare Bewertung der Kosten und Nutzen, womit diese quasi eine erweiterte betriebswirtschaftlichen Betrachtungsft)rm darstellt. Diese monetare Betrachtung hat zur Folge, dal3 hierbei nur solche Aspekte erfaBt werden konnen, die bereits in monetarer Form vorliegen oder in allgemein anerkannter Weise in Geldeinheiten umgerechnet werden konnen. Bei der Kosten-Wirksamkeits-Analyse (KWA) und im Grunde auch bei der Nutzwertanalyse (NWA) werden die Wirkungen, die nicht monetar in Erscheinung treten oder in monetare Einheiten umgerechnet werden konnen, iiber eine Punktebewertung o. a. einbezogen. Gegeniiber reinen Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen aus untemehmenswirtschaftlicher Sicht (s. Kapitel 3.3.1) konnen bei diesen drei Methoden der gesamtwirtschaftlichen Untersuchung solche Wh-kungen einbezogen werden, die im Verhaltnis zu Dritten entstehen, wozu beispielsweise die sogenannten extemen Effekte bzw. SozialkostenZ-nutzen gezahlt werden. Somit stellen diese Verfahren primar ein Werkzeug zur systematischen Entscheidungsvorbereitung bei der Auswahl komplexer Handlungsaltemativen dar, bei denen Aussagen iiber die Wirtschaftlichkeit nicht mehr im Vordergrund stehen. Bei alien drei Methoden ist die sogenannte Skalentransformation aller Wirkungen auf einen einheitlichen MaBstab nicht unproblematisch. Um eventuelle Fehler zu verringem, sollten daher alle Effekte zunachst in ihrer originaren MeBgroBe erfaBt und anschlieBend Sensitivitatsanalysen durchgefuhrt werden, wie dies bereits in den vorhergehenden Abschnitten dargestellt wurde.

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Dariiber hinaus existieren noch weitere kombinierte bzw. offene Bewertungsverfahren, die ftir besondere Falle entwickelt wurden, mit dem Ziel, bekannte Probleme einzelner Methoden auszuschalten (z. B. das Composite Programming). SchlieBlich sind die Grenzen zu weiteren Verfahren fliei3end, die bei komplexen Aufgabenstellungen der Optimierung und Mehrfachzielplanung eingesetzt werden und bis bin zu den im Umweltbereich zunehmend an Bedeutung gewinnenden Verfahren der Lebenszyklus-Analyse und Risikoabschatzung reichen. 3.3.2.2

Gesamtgesellschaftliche Bewertungsansatze bei Wasserkraftprojekten Gesamtgesellschaftliche Bewertungsansatze kommen bei Wasserkraflprojekten neben der heute im Grunde selbstverstandlichen Priifiing der Umweltvertraglichkeit im Rahmen von Genehmigungsverfahren bei zahlreichen weiteren Anlassen, die eine Bewertung hinsichtlich der Umweltwirkungen erfordem, zum Einsatz. Hierzu zahlen beispielsweise Vergleiche zwischen unterschiedlichen Energieerzeugungsformen oder Priifungen und Bewertungen von bestehenden Anlagen im Rahmen von verschiedenartigen Zertifizierungsverfahren. Bei diesem zweiten Anwendungsbereich hat sich im Lauf der Zeit vor allem die Aufteilung in die sogenannten intemen und extemen Effekte als ein praktikables Verfahren durchgesetzt. Unter den intemen Effekten versteht man jene, die aus innerbetrieblichen Zwangen in MaB und Zahl erfaBt werden mussen und schlieBlich als monetare GroBen m die untemehmerischen Erfolgsrechnungen entsprechend ihrem Ertrag oder ihrer Aufsvendung einflieBen, also bereits intemalisiert sind. Die zusatzlichen, im weiteren Umfeld entstehenden Wirkungen werden schlieBlich als sogenannte exteme Effekte bzw. SozialkostenZ-nutzen bezeichnet. Diese Effekte werden nicht iiber den Markt erfaBt und monetar bewertet. Entsprechend der Kostenart konnen diese zwei Gruppen zugeordnet werden ([3.2]/[3.14]): - den externen Kosten, die eine Beeintrachtigung darstellen, die durch ein Vorhaben einem Dritten, haufig der Allgemeinheit, zugefiigt werden, ohne daB der Betroffene entschadigt wird; - den externen Nutzen, die umgekehrt einem Dritten, haufig der Allgemeinheit, durch ein Vorhaben einen Vorteil zuteil werden lassen, ohne daB der NutznieBer diesen abgelten wiirde. Bei der Wasserkraftnutzung wtirden zu ersteren beispielsweise die lokal erhohten Aktivitaten (Verkehr, Larm, Emissionen etc.) wahrend der Bauphase sowie die Veranderung der Durchgangigkeit und der FlieBverhaltnisse wahrend des Betriebes zahlen. Zur zweiten Gruppe wtirden im wesentlichen die im Kapitel 1.6 beschriebenen Mehrzweckaufgaben gerechnet, wie z. B. die Schaffung von zusatzlichen Arbeitsplatzen vor allem wahrend der Bauphase, die mogliche Retentionswirkung zur Hochwasserminderung durch Stauraume oder die Schaffung von Freizeit- und Erholungsgebieten. Die bisher im Bereich der Energieversorgung und darunter der Wasserkraft vorgenommenen wenigen ersten Untersuchungen zeigen, daB man bei einer korrekten natur- und ingenieurwissenschaftlichen Identifizierung und Quantifizierung der Effekte zu verhaltnismaBig realistischen Ergebnissen gelangen kann, wobei jedoch

3 Grundsatze der Planung und Prqjektierung

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noch geeignete Praktiken fehlen, diese Bewertungsergebnisse korrekt in ein kombiniertes, mit der betriebswirtschaftlichen Komponente verbundenes Gesamtverfahren einzubinden. Von entscheidender, grundsatzlicher Bedeutung ist, daB bei solchen Analysen nicht mehr oder minder ausschheBlich nur die extemen Kosten betrachtet werden, sondem auch die extemen Nutzen den ihnen gebtihrenden Raum einnehmen. Eine derartig umfassende Bilanz diirfte zusatzlich zu einer besseren Vergleichbarkeit der verschiedenartigen Energieerzeugungsformen flihren, die nicht allein von der jeweils vermeintlich politisch vorherrschenden Meinung abhangig ist. 3.3.2.3 Bedeutung von Mehrzweckaufgaben Ein weiterer Ansatz zur Einbeziehung der gesamtgesellschaftlichen Aspekte kommt vor allem zur Ermittlung der Kostenverteilung bei Wasserkraftanlagenprojekten mit Mehrzweckaufgaben (s. Kapitel 1.6) zum Einsatz. Hierftir mtissen zuerst alle Einzelkosten (Investition, Betriebskosten etc.) der Projektteile von den Gesamtkosten abgetrennt werden, so daB nur die Gemeinkosten Ubrig bleiben. Diese Gemeinkosten werden anschlieBend wiederum anteilig auf alle Projektteile verteilt, damit jedes Element fur sich einer realistischen Wirtschaftlichkeitsuntersuchung unterzogen werden kann. Zur Ermittlung der Gemeinkosten KQ werden die identifizierten m abtrennbaren Einzelkosten KE vom Mehrzweckprojekt abgespalten, indem man jeweils die A:-ten Funktionen I(.k) der Investitionen ermittelt, die die jeweiligen Einzelkosten Kg gerade nicht enthalten. Somit ergibt sich nach Abtrennung aller m Einzelkosten KE von der Gesamtinvestition /die Summe aller Einzelkosten zu [3.7]: m

m

Y^K,=Y,(l-!(-.)) = m-1-Y,I(.,) [€] k=l

(3.19)

k=l

womit sich die verbleibenden Gemeinkosten KQ ergeben: m

m

/ : G = / - ^ / : £ = / - / « - / +^/(_,)=/(7-/«) +^/(_,,

KE KQ m

abtrennbare Einzelkosten Gemeinkosten Anzahl der abtrennbaren Einzelkosten

[€]

(3.20) [€] [€] [-]

Die Verteilung der Gemeinkosten ist jedoch problematisch, da dieser Schritt meistens nicht einfach mit Hilfe technischer Uberlegungen durchgefuhrt werden kann. FUr die Aufschlusselung der Gemeinkosten konnen grundsatzlich zwei Prinzipien zur Anwendung kommen: - das Veranlassungsprinzip und - das Nutzungsprinzip. Nach dem Veranlassungsprinzip werden die Gemeinkosten den einzebien Zwecken entsprechend der Kapazitat und Betriebsbereitschaft zugerechnet, wie die Projektteile zum Zeitpunkt der Investitionsentscheidung zur Erflillung der verschiedenen Funktionen bewertet werden. Das Nutzungsprinzip dagegen beriicksichtigt die tatsachliche Inanspruchnahme des Mehrzweckprojektes durch die verschiedenen Benutzergruppen.

70

3 Grundsatze der Planung und Prqjektierung

Die bei der Planung von wasserwirtschaftlichen Mehrzweckprojekten gebrauchlichen Verfahren der Kostenzuordnung lassen sich in drei Gruppen einteilen: 1. Kostenzuordnung aufgrund politischer und sozialer Entscheidung. 2. Kostenzurechnung aufgrund physikalisch-technischer Kennwerte bzw. von Daten iiber die technische Leistungsfahigkeit des Projektes. 3. Kostenzuordnung aufgrund wirtschaftlicher tJberlegungen: Methode der altemativen Einzweckprojekte, Methode der abtrennbaren Kosten. 3.3.3

Ansatz fur eine systematische Beurteilung von Wasserkraftanlagenprojekten

Fur die Begleitung eines Wasserkraftanlagenprojektes von der Planungs- Uber die Ausfuhrungs- bis hin zur Betriebsphase stellt ein allgemein verfiigbares, umfassendes Schema zur Wirtschaftlichkeitsberechnung ein wichtiges Hilfsmittel dar. Mit einem derartigen Verfahren konnen ein Projekt differenziert begleitet und entsprechend der zunehmend vertieften Betrachtung alle relevanten Aspekte untersucht und beurteilt werden. Neben den allgemeinen Gesichtspunkten mussen darin auch samtliche individuellen Randbedingungen fiir den Bau und Betrieb des betrachteten Projektes sowohl aus betriebswirtschaftlicher als auch aus gesamtgesellschaftlicher Sicht berlicksichtigt werden konnen. Eine derartige allgemeingiiltige, groBenunabhangige Beurteilungssystematik ist in Abb. 3.12 prinzipiell dargestellt [3.2]. Diese schafft durch einen systematisch gegliederten und gestaffelten Verfahrensaufbau die Grundlage daflir, zuktinftige Investitionsvorhaben von der Planungs- iiber die Ausfuhrungs- bis hin zur Betriebsphase differenziert zu begleiten. Entsprechend der zunehmend vertieften Betrachtung konnen dabei alle relevanten Aspekte untersucht und beurteilt werden. Neben den allgemeinen Gesichtspunkten konnen auch samtliche individuellen Randbedingungen fur den Bau und Betrieb des betrachteten Projektes berixcksichtigt werden. Diese Systematik zeichnet sich dadurch aus, daB einerseits die Datenerhebung, deren Aufbereitung und Gliederung sowie andererseits die als Entscheidungsgrundlage dienenden Ergebnisse aus der Datenweiterverarbeitung im Rahmen der erweiterten Investitionsrechnung entsprechend berlicksichtigt werden. Dariiber hinaus werden die Planungs- und Baukosten systematisch integriert, um bereits bei der Ermittlung der Eingangsparameter erste Unsicherheitsfaktoren bei der Untersuchung von vome herein so weit wie moglich auszuraumen und so ein aussagefahiges und realistisches Ergebnis der Wirtschaftlichkeitsuntersuchung zu erhalten. Grundlage fiir die Bewaltigung dieser Aufgabe stellt das gangige Kosteneinteilungsverfahren aus dem Bauwesen in Form der Norm DIN 276 - Kosten im Hochbau - dar, die in einer eigenen Gliederungssystematik ftir Wasserkraftanlagen weiterentwickelt wurde. Die Anwendung dieser Norm ermoglicht eine verbindliche Gliederung der ermittelten Kostenkomponenten fiir alle Bauwerksteile und gestattet dadurch einen verlaBlichen LFberblick iiber die geplanten bzw. zu dokumentierenden Investitionen. Dariiber hinaus bietet die Norm den Vorteil, daB sie sich nach den aufeinanderfolgenden Phasen des Bauablaufes richtet.


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Datenerhebung A. Allgemeine Ausgangsdaten der Anlage - Anlagencharakteristik, Jahresenergieerzeugung, Festlegung von Zeitvariablen etc. Kostenberechnung(KOBE) B.Planungs-undBaukosten detaillierte Kostenermittlung - Datenerhebung mit variablem ^ auf der Basis der Detaillierungsgrad über KOBE Kostengruppen C. Zusatzkosten bis zur Inbetriebnahme und Funktionsbereiche - Grundstückskosten, Nebenkosten etc.

D.JährlicherAufwand - Bewirtschaftungs-, Kapitalkosten, Abschreibung E.JährlicherErtrag - Einspeisevergütung u. a. F.Finanzierungsplan - Eigen-, Fremd-, Fördermittel

erweiterte Investitionsrechnung III. Statische Plankostenrechnung I. Ausgangsdaten - Zusammenfassung der Datenerhebung - ggf. Ergänzung bzw. Abänderung

Eingangswerte für das Rechenverfahren statisch

II.AngestrebterErfolg

jährlich konstanter Zahlungsstrom

Z Sdynamisch

M

V.Ergebnisse

VI. Sensitivitätsanalyse Betrachtung von: - Internem Zinsfuß (Kapitalverzinsung) - Kapitalwert unter Änderung von: - Baukosten - Baupreisveränderung - Stromertrag - Restwert - Kalkulationszinssatz

einschließlich graphischer Darstellung

X

IV. Dynamische Plankostenrechnung - Zahlungsströme und Barwerte über 30 oder 40 Jahre Projektdauer

Abb. 3.12: Aufbau der Beurteilungssystematik fur Wasserkraftanlagen [3.2] Fur die Untersuchung des gesamten Investitionsvolumens sieht die Einteilung der Norm drei Kostengliederungsebenen vor, welche durch dreistellige Ordnungszahlen gekeimzeichnet sind. Die erste Gliederungsebene besteht gemai3 der DESf 276 aus sieben Kostengruppen (KG), den KG 100 bis 700. Da sich die Norm vom Ansatz her auf Projekte im Hochbau bezieht, ware sie bei Wasserkraftanlagen allein fiir Ermittlung der Krafthauskosten ausreichend anwendbar, wurde aber die wasserfiihrenden Bauwerke und die technischen Besonderheiten nicht gebtihrend berticksichtigen. Daher wurde dieses Schema zur Erfassung der wasserfiihrenden, der maschinen- sowie der elektrotechnischen Investitionsanteile um zwei Kostengruppen erweitert und die dazugehorenden Details erarbeitet: - KG 800 Baukonstruktion - Wasserftihrung und - KG 900 Anlagentechnische Ausriistung. Bei Bedarf bietet die Norm die Moglichkeit, die Kostengruppen in mmdestens zwei weitere Kostengliederungsebenen zu unterteilen, die Ebenen der sogenannten Grob- und Funktionselemente (s. Abb. 3.13). Diese lassen sich schlieBlich noch weiter aufteilen. Um bei der Schatzung der erforderlichen Investition direkt auf die ortlichen Randbedingungen der Gesamtanlage eingehen zu konnen, wurde fiir eine detaillierte Kostenermittlung die Wasserkraftanlage zusatzlich in fiinf Funktionsbereiche eingeteilt (s. Abb. 3.13): - Krafthaus - Hochbau; - Krafthaus - Tiefbau; - Wehranlage, Fischaufstiegsanlage etc.; - Wasserfassung einschlieBlich Rechenreinigungsanlage, ggf. Sandfang etc.; - Wasserftihrung (Triebwasserzu- und -abfiihrung).

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Grundsatzlich von Vorteil bei dieser Methode ist, daB dabei einerseits der jeweilige KosteneinfluB an der Entstehungsstelle aufgezeigt und andererseits dieser entsprechend dem Planungsfortschritt stets aktualisiert imd fortgeschrieben werden kann. Auch konnen unterschiedliche Planungs- bzw. Ausfiihrungsvarianten beriicksichtigt und leichter miteinander verglichen werden. In Verbindung mit den fiinf Funktionsbereichen ergibt sich damit eine eindeutige Gliederung, die in Abb. 3.14 dargestellt ist. In diesem Bild sind zusatzlich die jeweils relevanten Bereiche schattiert veranschaulicht, wobei die KG 900 eine Sonderrolle einnimmt, da dort nicht alle Kostengruppen der zweiten Ebene in samtlichen Funktionsbereichen von Bedeutung sind. Wasserkraftanlage Gliederung der Baukostenermittlung

Kostengruppen - 1. Ebene (X00)

Funktionsbereiche I Krafthaus - Hochbau

100 I

|

200 I

I Krafthaus - Tiefbau Wehranlage, Verbindungsgewässer etc. I Wasserfassung I Wasserführung

Einteilung nach DIN 276

Kostengruppen - 2. Ebene (XY0) Grobelemente JKostengruppen - 3. Ebene (XYZ)| Funktionselemente

300 I

a

800: Baukonstruktion Wasserführung 900: Anlagentechnische Ausrüstung

Ergänzung

Kostengruppe - 4. Ebene (XYZ-ab) Konstruktionselemente TeilleistungnachStLB

Abb. 3.13: Aufbau der detaillierten Kostenermittlung fur Wasserkraftanlagen in Anlehnung an die DIN 276 [3.2] Diese Berechnungs- und Beurteilungssystematik hat sich durch ihre klare und eindeutige Gliederung bereits bei mehreren Projekten mit den unterschiedlichsten Konstellationen als ein sehr hilfreiches Werkzeug fiir den planenden Ingenieur erwiesen. Dabei kann vor allem bei Projekten, die an der Grenze zur Wirtschaftlichkeit lagen, eine eindeutige fundierte Entscheidungsgrundlage gegeben werden, die mit Uberschlagsformebi oder Orientierungswerten niemals erreichbar ware. ~~~—--------___Funktionsbereiche Krafthaus- Krafthaus- Wehranlage, WasserVerbindungsfassung Tiefbau Kostengruppen ~~~~~~~^ - _ _ _ Hochbau gew. etc.

Wasserführung

100 Grundstück 200 Herrichten und Erschließen 300 Bauwerk - Baukonstruktion Krafthaus 400 Technische Anlagen Krafthaus 600 Ausstattung und Kunstwerke 700 Baunebenkosten 800 Baukonstruktion - Wasserführung 900 Anlagentechnische Ausrüstung Stahlwasserbau/Maschinen-/Elektrotechnik

Abb. 3.14: Kostengliederungssystem mit Kostengruppen und Funktionsbereichen fur die Anwendung bei Wasserkraftanlagen [3.2]


73

Positiv zeichnete sich dabei auch die Moglichkeit aus, das Kostengliederungssystem individuell anzupassen und so unter anderem auch gesamtgesellschaftliche Aspekte einzubinden, soweit diese infolge existierender Ansatze monetar oder anderweitig meBbar waren. Gleichzeitig konnte auf diesem Weg der vorhandene Grundstock fiir die Bildung von Kostenkennwerten fur einzelne Komponenten der Wasserkraftanlagen weiter ausgebaut werden, so daB dieser fur weitere Projektierungen zur Verftigung steht. 3.4

Gesetzliche Vorgaben fur den Bau und Betrieb von Wasserkraftanlagen

3.4.1

Rechts- und Norm hierarchic

Innerhalb des jeweiligen Rechtssystems besteht hinsichtlich der Hierarchic cine prinzipielle Ordnung, die nachfolgend am Beispiel der BundesrepubHk Deutschland dargelegt werden soil. Diese Rangordnung wird vor allem durch die foderale Struktur in Europa und in der Bundesrepublik Deutschland gepragt, innerhalb derer sich noch zusatzlich cine Abstufung infolge des Gesetzgebungsverfahrens ergibt: 1. Litemationale Regelungen, Volkerrecht 2. Gemeinschaftsrecht der EU auf der Basis des EWG- oder EG-Vertrages - Verordnungen - Richtlinien 3. Nationales Recht, z. B. Bundesrepublik Deutschland - Gesetze - Verordnungen - Verwaltungsvorschriften 4. Landesrecht, z. B. Baden-Wiirttemberg - Gesetze - Verordnungen - Verwaltungsvorschriften 5. Kommunales Recht - Satzungsrecht 6. nicht-hoheitliche Regelwerke Gesetze, EG-Verordnungen und kommunale Satzungen bilden die Basis des materiellen Rechtes und enthalten die Leitlinien und Vorgaben der jeweiligen Regelungsbereiche. Sic durchlaufen normalerweise wahrend des Gesetzgebungsverfahrens einen parlamentarischen Weg und treten nach erfolgter Zustimmung in der Regel mit dem Tag der Veroffentlichung in Kraft. Verordnungen und Verwaltungsvorschriften dienen zur erweiterten inhaltlichen Regelung von einzelnen Sachverhalten und werden von den Exekutivorganen, also in der Regel den Fachbehorden (Ministerium, Regierungsprasidium, Landratsamt als untere Verwaltungsbehorde etc.), erlassen. Auch diese treten ublicherweise mit dem Tag der Veroffentlichung in Kraft. Dabei gelten normalerweise Verordnungen als Rechtsnorm fur alle. Verwaltungsvorschriften hingegen betreffen direkt meist nur die Verwaltung und stellen fiir diese beispielsweise cine Anleitung zum Abwickeln von bestimmten Verfahren dar. Trotzdem ist es fiir die Beteiligten in

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Verfahren von Vorteil, nicht nur die Verordnungen, sondem auch die Verwaltungsvorschriften zu kennen, da in beiden alle wesentHchen Dinge geregelt sind. Verwaltungsvorschriften konnen dabei allerdings nur dann eine rechtliche Bindung erhalten, wenn sie z. B. Bestandteil ernes Bescheides sind. Innerhalb der foderal aufgebauten Bundesrepublik Deutschland ist zusatzlich noch hinsichtlich der Gesetzgebungszustandigkeit zu unterscheiden. So ist der Bund durch seine Rahmengesetzgebungskompetenz (Artikel 75 Grundgesetz (GG)) fur die Bereiche des Naturschutzes, der Landschaftspflege, der Bodenpflege, der Raumordnung und des Wasserhaushalts zustandig und ist hier daher u. a. mit dem Bundesnaturschutzgesetz, dem Wasserhaushaltsgesetz und dem Raumordnungsgesetz tatig geworden. Zahlreiche weitere Regelungsbereiche beruhen dagegen auf der konkurrierenden Gesetzgebungskompetenz des Bundes (Artikel 74 GG), worunter z. B. die Bereiche Umweltstrafrecht, Luftreinhaltung, Lamibekampfung und Abfallbeseitigung fallen. Die konkurrierende Zustandigkeit des Bundes bedeutet, dal3 die Lander nur dann befugt sind, eigene Gesetze zu erlassen, wenn der Bundesgesetzgeber den jeweiligen Sachbereich nicht abschlieBend geregelt hat. Auf diesem Weg hat der Bund beispielsweise das Bundes-Immissionsschutzgesetz und das Umwelthaftungsgesetz erlassen. Der nachgeordnete Landesgesetzgeber mui3 sich daher einerseits auf die Ausfiillung der Bereiche beschranken, die durch Rahmengesetze vorgegeben sind, wie z. B. die Landeswassergesetze das Wasserhaushaltsgesetz erganzen. Andererseits kann er im Bereich der konkurrierenden Zustandigkeit des Bundes nur solche Landesgesetze erlassen, die die vorhandenen Regelungen des Bundes soweit notig erganzen, wie dies beispielsweise mit den Landesabfallgesetzen geschieht. Die nicht-hoheitlichen Regelwerke der verschiedenen Normungsinstitute und technisch-wissenschaftlichen Verbande (DIN-Normen, VDI-Richtlinien, ATVDVWK-Regelwerke etc.) sind grundsatzlich rechtlich nicht verbindlich, sondem werden bei Entscheidungen der Verwaltung und der Gerichte unverbindlich beriicksichtigt. Erst wenn diese Regelwerke von einer Rechtsnorm inhaltlich aufgenommen werden oder auf diese in einem Bescheid als Richtschnur bzw. Auflage verwiesen wird, konnen sie dadurch rechtlich verbindlich werden. 3.4.2

Wesentliche Rechtsnormen fiir die Wasserkraft

Innerhalb der unterschiedlichen Rechtsbereiche gibt es eine Vielzahl von Gesetzen und Rechtsverordnungen, die die Wasserkraft direkt oder indirekt betreffen. Nach ihrer Rechtsnatur gehoren diese im wesentHchen den verschiedenen Umweltrechtszweigen an, wie dies am deutschen Beispiel verdeutlicht werden kann: - Umweltverfassungsrecht (Grundgesetz, EG-Grtindungsvertrag etc.); - Allgemeines Umweltverwaltungsrecht (Umweltvertraglichkeitspriifungsgesetz, Umweltinformationsgesetz, EG-Richtlinie uber die integrierte Vermeidung und Verminderung der Umweltverschmutzung, EG-Umweltauditverordnung etc.); - Besonderes Umweltverwaltungsrecht: Gewasserschutz (EG-Wasserrahmenrichtlinie, Wasserhaushaltsgesetz, Landeswassergesetze, Abwasserabgabengesetz etc.);


75

Naturschutz und Landschaftspflege, Tierschutz, Bodenschutz (FloraFauna-Habitat-Richtlinie innerhalb der EU, Bundesnaturschutzgesetz, Bundeswaldgesetz, Tierschutzgesetz, Bundes-Bodenschutzgesetz etc.); - Vermeidung, Verwertung und Beseitigung von Abfallen (Kreislaufwirtschafts- und Abfallgesetz, Abfallverbringungsgesetz etc.); - Immissionsschutz - Luftreinhaltung, Larmbekampfung (Bundes-Immissionsschutzgesetz mit zugehorenden Verordnungen etc.); - Schutz vor gefahrlichen Stoffen (Chemikaliengesetz, Pflanzenschutzgesetz, Dungemittelgesetz etc.); - Energieeinsparung (Energieeinsparungsgesetz, Emeuerbare-Energien-Gesetz etc.); - Umweltprivatrecht (Biirgerliches Gesetzbuch, Umwelthaftungsgesetz etc.); - Umweltstrafrecht (Strafgesetzbuch, Gesetz tiber Ordnungswidrigkeiten etc.). Bei Planung, Bau und Betrieb einer Wasserkraftanlage sind darliber hinaus noch eine Vielzahl weiterer gesetzlicher Vorgaben von der jeweiligen Bauordnung Uber Gewerbeordnungen bis hin zu Unfallverhutungs- und Arbeitssicherheitsvorschriften zu beriicksichtigen. Aufgrund der permanenten gesellschaftlichen und politischen Einfliisse und der daraus folgenden Modifikationen und Neufassungen sind nachfolgend nur einige allgemeine Erlauterungen zu den wesentlichen Rechtsgrundlagen aufgeflihrt, die sich wiederum exemplarisch auf die Vorgaben in der Bundesrepublik Deutschland beziehen. Bei Bedarf sind alle Gesetze, Verordnungen etc. im genauen Wortlaut zu Rate zu Ziehen, um einerseits die speziellen Vorgaben und andererseits eventuelle Anderungen und Aktualisierungen korrekt berUcksichtigen zu konnen. Dariiber hinaus ist es empfehlenswert, sich Fachliteratur (s. z. B. [3.15]) oder fachanwaltlicher Hilfe zu bedienen. Bei der Planung, dem Bau und Betrieb m anderen Staaten sind die dort jeweils geltenden Gesetze entsprechend zu beachten. EG-Wasserrahmenrichtlinie (WRRL) Seit dem Jahr 2000 stellt die EG-Wasserrahmenrichtlinie (WRRL) die libgeordnete Norm im Bereich des Wasserrechts dar, die anschlieBend in nationales Recht umgesetzt wurde. In Deutschland erfolgt dies vor allem tiber das Wasserhaushaltsgesetz infolge des gesamtstaatlichen Interesses (Rahmengesetzgebungskompetenz des Bundes) sowie anschlieCend tiber die Landeswassergesetze und zugehorenden Verordnungen. Die WRRL zielt insbesondere auf den Schutz und die Verbesserung des Zustandes aquatischer Okosysteme und des Grundwassers hin zu einem „guten Zustand" ab. Ftir die Wasserkraftnutzung ist bedeutend, daB Veranderungen der Hydromorphologie, z. B. der Unterbrechung der Durchgangigkeit, der Stromungsregulierung und der Gewassermorphologie, bei der Einstufung der Gewasser relevant sind und gegebenenfalls VerbesserungsmaBnahmen innerhalb eines vorgegebenen Zeithorizontes ergriffen werden soUen (s. a. Kapitel 18-20). Wichtig ist des weiteren, daB der Begriff „guter Zustand" derzeit noch nicht abschieBend definiert ist und vermutlich auch einer permanenten Fortschreibung unterliegen wird.

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Wasserhaushaltsgesetz (WHG) Die ersten deutschen Sondergesetze, die Wasserkraftanlagen im weitesten Sinne betrafen und iiber die allgemeinen Regelungen im jeweiligen regionalen Gtiltigkeitsbereich hinausgehen, stellen die Miihlenordnungen dar, die im 15. bis 18. Jahrhundert in den einzelnen Herrschaftsgebieten erlassen wurden. Diese nach Herrschaftsgebieten und Landem getrennte Gesetzgebung blieb im wesentlichen bis heute bestehen. Leitgesetz fiir den Bereich des Gewasserschutzes ist das bundesweit giiltige Wasserhaushaltsgesetz (WHG), das die iibergeordneten EU-Vorgaben und darunter insbesondere die WRRL beriicksichtigt und das durch die landerspezifischen Wassergesetze (WG) erganzt wird. Grundsatz des WHG ist, daB zur Ordnung von Wassergtite und Wassermenge oberirdische Gewasser, Ktistengewasser und das Grundwasser (Gewasser) als Bestandteil des Naturhaushalts so bewirtschaftet werden sollen, daB sie dem Wohl der Allgemeinheit und im Einklang damit auch dem Nutzen einzebier dienen und daB vermeidbare Beeintrachtigungen ihrer okologischen Funktionen unterbleiben. Bei MaBnahmen, mit denen Einwirkungen auf ein Gewasser verbunden sein konnen, sind alle verpflichtet, die nach den Umstanden erforderliche Sorgfalt anzuwenden, um eine Verunreinigung des Wassers oder eine sonstige nachteilige Veranderung zu verhiiten. AuBerdem verlangt das Gesetz eine mit Riicksicht auf den Wasserhaushalt gebotene sparsame Verwendung des Wassers. Die oberirdischen Gewasser und das Grundwasser unterliegen als offentliche Sachen im Sondergebrauch grundsatzlich einer besonderen offentlich-rechtlichen Bewhtschaftungs- und Benutzungsordnung, die der Behorde ein Ermessen zur Zuteilung von Gewasserbenutzungsrechten einraumt. Fiir die Benutzung von Gewassem im Sinne der §§2 und 3 WHG im Zusammenhang mit dem Bau und Betrieb einer Wasserkraftanlage ist von der zustandigen Behorde eine wasserrechtliche Entscheidung zu treffen (s. Abb. 3.15). Ein erteiltes, in der Regel befristetes Wasserrecht besteht hierbei entweder aus einer Erlaubnis (§ 7 WHG), die eine Befugnis im Sinne einer Konzession beinhaltet, oder einer Bewilligung (§ 8 WHG), die als hoherwertig zu bewerten ist, da sie ein unwiderrufliches subjektives offentliches Recht gewahrt und somit die sicherste Rechtsgrundlage ftir den Anlagenbetrieb darstellt. Ist bereits ein Altrecht (§ 15 WHG) fiir die Gewassemutzung vorhanden und wird die Nutzung im Rahmen derselben angestrebt, so ist eine neuerliche Erlaubnis oder Bewilligung nicht erforderlich. Ublicherweise wird das Wassemutzungsrecht in Form einer Erlaubnis oder Bewilligung gemaB WHG bei der Neuerteilung bzw. Verlangerung fur einen Zeitraum von 30 Jahren zuerkannt, der auch als Konzessionszeitraum bezeichnet wird. In besonderen Fallen kann diese dreiBigjahrige Frist auch uberschritten (s. § 7 Abs. 1 bzw. § 8 Abs. 5 WHG) und eine langere Bewilligungsfrist von erfahrungsgemaB 40 bis zu maximal 60 Jahren erreicht werden. Eine derartige Situation kann beispielsweise dann eintreten, wenn sich innerhalb dieses Zeitraumes die Wasserkraftanlage nicht amortisiert, was durch die Vorlage einer entsprechenden Wirtschaftlichkeitsrechnung nachgewiesen werden muB (s. Kapitel 3.3). Am Konzessionsende kann bei betriebsfahigen Anlagen im gewissen Sinne ein Rechtsanspruch auf eine Weiter- bzw. Neukonzessionierung abgeleitet werden;


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hierfiir ist jedoch stets ein neues wasserrechtliches Verfahren durchzufuhren. Der zu diesem Zeitpunkt mogliche sogenannte Heimfall an den Konzessionsgeber, d. h. die Ruckgabe des Nutzungsrechtes einschlieBlich der betriebsbereiten Anlagen an das verleihende Gemeinwesen (Staat bzw. Land), ist in Deutschland im Gegensatz zu beispielsweise Frankreich und der Schweiz gesetzlich nicht geregelt, in Einzelfallen jedoch in Form von Vertragen oder Vereinbarungen anzutreffen. Beachtet werden muB, daB die relevante Erlaubnis- oder Bewilligungsdauer normalerweise ab dem Zeitpunkt der Erteilung und nicht erst ab dem Zeitpunkt der vorlaufigen Inbetriebnahme oder Vollbetriebsphase beginnt. Ist mit dem Bauvorhaben eine wesentliche Umgestaltung eines Gewassers oder seiner Ufer verbunden, so kann die Durchfiihrung eines wasserrechtlichen Planfeststellungsverfahrens notwendig sein (§31 WHG i. V. m. WG), das den Anforderungen des Gesetzes Uber die UmweltvertragHchkeitsprufung entspricht. Fiir den Betrieb einer Wasserkraftanlage ist auch noch der § 19 g WHG liber den Umgang mit wassergefahrdenden Stoffen von Bedeutung, der regelt, daB eine Verunreinigung oder nachteilige Veranderung der Eigenschaften des Gewassers nicht erfolgen darf. Zu den Verfahrensdetails haben die Lander entsprechende Verordnungen erlassen. Weiterbetrieb einer bestehenden Anlage

Änderung einer bestehenden Anlage oder Benutzung

Neuanlage

Auslaufen einer Erlaubnis/ Bewilligung Änderung von Art, Maß oder Zweck?

Widerruf §15(4) WHG

Ohne betriebliche Veranlassung

z. B. Gewässerentwicklungskonzept Untersuchung potentieller Konflikte

nein

n\i Verfahren gemäß UVPG Planfeststellung ggf. Raumordnungsverfahren

wasserrechtliches Genehmigungsverfahren gemäß WHG mit i. d. R. ökolog. Gutachten etc.

T

Anzeige gemäß WG

ggf. Feststellung Umfang nach WG

T Prüfung der Zuverlässigkeit Abwägung der öffentlichen Belange

•> V

Auflagen, z. B. Mindestwasserregelung, Verbindungsgewässer etc.

-OV

ggf. Prüfung der Vorbehalte WG i. V. mit § 5 WHG

Genehmigung erteilbar?

Erteilung einer Erlaubnis oder Bewilligung gemäß WHG

Nichterteilung

Durchführung der Maßnahme und Weiterbetrieb ohne Änderung des rechtlichen Rahmens

Abb. 3.15: Grundschema fiir die rechtliche Behandlung der Wasserkraftnutzung [3.16]

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Wassergesetz (WG) Das Wassergesetz (WG) unterliegt dem Zustandigkeitsbereich der Lander und erganzt und fiillt den durch das WHG vorgegebenen Rahmen aus. Alle Landeswassergesetze haben ubereinstimmend die Errichtung oder wesentliche Anderung von Anlagen in, an und liber dem Gewasser von einer Genehmigung der Wasserbehorde (wasserrechtliche Genehmigung) abhangig gemacht, wobei Modemisierungsarbeiten zur Aufrechterhaltung der Funktionstuchtigkeit hiervon in der Regel ausgenommen sind und ledigHch einer Anzeigepflicht unterliegen(s. Abb. 3.15). Des weiteren enthalten alle WG Regelungen fur Stauanlagen, wonach eine Aui3erbetriebnahme, Beseitigung sowie Stauhohenveranderung nur mit Genehmigung vorgenommen werden darf. FUr bestimmte Veranderungen im Uberschwemmungsgebiet eines Gewassers haben daruber hinaus alle WG zur Vermeidung von Beeintrachtigungen des Hochwasserabflusses eine Genehmigungspflicht eingefthrt. Verwaltungsverfahrensgesetze Im Rahmen der im Bund und den Landem gleichlautenden Verwaltungsverfahrensgesetze ist das Planfeststellungsverfahren (s. WHG) als formliches Verfahren besonderer Art geregelt, in dessen Rahmen alle vom Projekt Betroffenen durch offentliche Bekanntgabe der Plane Gelegenheit erhalten, Einwendungen zu erheben. Das Besondere am Planfeststellungsverfahren ist zum einen die Konzentration der Entscheidung fur Aus- oder Neubaumafinahmen bei einer einzigen Behorde. Zum anderen ersetzt die Planfeststellung alle nach anderen Vorschriften erforderlichen offentlich-rechtlichen Genehmigungen, Erlaubnisse, Bewilligungen, Zustimmungen etc. Widerspricht ein Vorhaben nicht dem Wohl der Allgemeinheit, so wird ein entsprechender Bescheid erteilt, der gegebenenfalls erforderliche Auflagen beinhaltet (Mindestwasserauflagen, Fischaufstiegsanlage etc.). Verwaltungsvorschriften, Richtlinien und Erlasse Im Rahmen der wasserwirtschaftlichen Zielvorstellungen der Lander haben diese eine groBere Zahl von Verwaltungsvorschriften, Richtlinien, Erlasse etc. verfiigt, die Einzelaspekte uber die bestehenden Gesetzesvorgaben hinaus genauer behandebi (Trinkwasserverordnung, Wasserschutzgebietsverordnung, Anlagenverordnung wassergefahrdende Stoffe (VawS) etc.). Vielfach sind die Vorschriften von den zustandigen obersten Landesbehorden aller Bundeslander gemeinsam in der Landerarbeitsgemeinschaft Wasser (LAWA) erarbeitet und iiberall gleichlautend veroffentlicht worden. Des weiteren existieren auch Durchfuhrungsvorschriften von Seiten des Bundes, soweit die entsprechenden Gesetze den Bund und dessen Organe hierzu ermachtigen. SchlieBlich sind gegebenenfalls auch die allgemein anerkannten, nicht-hoheitlichen Regelwerke zu berucksichtigen, die von Fachvereinigungen, wie z. B. DIN, DWA, erarbeitet werden. Bauordnung FUr die Errichtung der baulichen Anlagen, die fur den Betrieb einer Wasserkraftanlage notwendig sind, bedarf es normalerweise zusatzlich einer baupla-


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nungsrechlichen und bauordnungsrechtlichen Genehmigung, der sogenannten Baugenehmigung, die in der Bundesrepublik Deutschland auf Landerebene in der jeweiligen Landesbauordnung geregelt ist. Durch die Neufassung des Baugesetzbuches im Jahr 1997 wurde das Bauen im AuBenbereich fur Wasserkraftanlagen vereinfacht, indem diese genehmigt werden mussen, sofem dem Vorhaben keine offentlichen Belange entgegenstehen. Entscheidungsbehorde sind nach dem WG jedoch das Landratsamt oder das Regierungsprasidium. Gesetz iiber die Umweltvertraglichkeitspriifung (UVPG) GemaB dem Gesetz iiber die Umweltvertraglichkeitspriifiing (UVPG) in Verbindung mit der entsprechenden EG-Richtlinie ist fur Vorhaben, die die „Herstellung, Beseitigung und wesentliche Umgestaltung eines Gewassers oder seiner Ufer sowie von Deich- oder Dammbauten" zum Ziel haben und „einer Planfeststellung nach § 31 WHG bediirfen", eine Umweltvertraglichkeitspriifung (UVP) durchzuftihren. Inhalt dieses unselbstandigen verwaltungsbehordlichen Verfahrens sind die Analyse des Zustandes der Umwelt, der Prognose des Umweltzustandes nach der Projektausfuhrung sowie femer die Betrachtung und der Vergleich von Projektaltemativen. AbschlieBend folgt die eigentliche UVP mit der zusammenfassenden Bewertung und der Entscheidung uber das Projekt auf der Basis der vorgenommenen Erhebungen und Untersuchungen. Flora-Fauna-Habitat-Richtlinie der EU Die europaische Flora-Fauna-Habitat-Richtlinie (FFH-RL), teilweise auch als Fauna-Flora-Habitat-Richtlinie bezeichnet, hat die Erhaltung der natiirlichen Lebensraume sowie der wildlebenden Tiere und Pflanzen innerhalb der EU zum Ziel und wurde durch die 1998 erfolgte Neufassung des Bundesnaturschutzgesetzes in nationales Recht umgesetzt. Grundlage hierflir stellt ein europaisches Schutzgebietssystem mit der Bezeichnung „Natura 2000" dar. Zusatzlich werden durch die FFH-RL die gemaB Vogelschutzrichtlinie ausgewiesenen Vogelschutzgebiete geschiitzt. Dies hat zur Folge, daB seitdem bei MaBnahmen in geschiitzten Gebieten eine sogenannte FFH-Vertraglichkeitspriifung durchgefuhrt werden muB. Naturschutzgesetzgebung Wird durch eine BaumaBnahme, wie beispielsweise eine Wasserkraftanlage, in erheblichem Umfang in den Naturhaushalt oder auch nur in das Landschaftsbild eingegriffen, so ist nach dem Bundesnaturschutzgesetz (BNatschG) durch die entsprechende Naturschutzbehorde zu entscheiden, ob ein Ausgleich durch ErsatzmaBnahmen vorzunehmen oder eine naturschutzrechtliche Ausgleichsabgabe an entsprechende Fonds zu leisten sind. Die einzelnen Landesnaturschutzgesetze gestalten diesen vorgegebenen Rahmen gewohnlich weiter aus. Des weiteren sind nach § 29 BNatschG die anerkannten Verbande im Rahmen des Zulassungsverfahrens anzuhoren. Beschrankungen der Wasserkraftnutzung konnen sich femer aus den Verordnungen zu den in den Landesnaturschutzgesetzen genannten Naturschutzgebieten, Landschaftsschutzgebieten, Naturparks und (flachenhaften) Naturdenkmalem ergeben.

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Fischerei- und Tierschutzgesetz Da Wasserkraftanlagen in der Regel den freien Wechsel der Fische in einem offenen Gewasser verhindem, verpflichten die landerspezifischen Fischereigesetze den Anlagenbetreiber zum Bau von Fischaufstiegsanlagen. Daruber hinaus werden sowohl durch das Fischerei- als auch das Tierschutzgesetz Vorrichtungen zum Schutz der Fische und anderer Tiere vor Schaden infolge des Eindringens in die Turbinen etc. gefordert (z. B. Rechenanlagen, s. Kapitel 20). Bei Ausleitungskraftwerken wird schHeBlich das Belassen eines gewissen Mindestabflusses im Mutterbett gefordert (s. Kapitel 19). BundeswasserstraBenverordnung Durch die BundeswasserstraBenverordnung werden an schiffbaren Gewassem, die als BundeswasserstraBen unter der Hoheit des Bundes stehen, die Forderungen der Schiffahrt nach deren unbeeintrachtigtem Ablauf geregelt, indem die driftfreie Ein- und Ausfahrt an den Schleusen sowie die Einhaltung des Stauzieles, der Wassertiefe und der Kanalbreite festgelegt werden. Hierbei ist auch den Belangen des Naturschutzes Rechnung zu tragen. Gewerbeordnung Da Wasserkraftanlagen normalerweise aus wirtschaftlichen Griinden errichtet und vor allem betrieben werden, miissen die entsprechenden Vorschriften, die EinfluB auf den Betrieb eines Gewerbes haben, beriicksichtigt werden. Wesentlicher Bestandteil ist die Genehmigung ftir die Inbetriebnahme durch das Gewerbeaufsichtsamt nach dessen Abnahme der Anlage. Unfallverhiitungs- und Arbeitssicherheitsvorschriften Um die Sicherheit und Unversehrtheit der Personen, die die Anlage bedienen, und unbeteiligter Dritter zu gewahrleisten, sind beim Bau und wahrend des Betriebes derartiger Anlagen die einschlagigen Unfallverhtitungs- und Arbeitssicherheitsvorschriften zu beriicksichtigen (s. Kapitel 13.3.1). Anerkannte Regeln der Technik Diese allgemein giiltigen Regeln der Technik sind entsprechend ihrem Geltungsbereich bei Planung, Bau und Betrieb zu beriicksichtigen. Es sind dies vor allem: - Normen (DIN, EN etc.); - Technische Regelwerke der Deutschen Vereinigung ftir Wasserwirtschaft; Abwasser und Abfall e. V. (DWA); - Vorschriften und Leitlinien des Verbandes Dt. Elektrotechniker (VDE). 3.5

Versicherung von Wasserkraftanlagen

Soweit es moglich und wirtschaftlich sinnvoll ist, muB es das Bestreben sein, die beim KraflAverksbau und -betrieb auftretenden Risiken durch Versicherungen abzudecken. Neben der Absicherung der Sachschaden spielt auch die Abdeckung von Vermogensschaden heute eine groBe Rolle, da die finanziellen Ressourcen der Betreiber unabhangig von der AnlagengroBe stetig geringer werden und so ein ausreichender Versicherungsschutz ftir den Betreiber eine Absicherung gegeniiber einem wirtschaftlichen Rum bedeuten kann [3.2].


81

In der Bauphase konnen vor allem bei folgenden Tatigkeiten Risiken auftreten: - Fertigung von Anlagenteilen beim Lieferanten; - Transport der Anlagenteile vom Hersteller zur Baustelle; - Lagerung auf der Baustelle und Montage der Anlagenteile; - Inbetriebsetzung, Tests und Probebetrieb bis zur Abnahme, wobei die Fertigung in der Regel uber den Lieferanten versichert ist. Die weiteren, auf Gerate und Einrichtungen bezogenen Punkte konnen durch eine Transportund Montageversicherung abgedeckt werden. In den meisten Fallen werden diese Risiken, die sich meist in Form von Bau- bzw. Betriebsunterbrechungen auswirken, im Rahmen der Liefervertrage auf die Lieferanten durch den Nachweis einer entsprechenden Versicherung oder durch Konventionalstrafen verlagert. Hinzu kommt gegebenenfalls eine Bauherrenhaflpflichtversicherung fur Personenschaden und Schaden an benachbarten Gebauden und Grundstucken, die vom Bauherm abzuschlieBen ist. SchlieBlich kann je nach Versicherungsrisiko auch noch der AbschluB einer Bauwesenversicherung sinnvoll sein, durch den von Seiten des Bauherm oder der ausflihrenden Firma Schaden am Bau infolge unvorhergesehener Bauunfalle und Naturereignisse abgesichert werden konnen. Wahrend des Betriebs hingegen tragt der Betreiber das alleinige Risiko, zu dessen Absicherung insbesondere folgende Versicherungen auf dem Markt angeboten werden: - Betriebsausfallversicherung, durch die ErtragseinbuBen und Mehrkosten fiir Ersatzenergie infolge eines Betriebsausfall durch einen Sachschaden an der Wasserkraftanlage ausgeglichen werden. - Maschinenbruchversicherung, durch die im Schadensfall die Reparaturkosten fur Turbine und fur Hilfseinrichtungen gedeckt wird, wobei Ublicherweise folgende Gefahren versichert sind: Material- und Ausfuhrungsfehler; Ausfall von Steuer- und Regelungsanlagen; Versagen von Sicherheitseinrichtungen; KurzschluB, tJberstrom und Uberspannung; Sturm, Frost und Eisgang; Bedienungsfehler und Ungeschicklichkeit; Fahrlassigkeit und Boswilligkeit. - Betriebshaftpflichtversicherung, ahnlich einer Gebaudehaftpflichtversicherung, die haufig aber auch eine Anlagenrisikoversicherung, z. B. durch Stromunfalle, und eine Werkeigentumerhaftpflichtversicherung, z. B. gegen Hochwasserschaden infolge schadhaftem Wehr, beinhaltet. - Personalunfallversicherung fur Unfalle des angestellten Personals. - Wasserschadenversicherung fur Schaden im oder am Gebaude durch eindringendes Leitungswasser. - Feuer- und Elementarschadenversicherung fur die Gebaude. FUr den Betreiber gilt es abzuschatzen, welche Risiken bei seiner Anlage abgedeckt werden soUten, wobei neben dem Anlagenzustand und -alter stets auch die regehnaBig zu listenden Versicherungsbeitrage im Rahmen einer Wirtschaftlichkeitsbetrachtung eine wichtige Rolle spielen werden.

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3.6

Literatur

[3.1]

[3.2]

[3.3]

[3.4] [3.5]

[3.6]

[3.7]

[3.8] [3.9] [3.10]

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4 4.1

Typen von Wasserkraftanlagen KlassiHzierung der Wasserkraftanlagen

Im Rahmen einer Klassifizierung von Wasserkraftwerken konnen unterschiedliche Schwerpunkte bzw. Gesichtspunkte in Betracht gezogen werden. Zwischen einzelnen Klassifizierungsgruppen bestehen oftmals enge Beziehungen und fliefiende tjbergange, so daB sich eindeutige Abgrenzungen ftir eine Systematik nicht definieren lassen. Trotz der nur schwierigen Abgrenzung ergeben sich mehr oder weniger die folgenden Gruppierungen ftir eine Klasseneinteilung: A Einteilung nach technischen (fluBbaulichen und bautechnischen) Gesichtspunkten: 1. Laufwasserkraftwerke: 1.1 FluBkraftwerke: 1.1.1 Blockbauweise (zusammenhangende Bauweise); 1.1.2 Buchtenkraftwerk; 1.1.3 Zwillingsbauweise (beidseitige Anordnung); 1.1.4 Pfeilerkraftwerke (aufgeloste Bauweise); 1.1.5 Uberstrombare FluBkraftwerke (Kombination mit Stauanlage): 1.2 Ausleitungskraftwerk; 1.3 Schleifen-ZSchlingenausbau (Kombination von Seitenkanal und FluBstrecke); 2. Speicherkraftwerke mit naturlichem ZufluB; 3. Pumpspeicherkraftwerke (Speicherkraftwerke ohne und mit naturlichem ZufluB); 4. Gezeitenkraftwerke; 5. Wellenkraftwerke; 6. Depressionskraftwerke; 7. Gletscherkraftwerke. B Einteilung nach topographischen Gesichtspunkten: 1. FluBkraftwerke im Unterlauf; 2. Wasserkraftwerke im Mittelgebirge (Laufwasser- und Speicherkraftwerke); 3. Speicherkraftwerke im Hochgebirge. C Einteilung nach der Nutzfallhohe: 1. Niederdruckanlagen (Fallhohe < 15 m); 2. Mitteldruckanlagen (Fallhohe = 15 bis 50 m); 3. Hochdruckanlagen (Fallhohe > 50 m). D Einteilung unter energiewirtschaftlichen Gesichtspunkten: 1. Grundlastkraftwerke; 2. Mittellastkraftwerke; 3. Spitzenlastkraftwerke.

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4 Typen von Wasserkraftanlagen

E Emteilung nach der Betriebsweise: 1. Inselbetrieb; 2. Verbundbetrieb. F Emteilung nach der installierten Leistung: 1. Kleinwasserkraftanlagen (in der Kegel < 1 MW); 2. mittelgroBe Wasserkraftanlagen (< 100 MW); 3. GroBwasserkraftanlagen (> 100 MW); G Einteilung unter wasserwirtschaftlichen Gesichtspunkten: 1. Wasserkraftanlagen, die ausschliefilich der Energieerzeugung dienen; 2. Wasserkraftanlagen fiir mehrere wasserwirtschaftliche Zielsetzungen (Mehrzweckanlagen); 3. Wasserkraftanlagen, die hauptsachlich anderen Zielsetzungen und nur untergeordnet der Energieerzeugung dienen. Tabelle 4.1: Klassifizierung der Wasserkraftanlagen nach wesentlichen Merkmalen [4.1] Niederdruckanlagen hf< 15 m topographische Lage Flachland (Hiigelland) Baugrund vorwiegend Lockergestein Stauhaltung feste und bewegliche Wehre Triebwasserftihrung FluB/Ausleitungskraftwerke Entwurfsbasis

11. |2. |3.

Mitteldruckanlagen hf= 15-50 m Mittelgebirge Felsgestein

Hochdruckanlagen hf> 50 m Mittel-ZHochgebirge 1 Felsgestein 1

Talsperren (Damme o- 1 der Staumauem) |4. Ausleitungskraftwerke 1 oder Kraftwerke mit Triebwasserstollen Einlauf - Maschinenhaus Einlauf - Druckrohrlei- Einlauf - DruckstoUen -1 |5. Wesentliche Bauelemente - Auslauf tung/-stollen - Maschi- WasserschloB - Druckrohrleitung - Maschinenhaus - Auslauf nenhaus - Auslauf Kaplan-/Propeller-/Rohr- Francis-ZKaplanFrancis-ZPelton1 |6. Hydraulische Maschinen /Francis-Turbinen /Propeller-Turbinen Turbinen bei gleicher Maschinenleistun g: Einheiten groBer Abmes- Einheiten mittlerer Ab- Einheiten kleiner Abmessungen sungen messungen vertikale oder horizonta- vertikale oder horizonta- vertikale oder horizon- 1 le Wellenanordnung (ge- le Wellenanordnung tale Wellenanordnung neigt bei Rohr- und teilweise Propellerturbinen) Generatoren mit groBer Generatoren normaler Generatoren normaler 1 |7. Generatoren/ Hydrogeneratoren Polzahl Bauart Bauart | Generator unmittelbar gekuppelt/mit Getriebe | |8. AusmaB der SpeiLaufkraftwerke oder Ta- Tages- Oder WochenTages-bis Uberjahres- 1 cherung gesspeicherung speicherung speicherung |9. Vorwiegende Ener- schwankend, kleinere Schwankungen, in Anpassung an den 1 gieerzeugung u. U. unterbrochen Bedarf stetig llO.Lastbereich im Ver- Grundlastkraftwerk im Grundlastkraftwerk im Grund-/Mittel-/Spitzenkraftwerk | 1 bundbetrieb Verbundbetrieb Verbundbetrieb Talsperren (Damme oder Staumauem) Ausleitungskraftwerke, seltener FluBkraftwerke

Fiir eine systematische Weiterverft)lgung der Bautypen und der Einsatzbereiche von Wasserkraftanlagen eignet sich unter den vorgenannten Klassifizierungen am ehesten die Unterscheidung nach der Fallhohe (Gruppe C). Ihr lassen sich laut Ta-


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belle 4.1 eine Reihe von Merkmalen zuordnen, die auch flir die sonstigen Klassifizierungen von Bedeutung sind. In Verbindung mit dem DurchfluB ergeben sich bestimmte Merkmale der Bauausflihrung, die zusammen mit den zugehorigen Bauelementen, die ebenfalls charakteristische Differenzierungen aufweisen, in den Folgekapiteln naher beschrieben werden. 4.2

Einteilung von Wasserkraftanlagen hinsichtlich der Nutzfallhohe

4.2.1

Niederdruckkraftwerke

Niederdruckkraftwerke sind durch geringere Fallhohen bis etwa 15 m charakterisiert (s. a. Tabelle 4.1). Sie werden meist als Laufwasserkraftwerke konzipiert, eine nennenswerte Speichermoglichkeit durch Uberstauung weiter Ufergebiete laBt die Topographic in der Kegel nicht zu. Als typische Maschinen kommen bei Niederdruckkraftwerken vor allem Propeller-, Kaplan-, Rohr-, Straflo- und Durchstromturbinen zum Einsatz, heute seltener Francis-Turbinen. Die Anzahl der Maschinensatze richtet sich tiberwiegend nach DurchfluB, jahrlicher AbfluBcharakteristik, Einzelbetrieb oder Durchlaufspeicherung innerhalb einer Kraftwerkskette und eines Stromnetzes. Eine Kombination mit anderen Nutzungszielen ist sinnvoll und vielfach verwirklicht, insbesondere werden in fast alien Fallen durch den Bau von Wasserkraftanlagen eine Verbesserung des Hochwasserschutzes, eine Emdammung etwaiger Sohlerosionen mit FluBeintiefimg sowie weitere Vorgaben erreicht (s. Kapitel 18). 4.2.1.1 FluBkraftwerke Bei FluBkraftwerken handelt es sich um Wasserkraftwerke, die oftmals direkt in den FluBlauf gebaut werden, wobei durch die Stau- und Kraflwerksanlage ein geringer zusatzlicher Speicherraum un Oberlauf geschaffen werden kann. Fiir den Bau von FluBkraftwerken sind wasserreiche FlUsse und Strome mit einem Gefalle kleiner 2 %o besonders geeignet, wobei je nach Wasserfiihrung unterschiedliche Baukonzeptionen in Frage kommen. Beim reinen FluBkraftwerk stehen im allgemeinen Stauwehr und Krafthaus direkt nebeneinander, und ihre gemeinsame Langsachse ist quer zum Stromstrich ausgerichtet. Diese Bauart empfiehlt sich in den Fallen, wo sich der hochste HochwasserabfluB (HHQ) ohne zusatzliche Verbreiterung des FluBquerschnittes storungsfrei Uber das Wehr abfuhren laBt. Bei schiffbaren FlUssen ist zusatzlich noch eine Schleuse, vomehmlich im Bereich der Stauanlage angeordnet. Die beste Energieausbeute wird erreicht, wenn die gesamte verfligbare Ausbaufallhohe einer Gewasserstrecke in mehrere Ausbaustufen unterteilt (s. a. Abb. 2.1), also zum Stufen- oder Staffelausbau iibergegangen wird. Auch aus Griinden der Schiffbarkeit ist diese Ausbauform vorzuziehen, da so eine durchgehende Mindestwassertiefe eingehalten werden kann. Die Aneinanderreihung von FluBkraftwerken, die sogenannte Staffelung oder Kettenanordnung, die einen entscheidenden EinfluB auf die Fallhohenausnutzung

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hat, wird nach der Abfolge der Wasserspiegellinien in den jeweiligen Stauhaltungen in Langsrichtung (FlieBrichtung) unterschieden in (s. Abb. 4.1): - aussetzende, - aneinandergereihte oder - iibergreifende Stauhaltung. Staulinienwurzel ,Wehr Ah

Abb. 4.1

Staffelungsarten bei Kraftwerksketten: a) aussetzend, b) aneinandergereiht, c) iibergreifend

Die gestaffelten FluBkraftwerke konnen auch nach deren Betriebsart unterteilt werden: den Laufwasserkraftanlagen und der FluBkraftwerksabfolge mit Durchlaufspeicherung. Laufwasserkraftanlagen nutzen das nattirliche Wasserdargebot ohne nennenswerte Speicherung entsprechend ihrem Ausbaugrad permanent wahrend des ganzen Tages und stellen somit Grundlastenergie bereit. Zur Anpassung der Stromerzeugung eines FluBkraftwerkes an den tatsachlichen Strombedarf kann dieses auch mit Durchlaufspeicherung betrieben werden. Voraussetzung ist ein ausreichendes Stauvolumen oberhalb jeder Staustufe einer Wasserkraftanlagenkette, das bei Bedarf zusatzlich zum normalen AbfluB zur optimierten Erzeugung von Spitzenenergie herangezogen werden kann, wobei der erste Speicher in FlieBrichtung, der sogenannte Kopfspeicher, und der letzte Speicher, der sogenannte Endspeicher, deutlich groBer als die dazwischen liegenden, sogenannten Zwischenspeicher sein miissen. Dies fiihrt oft zu einem hoheren Ausbaugrad (fa> 1,5) als bei einzelnen Lauâsserkraftanlagen; gleichzeitig wird durch den steuerbaren, bedarfsorientierten Einsatz der Maschinensatze ein hoherer Gesamtwirkungsgrad erzielt. Grundsatzlich stehen zwei Betriebsarten bei der Durchlaufspeicherung zur Wahl: der Kipp- oder der Schwellbetrieb (s. Abb. 4.2). Beim Kippbetrieb werden alle Wasserkraftanlagen einer Anlagenkette gleichzeitig mit demselben TurbinendurchfluB in Betrieb genommen - der Wasserspiegel „kippt" dabei aus der Ruhelage in eine Schraglage -, so daB augenblicklich die voile Leistung der gesamten Kette zur Verfiigung steht. Beim Schwellbetrieb werden die Wasserkraftanlagen einer Kette nacheinander entsprechend der durchlaufenden Wassermenge in Betrieb genommen, so daB iiber einen langeren Zeitraum entsprechend der FlieBzeit eine erhohte Leistung abgegeben werden kann, wobei die jeweilige Fallhohenausnutzung hierbei besser als beim Kippbetrieb einer ganzen Anlagenkette ist. Die Steuerung derartiger Staustufenketten erfolgt heute zunehmend mehr im vollautomatisierten Betrieb, wobei hierbei standig komplexere Steuerungs- und Simulationsmodelle zur Anwendung gelangen (s. Kapitel 13.2), die die iiber die reine Energiegewinnung hinausgehenden Ansprtiche aus der Binnenschiffahrt, der Wassermengenwirtschaft, den Umweltwechselbeziehungen, den Freizeit- und Er-


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holungsanspriichen etc. immer besser beriicksichtigen [4.2], wie dies vor allem am Rhein, aber auch am Neckar, an der Donau, der Drau und dem Lech etc. geschieht. A Wassertiefe [m]

13,0

12,0

11,0

h-

10,0

Haltungslange obere Wasserkraftanlage

Abb. 4.2:

untere Wasserkraftanlage

Wasserspiegellagen bei Staffel- und Kippbetrieb

Zu diesem durch die Modelle stochastisch bzw. deterministisch aufzuarbeitenden Aufgabenkomplex tritt die Vielfalt der fur die Steuerung und Regelung in Frage kommenden technischen Einrichtungen einschlieBHch der Kontrollorgane. Der Staustufenbetrieb, damit die kiinstliche Beeinflussung von Wasserstand und AbfluB, kann durch Stauwehre und deren Verschlusse, durch die Turbinen in der Wasserkraftanlage, durch etwa zusatzliche Grundablasse und Hochwasserentlastungsanlagen, durch Schiffsschleusen, Fischaufstiegsanlagen sowie anderweitige Wasserentnahmen bzw. durch kunstliche Zuleitungen aus Entwasserungsnetzen geschehen. Ganzlich stochastisches Verhalten zeigen die natUrlichen, vom Niederschlag und AbfluB im Einzugsgebiet abhangigen ZuflUsse. Aus dieser Auflistung sind auch die Problemfelder fur die numerische Behandlung des gesamten Komplexes erkennbar. Hinzu kommen noch die UnregelmaBigkeiten des Stromungsablaufes innerhalb der Stauhaltung, die sich bei der zeitabhangigen Anderung von Wasserstand, ZufluB und AbfluB einstellen. Es liegt auf der Hand, daB mit einer Automatisierung der Betriebsweisen die Entlastung oder gar die Reduzierung des Betriebspersonales und vor allem die Wassemutzung optimiert werden sollen, wobei die maBgebenden Parameter in eine nichtlineare Systemdynamik aller wassermengenwirtschaftlicher und hydraulischer Veranderungen von Wasserstand, Zu- und Abflussen einzubinden sind. Hierdurch kann im Sinne von Automatisierung und Modemisierung bestehender Anlagen die bestmogliche FluBstauregelung erreicht werden. Dabei bedarf es einer standigen Messung, Sammlung und Auswertung der benotigten EingangsgroBen sowie bestimmter Vorgaben fiir die Stellglieder von VerschluB- und Regelorganen und Turbinen bis hin zu den zugehorigen Regeleinrichtungen bei jeder einzebien Wasserkraftanlage selbst. Die schlieBlich aus diesen Wechselwh-kungen hervorge-

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henden Betriebsstrategien mtissen letztendlich auch noch einer permanenten Optimierung miterzogen werden, um die bestmogliche Staustufensteuerung zu erzielen. Je nach Anordnung von Krafthaus, Wehranlage und eventuell vorhandener Schleuse in bezug auf den FluBquerschnitt lassen sich drei wesentliche Bauweisen mit folgenden FluBkraftwerkstypen unterscheiden (s. Abb. 4.3), die in den nachfolgenden Abschnitten naher beschrieben werden: - zusammenhangende Bauweise: - Blockbauweise, - Buchtenkraftwerk; - aufgeloste Bauweise: - Zwillingskraftwerk, - Pfeilerkraftwerk; - uberstrombare Bauweise. i'i'i\'B'i'1'Mn I'l'i'i'W'Mi'i'm

|i|i|i|i}î|i|i|iiq

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.M'l'lJJ^ JSM a i ^ P I.I.I.I.B..I.I.(b)l TTTiTTn}a..LI.(c)i lilihli.H..I.I(d>l Abb. 4.3: Anordnung von FluBkraftwerken: a) Blockbauweise, b) Zwillingsbauweise, c) Pfeilerkraftwerk, d) uberstrombares Kraftwerk, e) Buchtenkraftwerk [4.1] Eine Sonderform der FluBkraftwerke stellen die Ausleitungskraftwerke dar, auf die in Kapitel 4.2.1.2 naher eingegangen wird. Blockbauweise Bei dieser Bauweise (s. Abb. 4.3a) befinden sich samtliche Maschinensatze in einem Krafthaus, das an einer Seite des Flusses angeordnet ist. Dies ist sowohl wahrend der Bau- als auch wahrend der Betriebsphase flir Montage- und Wartungsarbeiten von besonderem Vorteil. ZweckmaBigerweise ordnet man das Kraftwerk in FluBkriimmungen auf der nahezu geschiebefi-eien AuBenseite an (s. Kapitel 5.1). Das dort infolge der Oberflachenstromung vermehrt auftretende Treibgut kann hingegen relativ problemlos durch Abweisbalken auf die Wehrfelder abgelenkt oder durch Rechenanlagen entnommen bzw. weitergeleitet werden. Ebenso ist bei FlUssen mit starkem Eisgang darauf zu achten, daB das Treibeis - unter Umstanden durch entsprechende Vorrichtungen, wie z. B. Eisbaume oder Eiskanale - vom Krafthaus abgelenkt wird und sich nicht vor demselben aufturmt; die Bildung einer zusammenhangenden Eisdecke an der Wasseroberflache ist dem Kraftwerksbetrieb hingegen nicht hinderlich, sie hilft vielmehr bei der Abwehr von Treibeis. Die Blockbauweise ist nur an den Orten zu verwirklichen, an denen die storungsfreie Abfuhr des hochsten Hochwassers ohne Verbreiterung des FluBquerschnittes iiber die geplanten Wehrfelder moglich ist. Ansonsten ist eine andere Bauweise, insbesondere die des Buchtenkraftwerks vorzuziehen. SinnvoUerweise wird man in der Planungsphase anhand eines Modellversuches die gUnstigste Anordnung aller Bauteile ermitteln, sofem nicht auf vergleichbare Erfahrungswerte anderer Anlagen zuruckgegriffen werden kann. Vielfach haben diese das Stro-


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mungsverhalten und den Geschiebetrieb aufklarenden Modellversuche eine voUstandige Veranderung der ursprtinglichen Planung zur Folge gehabt. Da die An- und Abstromverhaltnisse bei der zusammenhangenden Bauweise am schlechtesten sind, ist auf eine straffe Stromungsrichtung und die Vermeidung von Querstromungen durch den Einbau eventueller Leitwande o. a. groBer Wert zu legen. Ebenso ist darauf zu achten, daB keine Stillwasserzonen im Oberlauf in groBerem Umfang entstehen, da sich dort sonst Verlandungszonen entwickeln konnten. Als Beispiele seien das Laufwasserkraftwerk Sackingen am Hochrhein (s. Abb. 2.1 und vor allem Kapitel 21.1), bei dem sich auf der rechten Seite des Rheines das Krafthaus mit 4 Kaplan-Turbinen und auf der linken Seite die Wehranlage mit 5 Wehrfeldem befinden, sowie das ahnlich gebaute Rheinkraftwerk Iffezheim (s. Abb. 13.3)genannt. Buchtenkraftwerk Eine der haufigsten Formen der Anordnung von FluBkraftwerken stellt das Buchtenkraftwerk als Sonderform der Blockbauweise dar (s. Abb. 4.3e), bei der das Kraftwerk in einer kiinstlich geschaffenen Bucht seitlich des ursprtinglichen FluBlaufes angeordnet wird. Auch dieses Kraftwerk befindet sich sinnvollerweise auf der geschiebefi-eien AuBenseite einer FluBkriimmung. Im Gegensatz zur reinen Blockbauweise wird der FlieBquerschnitt kaum oder uberhaupt nicht verringert, wodurch das HHQ wie zuvor im unverbauten Zustand abgefiihrt werden kann. Die durch die Verbreiterung ansteigenden Baukosten werden normalerweise durch die vereinfachte und hochwassersicherere Herstellung des Krafthauses in einer trockenen Baugrube kompensiert (s. a. Kapitel 13). Ftir die relative Lage des Krafthauses zum Stauwerk gibt es drei Moglichkeiten (s. Abb. 4.4): a) Krafthaus in der Verlangerung des Wehres, b) vorspringendes Krafthaus, c) Krafthaus fluBabwarts verschoben. Kraftwerk

^-y W^ ^ ^ Abb. 4.4:

Relative Lage des Krafthauses zum Stauwerk: a) Krafthaus in der Verlangerung des Wehres; b) vorspringendes Krafthaus; c) KrafthausfluBabwartsverschoben [4.1]

Am gunstigsten ist die in die Verlangerung des Wehres fallende Variante a) oder eine etwas fluBabwarts verschobene Anordnung. Bei der stark fluBabwarts verschobenen Anordnung des Krafthauses c) wird letzteres bereits ungtinstiger angestromt. Am ungUnstigsten aber ist die Variante b) mit einem vorspringendem Krafthaus, da sich hier erne nachteilige Stromung mit sehr vielen Umlenkungen und Ablosungen ausbilden wiirde. Aus stromungstechnischen Gesichtspunkten ist es von besonderer Bedeutung, daB die Bucht mit einer ausreichend groBen Verziehung der Uferlmie sowohl auf

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der Ober- als auch auf der Unterwasserseite ausgebildet wird, damit die Stromung im Bereich des Kraftwerkes gleichmaBig verlauft. Des weiteren spielen die Trennpfeileranordnung, -lange und -form hierbei eine bedeutende Rolle, wobei im allgemeinen ein Tremipfeiler mit einer Lange, die etwa 1/3 der Krafthauslange betragt, und einer asymmetrischen Grundform mit wehrseitig gerader und kraftwerkseitig parabolischer Abgrenzung gute Ergebnisse liefert. Das beste Ergebnis erhalt man allerdings nur durch einen alle ortlichen Randbedingungen erfassenden Modellversuch. Bei Buchtenkraftwerken unterscheidet man bezuglich des Einlaufbereichs zwei Ausfiihrungsvarianten, die in der nachfolgenden Abb. 4.5 dargestellt sind. Im Gegensatz zu alteren Ausfuhrungen mit Entnahmebauwerk (in der Kegel Betonschwelle, Rechen und Tauchwand) wird bei neueren BaumaBnahmen auf eigenstandige Entnahmebauwerke verzichtet und die Rechenanlage direkt den Turbineneinlaufen parallel vorgelagert, wie z. B. bei den AusbaumaBnahmen am Hochrheinkraftwerk Laufenburg.

Abb. 4.5:

Anordnung von Buchtenkraftwerken: a) mit / b) ohne Entnahmebauwerk und potentieller Schleuse [4.1]

Zwillingsbauweise Eine Zweiteilung des Kraftwerkes (s. Abb. 4.3b) kann unter besonderen Umstanden bei Fliissen mit groBem AusbaudurchfluB und kleiner Fallhohe notwendig werden, da in diesem Fall aufgrund der hoheren Anzahl von Maschinengruppen groBe Krafthauslangen erforderlich sind, die bei ungeteilter Unterbringung des Kraftwerkes an einem der beiden Ufer zu einem MiBverhaltnis zwischen Buchtbreite und der ursprtinglichen FluBbettbreite fiihren wtirden.

Abb. 4.6:

Anordnungsvarianten von zweigeteilten Wasserkraftanlagen [4.1 ]

Hierbei kann die symmetrische Anstromung auch vorteilhaft sein. Insbesondere bei Fliissen, die die Grenze zwischen benachbarten Staaten darstellen, kann die Wasserkraftnutzung in zweigeteilten Anlagen notwendig werden, wobei sich das Stauwerk dann meist in gemeinsamem Besitz befindet.


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In Abb. 4.6 sind die moglichen Ausfuhrungsvarianten schematisch dargestellt, wobei die Variante a) mit einer kleinen Schiffsschleuse beispielsweise beim Rheinkraftwerk Augst-Whylen und die Variante b) beim Donaukraftwerk YbbsPersenbeug zur Ausfiihmng kam. Pfeilerkraftwerke Pfeilerkraftwerke (s. Abb. 4.3c und Abb. 4.7) zeichnen sich durch die wechselnde Anordnung von Wehrfeld und Turbinenpfeiler in der Kraftwerksachse aus. Die Turbinenpfeiler nehmen gleichzeitig die Widerlager ftir die Wehrfelder auf und ersetzen separate Wehrpfeiler, wodurch die Anstromung beider Anlagenteile sehr gleichmaBig ist. Dies gilt auch dann, wenn die Wehrfelder verschlossen und nur die Turbinen in Betrieb sind. Es hat sich gezeigt, daB diese Bauweise Einsparungen an der Energieumwandlungsanlage fiir den HochwasserabfluB erlaubt und auf eine Querschnittsverbreiterung fiir das Tosbecken durch Ausniitzung der raumlichen Tosbeckenwirkung verzichtet werden kann. Von Vorteil ist, daB der Bau eines separaten Krafthauses entfallt, da die Betriebsraume seitlich um die Turbine mit in der Regel senkrechter Welle und damit dartiber sitzendem Generator angeordnet werden konnen. Die Wartung der Maschinensatze erfolgt iiber einen Portalkran, der auf dem Dach der Anlage, die sich durch ihre geringe Bauhohe auszeichnet, fahrt. Durch die gleichmaBige Verteilung der Anlagenkomponenten tiber den gesamten FluBquerschnitt werden die Auflasten verteilt, so daB meist auf eine aufwendige und kostenintensive Bauwerksgriindung - vor allem als Auftriebsschutz - verzichtet werden kann. Bisher wurden beispielsweise am Inn die Staustufen Perach (Inbetriebnahme 1974), NuBdorf (1982) und Oberaudorf (1992) als Pfeilerkraftwerke gebaut und werden mit ahnlichem Erfolg wie die alteren Drau-Pfeilerkraftwerke betrieben.

TOOOQl m m

i n J Montageraum

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D Wehrfeld 1

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1

S i

1

m frflP P^l ^ m rn Wehrfeld 2 Wehrfeld 3 D "D

^ T u r bine 1 1

Abb. 4.7:

1

i

Tur bine

n Schaltwarte

I

2_/^

Querschnitt durch das Pfeilerkraftwerk NuBdorf am Inn [nach 4.3]

tjberstrombare Kraftwerke An die Stelle des Nebeneinanders von Kraftwerk und Stauwehr tritt beim Uberstrombaren bzw. iiberflutbaren Kraftwerk (s. Abb. 4.3d und Abb. 4.8) ein einheitlicher und organisch durchgebildeter Baukorper. Er erflillt gleichzeitig drei Aufgaben: Aufiiahme der Maschinensatze, Stauhaltung und Hochwasserentlastung. Der Raumbedarf ist auf ein Minimum beschrankt, wodurch sich neben der Ersparnis an BaumaBnahmen die Gesamtanlage gut in das Landschaftsbild eingliedem laBt und eine FluBbettverbreiterung nicht notwendig ist.


92

Eingangsbauwerk I 8,70 I

Ausgangsbauwerk I 8,20

8 x 9,5 m = 76,00 8 Klappen

I Maschinenraum

PHMPI

a

Grundablaß 1

Grundablaß 2 Turbine 1+2

I BriMH \ZZ\



Unterwasser Faltboot-Schleuse

Abb. 4.8;

Saugrohre

Klappenantriebe

Grundablaß

Uberstrombares Kraftwerk (Staustufen 7-15 am Lech): a) Ansicht vom Unterwasser; b) GrundriB; c) Schnitt in der Turbinenachse; d) Schnitt durch den GrundablaB/Hochwasserentlastung [nach 4.4]

Das sich uber die ganze FluBbreite erstreckende Bauwerk, dessen Bauteile wasserdicht ausgefiihrt werden miissen, enthalt die Maschinengruppen und die als Leerschusse ausgebildeten GrundablaBoffiiungen z. B. mit Segmentverschlussen. Hierbei konnen die Turbinenkammem und die Leerschusse entweder miteinander abwechsebd oder blockweise zusammengefaBt angeordnet werden sollten. Dies richtet sich nach dem FluBquerschnitt und nach den herrschenden Stromungsverhaltnissen, die durch das Kraftwerk nicht wesentlich beeinfluBt werden. Der Baukorper tragt auf seiner Krone den z. B. aus einzehien Stauklappen gebildeten Wehraufsatz. Bei Hochwasser wird durch Umlegen des Klappenwehres das Wasser iiber das Wehrkraftwerk abgefiihrt, und aus der Anlage entsteht das Unterwasserkraflwerk. Bei diesem Bautyp kommen heute iiberwiegend horizontal oder leicht geneigt liegende Rohrturbinen, S-Rohrturbinen oder auch Straflo-Turbinen, zum Einsatz. Dariiber hinaus sind auch Ausftihrungen mit Propeller- oder Kaplan-Turbinen mit Spirale und Saugkrummer moglich, die vor allem bei etwas groBeren Fallhohen (10-15 m) zur Ausftihrung gelangen.


93

GroBere Probleme durch Eisgang treten in der Regel nicht auf, da die Wasserentnahme fur die Turbine unter dem Wasserspiegel angeordnet ist. Bei Fliissen mit starkem Geschiebetrieb sind entsprechend hohe Einlaufschwellen und Spiileinrichtungen vorzusehen, unter Umstanden ist dort dieser Anlagentyp sogar ungeeignet. 4.2.1.2 Ausleitungskraftwerke Die Ausleitungskraftwerke, einer Sonderform der FluBkraftwerke, die teilweise auch Umleitungskraftwerke bezeichnet werden, unterscheidet man in zwei Hauptgruppen: die Kanal- und die Schleifen- oder Schlingenkraftwerke (s. Abb. 4.9). Kanalkraftwerke - auch als Seitenkanalkraftwerke bezeichnet - finden eine Anwendung unter anderem bei stark maandrierenden FluBlaufen mit geringem Gefalle und eventuell geringerem AbfluB. Hierbei wird ein FluBabschnitt, in dem das Stauwerk angeordnet wu*d, durch einen kiinstlichen Kanal abgekiirzt, damit das Gefalle an einer Stelle zusammengefaBt und in einer Wasserkraftanlage genutzt (s. Abb. 2.2), wodurch auch unter Umstanden die Schiffahrt ermoglicht werden kann. Schleifenkraflwerke werden in einer verhaltnismaBig kleinen, ktinstlich geschaffenen FluBschleife oder Werkkanal angeordnet. Die Schlingenkraftwerke dagegen durchschneiden eine kurze FluBwindung, wie beispielsweise das Hochrheinkraftwerk Albbruck-Dogem (s. Abb. 13.3). Wehr

Abb. 4.9:

Ausleitungskraftwerke: a) Kanal-; b) Schleifen-; c) Schlingenkraftwerk

Bei dieser Bauweise bleibt im urspriinglichen FluBbett nach der Stauanlage nur noch das fiir die Energieerzeugung nicht genutzte Mindestwasser (s. Kapitel 19) sowie im Hochwasserfall die den AusbauabfluB iibersteigende Wassermenge zuriick. An die das Triebwasser zuftihrende Strecke werden neben den wichtigen hydraulischen Anforderungen mit dem Ziel der Verlustminimierung auch okologische und landschaftsgestalterische Anspriiche gestellt. Eindeutiger Vorteil dieser Kraftwerke ist, daB diese m einer trockenen Baugrube erstellt werden konnen; nachteilig sind jedoch die kostenmtensiven Erdarbeiten fiir die Zu- und Ableitungskanale zum Kraftwerk und die bei nicht abgestirmnter Mindestwasserftihrung mogliche Beeintrachtigung der naheren FluBlandschaft, vor allem im Hinblick auf die betroffene FluBstrecke. Infolge seiner Bauweise kann dieser Bautyp auch im Bereich der Mitteldruckoder sogar der Hochdruckkraftwerke zur Anwendung gelangen.

94


Bei FluBlaufen mit Nebenarmen besteht die Moglichkeit, das Kraftwerk im Nebenarm mit gestautem Hauptstrom ahnlich dem Ausleitungskraftwerk oder im selteneren Fall ohne gestauten Hauptstrom anzuordnen. 4.2.2

Mitteldruckkraftwerke

Im allgemeinen ordnet man Wasserkraftanlagen, die mittlere Fallhohen (15-50m) nutzen, den Mitteldruckkraftwerken zu, wobei die Ubergange von Niederdruckzu Mitteldruckkraftwerken und von Mitteldruck- zu HochdruckkraflAverken flie13end sind (s. Tabelle 4.1). Zeitweise wurde in mancher Fachliteratur daher auf diese Gruppe ganz verzichtet und die Wasserkraftanlagen nur in Nieder- und Hochdruckanlagen eingeteilt, heute jedoch hat sich die hier vorgenommene Einteilung durchgesetzt. Dieser Wasserkraftanlagentyp ist meist im Zusammenhang mit niedrigeren Talsperren als Speicherkraftwerk oder an hoheren Wehren als Laufwasserkraftanlage anzutreffen. Die bei diesen Anlagen typischen mittleren Wasserdurchsatzen sind in der Regel in beiden Fallen nur durch eine Speicherbewirtschaftung zu erreichen, wobei neben den Belangen der Energieerzeugung (Ausgleich der jahreszeitlich unterschiedlichen AbflUsse, Spitzenbedarfsdeckung, eventuell Pumpspeicherung etc.) auch andere Ziele (Niedrigwasseraufliohung, Trinkwasserversorgung, Hochwasserschutz, Freizeit und Erholung etc.) zu beriicksichtigen sind. Unter diesen Gesichtspunkten lassen sich drei Hauptgruppen nennen: 1. Einzweckanlagen: - Bedarfsdeckende Anlagen, die entsprechend dem speziellen Strombedarf einer Stadt oder Industrieanlage betrieben werden. - Anlagen, durch die der AbfluB in einem FlieBgewasser vergleichmaBigt werden soil. - Anlagen zur Spitzenstromerzeugung, wobei in vielen Fallen ohne unterwasserseitiges Ausgleichsbecken nur ein TeilabfluB hierzu verwandt werden kann, da die starken AbfluBschwankungen im Unterwasser bei einem Betriebswechsel nur selten zulassig sind. 2. Mehrzweckanlagen, die hauptsachlich der Energieerzeugung dienen, gleichzeitig aber auch anderen Anforderungen gerecht werden mussen (z. B. Hochwasserschutz, Bewasserung, Trinkwasserversorgung, Wasserstandsregulierung, Mindestwasserausgleich, Erholungs- und Freizeitangebot), wobei die unter 1. genannte zusatzliche Unterteilung durchaus Ubertragbar ist. 3. Mehrzweckanlagen, die nicht hauptsachlich der Energieerzeugung dienen, sondem primar anderen Zielen zugeordnet sind, insbesondere bei Stauhaltungen schiffl)arer Fliisse. AuBer durch den Fallhohenbereich sind die Mitteldruckkraftwerke durch eine dreifache Gliederung des Krafthauses charakterisiert (s. Abb. 4.10): a) Einlauf mit Rechen und Turbinenschiitze; b) verlangerter Einlaufschlauch (Druckschlauch) bzw. Triebwasserleitung; c) Einlaufspirale, Turbine und Saugschlauch.


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Kraftwerke in direkter Verbindung von Erddammen oder Betonstaumauem, die sogenannten Speicher- oder Talsperrenkraftwerke, stehen zumeist dicht an der Luftseite, wobei das Krafthaus direkt an den Damm- oder MauerfuB anschlieBt und so relativ kurze, kostengiinstige Druckrohre mit einem niedrigen hydraulischen Verlust erlaubt. Es ist aber auch moglich, dai3 das Krafthaus etwas weiter fluBabwarts angeordnet und das Triebwasser dann durch einen kurzen Stollen im Hang oder durch eine oder mehrerefiêiverlegte Druckrohrleitungen den Maschinensatzen zugefiihrt wird. Des weiteren ist auch die Anordnung der Maschinen in einer Kaveme durchaus moglich, jedoch bei Mitteldruckkraftwerken nur in seltenen Fallen, z. B. in sehr engen Talem, gebrauchlich. Als hydraulischer Maschinentyp werden hauptsachlich Francis-Turbinen, seltener Kaplan oder gar PeltonTurbinen eingesetzt. Als typisches Beispiel ist in Abb. 4.10 ein Querschnitt durch die Talsperre und das zugehorige Krafthaus Bleiloch an der Oberen Saale in Thtiringen wiedergegeben. Diese Anlage stellt die oberste einer Talsperren- bzw. Kraft^êrkskette, der sogenannten Saalekaskade, dar, die vor allem aus Pumpspeicherkraftwerken besteht, und die dartiber hinaus noch die nutzbare Energie der Saale abarbeitet. 412,00

410,00 V

. Einlaufbauwerk mit Hauptverschluß (Rollschütz)

398,00

Krafthaus

Auslaufbauwerk Ausgleichbecken Burgkhammer 358,00 356,00 y351,50

49,00-

- 45,00

49,00-f—

-31,50-

—I—17,00—J[5,4Jf-

7T^

Abb. 4.10: Typisches, dreifach gegliedertes Mitteldruckkraftwerk: Bleilochtalsperre, Obere Saale [4.5] 4.2.3

Hochdruckkraftwerke

Ab einer Fallhohe von ca. 50 m und dariiber spricht man von Hochdruckkraftwerken, die den verhaltnismaBig geringen DurchfluB, der ihnen zur Verfiigung steht, zur Energiegewinnung bei groBen Hohenunterschieden nutzen (s. Tabelle 4.1). Inft)lge der groBen Fallhohen fallen die in den Fassungen und Zuleitungen auftretenden Verluste und Fallhohenschwankungen relativ geringer ins Gewicht, soilten jedoch auch hier soweit moglich reduziert werden. Schwankungen bei den verhaltnismaBig geringen Wassermengen, die je nach GroBe des Einzugsgebietes und des Speicherraumes verfiigbar sind, hingegen machen sich bei der Energiegewinnung deutlich bemerkbar, so daB haufig fiir eine wirtschaftlichere Betriebs-

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flihrung benachbarte Einzugsgebiete durch Beileitungen mit zur Nutzung herangezogen werden. Ein Ausgleich der schwankenden Zufliisse erfolgt auch hier durch eine gezielte Bewirtschaftung der unter Umstanden mehreren Speicher. Nach ihrer grundsatzlichen Anordnung lassen sich bei den Hochdruckanlagen drei Anlagentypen unterscheiden: 1. Hochdruckanlagen mit Freispiegelkanal und Einlaufbecken bzw. Freispiegelstollen sowie Druckleitung (s. Abb. 4.1 la), 2. Hochdruckanlagen mit ganzlicher Druckleitung (Stollen, Rohrleitung) (s. Abb. 2.2 und Abb. 4.12), 3. Speicher- bzw. Talsperrenkraflwerke (s. a. Abb. 4.10 und Abb. 4.1 lb).

Abb. 4.11: a) Hochdruckanlage mit Freispiegelumleitung (oberirdische Anordnung): GrundriB und Schnitt; b) Talsperrenkraftwerk [4.1] Ahnlich wie bei den anderen Wasserkraftanlagen konnen auch groBere Fallhohen in Umleitungskraft:werken genutzt werden (s. Abb. 4.11a), wobei die Wehranlage in diesem Fall nur eine geringe Hohe hat, die lediglich der Wasserfassung und nicht der Erhohung der Druckhohe dienen kann. Es besteht hier die Moglichkeit, durch Beileitungen in den Obergraben die zur Energieerzeugung verfugbare Wassermenge zu erhohen. Eine weitere Art der Nutzung stellt das an durchgehende Druckstollen bzw. Druckrohrleitungen angeschlossene Kraftwerk dar, dessen wesentliche Anlagenteile und deren Anordnung aus Abb. 2.2 und Abb. 4.12 zu ersehen sind. Diese Losungsart empfiehlt sich besonders dort, wo sich durch den Stollendurchstich eine FlieBstreckenverkurzung, beispielsweise in einer weiten FluBkriimmung, und damit eine ortlich konzentrierte groBe Fallhohe erreichen lassen. Im Gegensatz zum Umleitungskraftwerk mit FreispiegelstoUen hat in diesem Fall infolge der geschlossenen Druckverbindung die Stauhohe an der Talsperre einen direkten EinfluB auf die Energiegewinnung, so daB ein moglichst groBer Stauraum und vor allem eine moglichst groBe Stauhohe erklartes Ziel sein miissen.


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Bei den Druckstollenkraftwerken werden im Prinzip drei Bauweisen und eine Mischform unterschieden, bei denen insbesondere die Anordnung des Zu- und Ableitimgsstollens sowie des Krafthauses differiert: - Italienische Bauweise (s. Abb. 2.2): Die Triebwasserleitung gliedert sich in den flach geneigten Freispiegel- oder Druckstollen, das WasserschloB und den Druckschacht bzw. die Druckrohrleitung, das Kraftwerk (Freiluft- oder Kavemenkraftwerk) liegt direkt am Unterwasser. - Schwedische Bauweise (s. Abb. 4.12a): Auf den vergleichsweise kurzen DruckschachtZ-stollen folgt das in einer Kaveme angeordnete Kraftwerk, anschliefiend der Schwallraum und der Unterwasserstollen als Freispiegeloder Niederdruckstollen. - Norwegische Bauweise (s. Abb. 4.12b): Im verhaltnismaBig langen diagonalen Druckstollen befindet sich vor dem Krafthaus ein Windkessel-WasserschloB (s. Kapitel 11.5.3). - Mischform: Bei dieser Bauweise folgt auf Druckstollen, WasserschloB und Druckschacht etwa mittig das Kraftwerk in einer Kaveme, an das ein Unterwasserstollen mit Schwallraum anschlieBt. Speicherbecken

(a

Speicherbecken

Windkessel-Wasserschloß b Kavernenkraftwerk

Abb. 4.12: Hochdruckkraftwerke: a) Druckstollenkraftwerk - schwedische Bauweise; b) Druckstollenkraftwerk mit diagonalem Stollen und Windkessel-WasserschloB - norwegische Bauweise [4.1] Bei den im Hochdruckbereich verhaltnismaBig seltenen Speicher- bzw. Talsperrenkraftwerken ist das Krafthaus unmittelbar an die Talsperre angeschlossen oder im Sperrenbauwerk selbst angeordnet und entspricht somit vom Auflâu her im wesentlichen den Mitteldruckanlagen. Emdeutiger Vorteil der Anlagen mit Speicher ist die Unabhangigkeit von der unregelmaBigen Wasserfiihrung des genutzten Wasserlaufes und damit eine hohere Verfiigbarkeit. Als hydraulische Maschine kommt fast ausschlieBlich die Pelton-Turbine, bis zu ca. 600 m auch die Francis-Turbine, zum Einsatz. Werden Hochdruckkraftwerke als Spitzenkraftwerke eingesetzt, indem diese Energie bei kurzem und hohem Leistungsbedarf produzieren, so muB ein besonderes Augenmerk auf die plotzlich auftretenden groBen Wassermengen gerichtet werden. Aus okologischen Griinden ist eine direkte Riickgabe m das Unterwasser nicht vertretbar, so daB ein Riickhaltebecken vorgesehen werden muB, das das anfallende Wasservolumen zwischenspeichert und gleichmaBig abgibt. Beim Neu-

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bau des Kraftwerkes Amsteg, Schweiz, wurde beispielsweise ein derartiges Riickhaltebecken in Form eines Unterwasserstollens gebaut [4.6]. 4.3

Weitere bedeutende Wasserkraftanlagengruppen

4.3.1

Pumpspeicherkraftwerke als Regelungskraftwerke

Die allzeitige Sicherstellung der elektrischen Stromversorgung als Eckpfeiler der modemen Industriegesellschaft ist in der Bundesrepublik Deutschland eine komplexe, nicht zuletzt durch gesetzliche Auflagen umrissene Aufgabe der Elektrizitatswirtschaft. Die hier zu losende Problemstellung ist nicht nur durch die hohen Anforderungen an Bautechnik, Maschinenbau und Elektrotechnik vorgezeichnet. Im gleichen MaBe gilt es, mit dem Ausgleich von Stromerzeugung und Stromverbrauch einen kostengUnstigen, optimalen Einsatz hinsichtlich Typ und GroBe unterschiedlicher Warmekrafl:werke und Wasserkraftwerke sowie seit Anfang der 1990er Jahre verstarkt auch Wind- und Biogas- bzw. Biomassekraftwerke, die in einem uberregionalen Netz zusammengeschlossen sind, zu erreichen. Hinzu kommt die Abstimmung auf die beachtlichen Schwankungen des Stromverbrauchs, wie es sich besonders deutlich in der Tageslastganglinie mit unterschiedlichen Bereichen von Grundlast und Spitzenlast abzeichnet, und die Abstimmung auf die je nach Kraftwerkstyp vorhandenen Einsatzzeiten bzw. Betriebsweisen (s. Abb. 3.4). Derartige Lastdiagramme fallen je nach klimatischen Verhaltnissen, Lebensgewohnheiten, sozialer Situation, Wirtschaftsstruktur und dergleichen mehr recht unterschiedlich aus. Fiir die Deckung der Grundlast gelangen in Deutschland vorwiegend Kohle-, Schwerol- und Kemkraftwerke sowie Laufsvasserkraftwerke zum Einsatz. In den wasserkraftreichen Bundeslandem treten anstelle der Warmekraftwerke FluB- und Speicherkrafl:werke in den Vordergrund. Angesichts der Verbrauchsschwankungen sind regelbare Kraftwerke erforderlich, die neben der Spitzendeckung auch die Feinregelung im Gesamtnetz des Kraftwerksverbundes Ubemehmen. Wenn auch einzelne Warmekraftwerkstypen, hier sind es die modemen Kohle-, Leichtolund Gaskraftwerke, eine Regelung innerhalb bestimmter Grenzen erlauben, aber mit der wechsebiden Betriebsweise hohere Kosten vemrsachen und starkeren MaterialverschleiB erfahren, bieten sich m einem die Wasserkraft einschlieBenden Verbundnetz hydraulische Speicherkraftwerke in hervorragender Weise an. Eine groBe Bedeutung kommt den Pumpspeicherkraftwerken aufgmnd ihrer ausgedehnten Leistungsspanne zu (s. Kapitel 17) [4.7]. Dies kommt auch dadurch zum Ausdmck, daB weltweit ca. 75.000 MW in Pumpspeicherkraftwerken installiert bzw. im Bau und etwa 30.000 MW in Planung sind. Pumpspeicherkraftwerke erzeugen im wesentlichen keinen zusatzlichen Strom - abgesehen von der zusatzlichen Nutzung naturlicher Zufliisse - und bieten die einzige groBtechnisch nutzbare Speichermoglichkeit fur Energie in regionalen und Uberregionalen Stromversorgungsnetzen. Deren Ausgleich von Lastschwankungen spielt sich in Bereichen optimaler Wirkungsgrade ab, und sie stellen wichtige Regelelemente dar. Die Fahigkeit der Energiespeichemng ermoglicht letztlich Uberhaupt erst den Einsatz der regenerativen Energietrager wie Sonne, Wind und teilweise Biomasse. Die optimale Fahrweise besteht darin, moglichst in den besten Turbinier- und den

4 Typen von Wasserkraflanlagen

99

male Fahrweise besteht darin, moglichst in den besten Turbinier- und den preiswertesten Pumpzeiten das meiste Wasser zu bewegen. Im Prinzip handelt es sich hier um einen Walzbetrieb bzw. um eine hydraulische Umlagerung, deren Wirtschaftlichkeit zunachst durch die Relation zwischen der Stromerzeugung zu Spitzenbedarfszeiten und der Nutzung billigen tJberschuBstromes aus dem Netz zu Schwachlastzeiten bestimmt wird. Die gute Regelfahigkeit bei kurzesten Anlaufzeiten fiihrte in den letzten Jahrzehnten zu einem verstarkten Ausbau auch der konventionellen Speicherkraftwerke mittels erweiterter Maschinensatze fur die zusatzliche Pumpspeicherung. Hierflir gibt es vielfaltige Beispiele in der Alpenregion; aber auch eine ganze Reihe neuer, ausgesprochener Pumpspeicherkraftwerke sind in Mittelgebirgsbereichen entstanden. Eine erhebliche Rolle spielten die Entwicklung der Ingenieurwissenschaften und die zwischenzeitlich gesammelten Erfahrungen. Fur einen derartigen, verstarkten Ausbau bietet Westeuropa mit seinem dichten, Lander Ubergreifenden Verbundnetz und mit den mannigfaltigen Kraftwerkssystemen sehr gunstige Voraussetzungen. In Deutschland hat Mitte der 1920er Jahre der Bau von Pumpspeicherkraftwerken groBerer Leistungen fiir die offentliche Stromversorgung begonnen und sich in den meisten Industrielandem mit eindrucksvollen Beispielen fortgesetzt. Der Einsatz von Kemkraftwerken beschleunigt die Entwicklung zu immer groi3eren Einheiten, da mit der wirtschaftlichen Bedeutung der hydraulischen Speicherung von Schwachlastenergie in Verbundnetzen auch der Nutzungsgrad der mit der Atomenergie bereitgestellten Grundlast durch Abgabe von Pumpstrom wahrend bedarfsschwacher Zeiten ganz erheblich gesteigert wird. Ein kennzeichnendes, vor allem die vielseitige Bautechnik einer Wasserkraftanlage dokumentierendes Beispiel im Vorgriff auf die m Kapitel 17 ausflihrlich behandelten Pumpspeicheranlagen ist mit dem Pumpspeicherkraftwerk Glems gegeben. Dieses ist Ende 1964 nach zweieinhalbjahriger Bauzeit in Betrieb gegangen und dient zur Spitzenstromdeckung im GroBraum Stuttgart. Es liegt am Nordrand der steil abfallenden Schwabischen Alb, 40 km sUdlich von Stuttgart. In Abb. 4.13 ist die Gesamtanlage des Pumpspeicherkraftwerkes mit alien wesentlichen Daten wiedergegeben. Das auf der Albhochflache angeordnete Oberbecken hat angesichts des sehr kltiftigen Juragesteins keinen nattirlichen ZufluB. Dieser ist beim 283 m tiefer gelegenen, aus einer Talsenke entstandenen Unterbecken durch den kleinen Tiefenbach mit 0,5 m^/s nur ftir Verlustausgleich gegeben, so daB fur die erste FUllung des auf 1,2 Mio. m^ ausgelegten Staubeckens Wasser aus der 3,5 km entfemten Erms hertibergepumpt werden muBte. Das in seiner bautechnischen Ausfuhrung damals neuartige Oberbecken wurde hauptsachlich durch Abtragen einer Bergkuppe und durch Aufschiitten eines Ringdammes bei vollstandigem Massenausgleich geschaffen. Den Beckenuntergrund bildet ein stark gekluftetes Kalkgestein in heterogener Zusammensetzung. Durch Freilegen der vielfach angetroffenen Kavemen, durch VerfuUen und Uberdecken mit mindestens 2,0 m starker Bodenschicht und durch eine die Beckensohle Uberdeckende Polyester-Gewebeauflage sowie durch Aufbringen eines doppelten Asphaltbetonbelages mit dazwischen liegender Drainschicht konnte ein bis heute sicherer Betrieb mit taglich um 16,6 m wechsekidem Wasserstand und damit

100


unterschiedlicher Druckbelastung gewahrleistet werden. Die wasserseitigen Boschungen des Ringdammes erhielten gleichfalls einen doppelten Asphaltbetonbelag mit zwischenliegender Drainschicht, die zonenweise entwassert und an einen umlaufenden begehbaren Stollen angeschlossen ist. Erddamm Hmax = 28,7 m, L = 333 m

Unterbecken Stauziel 457,7 m ü. 'NNT Absenkziel 450 m ü. NN V = 1,2 hm³ A= 141.750 m² L = 615 m, D = 3,3 m/^ Stauziel 755 m ü NN ' Absenkziel 738,35 mü NN V = 0,9 hm³ A= 65.000 m²

700 600 500 400 m

Abb. 4.13: Pumpspeicherkraftwerk Glems: Lageplan und Langsschnitt mit Krafthausquerschnitt [4.8]/[4.9] Nach gut 30 Betriebsjahren wurde 1996 die Asphaltbetondichtung des Oberbekkens vorsorglich instandgesetzt. Nachdem das Becken abgefischt und entleert worden war, muBten rund 4.500 m^ Schlamm aus dem Becken abtransportiert werden. Im nachsten Arbeitsschritt wurde die alte Asphaltbetondichtung im Bereich der Boschung abgefrast. Der Einbau der neuen Dichtung, die erne wesentlich hohere Alterungsbestandigkeit aufweist und sich gleichzeitig besser an den Dammkorper anpafit, erfolgte mittels eines speziellen Fertigers, der die vorgesehene Schicht in Hohe von 7 cm auf einer Breite von 32 m nahtlos einbauen konnte (s. Abb. 4.14). AbschlieBend wurde auf die Beckensohle ebenfalls vorbeugend eine neue Dichtungsschicht aufgebracht. Eine weitere bautechnische Besonderheit ist bei der 762 m langen, eingeerdeten Stahlrohrleitung von 2,8-2,9 m Durchmesser zu verzeichnen, die an einen vom Oberbecken herabfiihrenden, 615 m langen, gepanzerten Druckstollen anschlieBt. Sie ist mit Riicksicht auf den ausgedehnten Rutschhang ohne Festpunkte ausgefuhrt und lagert durchgehend tiber zwei die Langsbewegungen sichemden Bitumenmatten auf einem Betonfiindament auf. Vor dem Krafthaus geht sie uber eine Kugelhose in die beiden Verteilleitungen uber. Bei der einzigartigen Abzweigkonstruktion umgibt die auf 46 bar Innendruck ausgelegte Kugelschale das eigentliche, nur von den Langskraften beanspruchte Hosenrohr. Bei diesem Kugelabzweig werden statische und hydraulische Funktionen getrennt. Die in die teilweise vorgespannte Krafthauslangswand einbindenden Verteilleitungen iibertragen auf diese uber eine schubfeste Rosette die Langskrafte und setzen sich dann Uber je 3 Ringwulstschalen (Dilatationen) in die Turbinen- bzw. Pumpenleitungen fort. Die Dilatationen erlauben Langs- und Querbewegungen bis zu 45 mm.


101

Das beziiglich der horizontalen Maschinenachse 20 m unter dem Stauziel bzw. 11 m unter dem Absenkziel des Unterbeckens liegende Unterflur-Krafthaus geht im Schnitt aus Abb. 4.13b hervor. Die beiden Maschinensatze bestehen jeweils aus Francis-Turbine, Motorgenerator, Anwurf-Pelton-Turbine und 2flutiger Pumpe. Hierfiir betragen die installierten Leistungen der Turbinen insgesamt 90 MW und die der Pumpen 68 MW. Durch die beachtliche GroBe der beiden Staubecken mit einem Energieinhalt von 560 MWh bzw. 6,25 h taglichen Vollastbetriebes und 11 h Pumpenbetriebes bei 800.000 m^ Triebwassermenge kann das Pumpspeicherkraftwerk Glems vorteilhafterweise zu einem Wochenendspeicherbetrieb herangezogen werden. Hervorzuheben ist noch, dai3 diese Anlage noch im sogenannten hydraulischen KurzschluB betrieben werden kann (s. Kapitel 17.6). Haftverbund \ ca. 4 cm Abfräsen der vorhandenen Dichtung

neu

Mastix neue Asphaltbetondichtung (7 cm) alte Asphaltbetondichtung (3 cm) bitum. Schotter (5 cm) Asphaltbeton (5 cm) Asphaltbinder (4 cm) Schotter (15 cm)

Mastix Asphaltbeton (7 cm) — ~ bitum. Schotter (5 cm) Asphaltbeton (5 cm) Asphaltbinder (4 cm) Schotter (15 cm)

Abb. 4.14: Dichtungsaufbau auf dem Dammkorper des Oberbeckens des Pumpspeicherkraftwerkes Glems (links alter Zustand, rechts neuer Aufbau) [4.10] 4.3.2

Kleinwasserkraftanlagen

Durch das Bestreben, mehr Energie aus regenerativen Quellen aufgrund der begrenzten fossilen Energietrager und den damit verbundenen Emissionen zu erzeugen, kommt der Nutzung der Wasserkraft durch Kleinwasserkraftanlagen wieder eine groBere Bedeutung zu. Kleinere Wasserlaufe, die seit einem Zeitraum von uber 100 Jahren durch mechanische und elektrische Energiegewinnung genutzt wurden, sind wegen der technischen Entwicklung beim Bau von GroBanlagen und aufgrund der daraus resultierenden geringeren Wirtschaftlichkeit zeitweise vernachlassigt worden. Bei der Suche nach altemativen Energietragem und bei der Nutzung heimischer Ressourcen hat sich die Stromerzeugung mittels Kleinwasserkraftanlagen jedoch seit Anfang der 1990er Jahre als sehr erft)lgreich herausgestellt. Die technischen Entwicklungen vor allem auf der maschinen-elektrotechnischen Seite mit zunehmend standardisierten Komponenten haben dazu geftihrt, daB nicht nur groBe Wasserkraftanlagen wirtschaftlich betrieben werden konnen (s. Kapitel 3.3) [4.11]. In Deutschland werden ublicherweise Wasserkraftanlagen mit einer Leistung von weniger als 1 MW als Kleinwasserkraftanlagen bezeichnet; in anderen Landem wird teilweise die Grenze auch bei 0,5 MW, 5 MW oder 10 MW gezogen. Sie sind in der Mehrzahl Eigenanlagen von Industrieuntemehmen und Gewerbetreibenden und dienen zum einen der Deckung des Eigenbedarfs, wobei der iiber-

102


schiissige Strom in das offentliche Netz eingespeist wird. Zum anderen werden sie aber auch aus kommerziellen GrUnden betrieben, sind doch die Entgelte durch das Emeuerbare-Energien-Gesetz in Deutschland fiir Anlagen bis zu einer installierten Leistung von 5 MW eindeutig festgelegt. Bei den Kleinwasserkraftanlagen mit einer verbrauchsorientierten, dezentralen Lage ist die Verwendung der erzeugten Energie ohne groBere LFbertragungsverluste moglich. Ungefahr 30 % der bestehenden Anlagen werden in Deutschland heute im Inselbetrieb oder als reine Stromselbstversorger genutzt. Noch 1995 nutzten rund 20 % der betriebenen Kleinwasserkraftanlagen die gewonnene Energie direkt mechanisch. Heute sind in Deutschland schatzungsweise zwischen 5.450 und 6.600 Kleinwasserkraftanlagen in Betrieb, wobei es allerdings keine genauen Erhebungen hieruber gibt [4.12]. ZusammengefaBt haben sie eine installierte Leistung von ungefahr 350 MW und ein durchschnittliches Jahresarbeitsvermogen von ca. 1,5 TWh/a. Die noch vorhandenen Zubaumoglichkeiten sind jedoch begrenzt, da einerseits politische Vorgaben und Umweltaspekte dem zuwider stehen. Andererseits werden bereits eine Vielzahl der rund 13.000 Wasserrechte genutzt, die zur Wasserkraftnutzung fiir Anlagen kleiner 1 MW in den einzebien Wasserbiichem verzeichnet sind, indem heute vielfach mehrere alte Kleinstandorten an jeweils einem Standort in einer dann groBeren Anlage zusammengefaBt sind. In Entwicklungslandem fmden Klein- und Kleinstwasserkraftwerke infolge ihres mehrfachen Nutzens und im Interesse des globalen Klimaschutzes zunehmend wieder mehr Beachtung, und deren Neu- und Ausbau in abgelegenen Gebieten wird sinnvoUerweise vermehrt technologisch und finanziell unterstutzt. Vor allem in den Berggebieten kann so die Abholzung der Walder durch die Bevolkerung zum Gewinn von Brennmaterial als Energiequelle verringert oder gar gestoppt werden, da diese in manchen Gebieten bereits immense okologische Schaden insbesondere durch Erosion verursacht hat. Durch die Forderung von moglichst in Eigenregie erbauten Kleinwasserkraftanlagen wird der Bevolkerung eine echte Alternative geboten, womit SchutzmaBnahmen der Bergwalder erst effektiv durchfuhrbar werden [4.13]. Hierzu stehen bereits Planungsmodelle bzw. Optimierungsverfahren zur Verftigung, die die besonderen Anft)rderungen dezentraler wasserkraftorientierter Energieverbundnetze beriicksichtigen und den wirtschaftlichen Ausbau eines derartigen Insebietzes ermitteln. Planung und Konstruktion Im wesentlichen gelten ftir Kleinwasserkraftanlagen die selben Entwurfs- und Konstruktionsprinzipien wie fiir mittlere oder groBe Wasserkraftanlagen (s. Kapitel 3). Allerdings ist die Vielfalt der Ausfiihrungsdetails geringer, und im Hinblick auf die Konstruktionselemente und das verminderte Sicherheitsrisiko ergeben sich eine Reihe von Vereinfachungen gegeniiber groBeren Anlagen. Der Aufwand fur die Voruntersuchungen insbesondere im maschinellen Bereich ist der Ausbaudimension anzupassen, wobei hier der Wirtschaftlichkeitsuntersuchung eine noch bedeutendere Rolle zukommt, als sie dies bei groBeren Anlagen ohnehin bereits spielt, da die Gewinnmaximierung bei den iiberwiegend privaten Investoren wichtiger als die Energieerzeugung ist. Weitere Ausfiihrungen zur Pro-


103

jektierung von Kleinwasserkraftanlagen befmden sich unter anderem bei HEIMERL [4.11], WEIB [4.14], WBW [4.15], P A L F F Y [4.16], und ASCE [4.17]. Wasserfassung Neben den verschiedenen Ausfuhrungsformen fur bewegliche und feste Wehre finden bei Kleinwasserkraftanlagen ftir die Stauerrichtung auch alle Querbauwerke, die aus dem natumahen Wasserbau bekannt sind, Anwendung (s. Kapitel 5). Eine emfache, selbsttatige Stauklappe, die auf eine feste Wehrschwelle oder auf eine rauhe Rampe aufgesetzt wird, kommt hier bevorzugt zum Einsatz. Auch Schlauch- bzw. Membranwehre bieten eine einfache, kostengiinstige und betriebssichere Alternative, die vollautomatisch betrieben werden kann. Eine haufig verwendete Bauweise bei geschiebefuhrenden Gebirgsfltissen ist das Tiroler Wehr (s. Abb. 5.7), das sich durch seinen geringen Wartungsaufwand auszeichnet. Aufgrund der flachen Bauweise wird das Tu-oler Wehr in der Natur kaum als ein storendes Bauwerk empfunden. Entsprechend den un Kapitel 5.2 erlauterten Grundsatzen sind auch Kleinwasserkraftanlagen vor Treibgut und Treibeis zu schiitzen, indem Tauchwande und Rechen mit automatischen Rechenreinigungsanlagen vorgesehen werden. Triebwasserleitung Im Niederdruckanlagenbereich ist die Freispiegelleitung in Form eines offenen Wassergrabens als typische Bauweise ftir die Triebwasserleitung vorzufmden (s. Kapitel 6). Die Auskleidung des Triebwasserkanales ist vorwiegend von der Grundwassersituation und den wirtschaftlichen Kriterien abhangig. Bei kleineren Querschnitten sollten bevorzugt naturliche Baustoffe verwendet werden. Hier haben sich besonders Gneis-, Schiefergneis- und Schiefermergelplatten mit emer Dicke von 3-8 cm als vorteilhaft erwiesen. Diese werden nach Fertigstellung der Rohrtrasse mit der entsprechenden Verdichtung auf eine Ausgleichsschicht aus Sand oder in ein Zementmortelbett gelegt und mit Zementmortel oder einem anderen Fugendichtungsmittel (GuBasphalt, Fugenkitt etc.) oberflachenbundig verfugt. Die fisher im Mtihlenbau verwendeten Holzrinnen konnen auch heute noch bei kleineren Anlagen mit einem kurzen Triebwasserweg zum Einsatz kommen. Hierbei hat sich die Dichtung mit Kunststoffolien, die mit einer Kiesschicht tiberdeckt werden, als vorteilhaft erwiesen. Allerdings ergeben sich gelegentlich Probleme durch die relativ kurze Lebensdauer und bei langerem Trockenfallen der Leitung. Im Mittel- und Hochdruckbereich sind meistens Freispiegel- oder Druckstollen erforderlich (s. Kapitel 6 bzw. 9). Freispiegelstollen, die kostengUnstiger als Druckstollen sind, eignen sich vor allem bei geringen DurchfluBschwankungen und bei sich wenig andemdem Entnahmewasserspiegel, z. B. in Verbindung mit einem Tiroler Wehr. Als weitere Vorteile sind die geringere Beanspruchung des Gebirges und das gunstige hydraulische Verhalten zu nennen. Als nachteilig erweist sich jedoch die Festlegung des Sohlgefalles ausschlieBlich fiir den BemessungsabfluB. Dadurch kann der Freispiegelstollen nur schlecht den wechsehiden Anforderungen eines Kraflwerkbetriebes angepaBt werden; es sei denn, dal3 ein gentigend groBes Ausgleichsbecken bzw. WasserschloB am Ende der Freispiegelleitung die AbfluBschwankungen zu dampfen vermag. An die Zuleitung durch einen Druckstollen, der durch ein WasserschloB gegen DruckstoBe geschiitzt wird, schlieBt sich die Druckrohrleitung an. Diese kann in

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einfachen Fallen als stahl- bzw. glasfaserbewehrtes Betonrohr ausgeflihrt werden. Bei kleinen Durchflussen und bei geringeren Betriebsdrucken konnen auch flexible Kunststoff- oder GFK-Rohre verwendet werden. Im Hochdruckbereich werden jedoch nach wie vor duktile SchleuderguBrohre und geschweiBte Stahlrohre eingebaut (s. Kapitel 8.1). Krafthaus Die Abmessungen des Krafthauses werden in erster Linie durch die notwendigen AusmaBe der maschinellen Ausrustung bestimmt (s. Kapitel 13). Sie sind tiblicherweise eine Funktion des Laufraddurchmessers der hydraulischen Maschine, und durch sie wird auch eine meist hinreichend genaue Massen- und damit Kostenabschatzung moglich. Aufgrund der einfachen elektromaschinellen Ausstattung besteht die Krafthauskonstruktion primar aus den tiefbaulichen Griindungsarbeiten und der Uberbauung der Maschinenhalle mit einer einfachen Hochbaukonstruktion, wodurch entsprechende Kostenerspamisse erzielt werden konnen. Maschinen-elektrotechnische Ausstattung Da sich bei Kleinwasserkraftanlagen eine unzureichende Anlagenoptimierung insbesondere im maschinellen Bereich einschlieBlich der An- und Abstromverhaltnisse verhaltnismaBig stark auf die Energieausbeute auswirkt, muB im Planungsstadium sowohl bei Neuanlagen als auch bei RenovierungsmaBnahmen auf diesen Komplex ein besonderes Augenmerk gelegt werden (s. Kap. 14-16) [4.18]/[4.19]. Des weiteren ist von besonderer Bedeutung, daB der Anlagenbetreiber im eigenen Interesse die fiir die Angebotsabgabe notwendigen grundlegenden Daten (Fallhohe, DurchfluB bzw. AbfluBdauerlinie, ortliche Lage, ggf. vorhandene Bauteile etc.) moglichst genau aufiiimmt, da die Verantwortung hierfiir alleinig beim Auftraggeber liegt [4.20]. Der auftragnehmende Turbinenhersteller Ubemimmt die Garantie fur die Anlage nur auf der Basis der vorgegebenen Werte; allerdings ist dieser gleichzeitig verpflichtet, auf offensichtliche Problembereiche und nicht plausible Werte hinzuweisen [4.18]. Die Auswahl einer geeigneten Turbine richtet sich, wie in den Kapiteln 14 und 15 detailliert beschrieben, nach den ortlichen Randbedingungen sowie nach den technisch bedingten Einsatz- und Verwendungsgrenzen. Die Vordimensionierung einer Turbine kann dabei nach emph-ischen Formeln bzw. nach Diagrammen der einzelnen Turbinenhersteller, wie z. B. Muschelkurven, erfolgen. Durch den in den Kapiteln 14.4.2 und 16.3.6.1 beschriebenen Einsatz von Frequenzumrichtem konnen die Turbinen von der einengenden Vorgabe des drehzahlstarren Netzbetriebes befreit werden. In Kombination mit einer entsprechenden Regelung konnen derartige Anlagen mit variabler Drehzahl im jeweiligen Wu*kungsgradoptimum betrieben werden, wodurch die Energieausbeute um mehr als 10 % gesteigert werden kann. Vielfach kann sogar auf das wartungsintensive Getriebe verzichtet werden. 4.3.3

Dotationskraftwerke

Im Rahmen der Wassemutzung und darunter insbesondere der Wasserkraftnutzung wird in vielen Fallen das naturliche Gewassersystem verandert, indem mit Hilfe von Wehr- oder Stauanlagen das ankommende Wasser zuriickgehalten und


105

die Weitergabe an die urspriinglichen Gewasserstrecke verandert wird. So erfolgt vor allem bei den Ausleitungskraftwerken (s. Kapitel 4.2.1.2) unabhangig von der genutzten Fallhohe die vollstandige Ruckgabe des abgearbeiteten Wassers in das eigentliche FluBbett erst in einiger Entfemung, so daB im verbleibenden Abschnitt der bisherigen Gewasserstrecke ein deutlich reduzierter AbfluB verbleibt. Herrscht heute doch letztlich ein Konsens dahingehend, daB in derartigen Ausleitungsstrecken zumindest ein gewisser MindestabfluB zur Aufrechterhaltung der Lebensbedingungen fiir die aquatische Flora und Fauna und zur Verbesserung des FlieBkontinuums verbleiben muB, so steht dem insbesondere die Strommindererzeugung in der eigentlichen Wasserkraftanlage gegenuber (s. Kapitel 18 und 19). In derartigen Fallen kann der Bau von Dotationskraftwerken - auch als Dotier-, Regulier-, Mindestwasser- oder Restwasserkraftwerk bezeichnet - einen KompromiB darstellen, durch den einerseits die gewasserokologischen Verhaltnisse in der Ausleitungsstrecke verbessert und andererseits der Verlust an nachhaltig erzeugtem Strom aus Wasserkraft minimiert wird. Dieser Interessensausgleich hat allerdings seinen Preis, der strenggenommen unter gesamtgesellschaftlichen Gesichtspunkten nicht alleine vom Wasserkraftanlagenbetreiber geschultert werden dtirfle, wie dies jedoch heute vielfach der Fall ist [4.11]. Smd die ortlichen Rahmenbedingungen am Wehrbauwerk so, daB sich hinsichtlich der AbfluB- und Fallhohenverhaltnisse sowie der weiteren Standortbedingungen eine technische Losung zu interessanten betrieblichen Bedingungen verwirklichen laBt, so kann der Einbau eines entsprechenden Dotations- oder Mindestwasserkraftwerks zur Beaufschlagung bzw. Dotation der Ausleitungsstrecke mit einer entsprechenden Wassermenge realisiert werden. Hierbei handelt es sich in technisch und betrieblicher Hmsicht um eine klassische Wasserkraftanlage, fur die die normalen Planungs- und Auslegungsgrundsatze gelten und bei denen entsprechend samtliche Typen von hydraulischen Maschinen zum Einsatz kommen konnen. Im Zuge der Veranderungen der Mindestwasserregelungen, aber auch infolge der erhohten Einspeisung durch das Emeuerbare-Energien-Gesetz sind in den letzten Jahren zahlreiche derartige Wasserkraftanlagen gebaut worden, wie z. B. das Dotationskraftwerk am Unterbecken des Pumpspeicherkraftwerkes Goldisthal (s. Kapitel 17.8.5) oder Sperrenkraftwerk am Wehra-Becken (s. Kapitel 21.4.2.10). Aber auch in anderen Fallen kann eine erhohte Dotation notwendig werden, deren energetische Nutzung technisch und whtschaftlich sinnvoll sein kann. Hierzu zahlt beispielsweise die Verstarkung der Leitstromung bei Fischaufstiegsanlagen vor allem an groBeren FlUssen sowie bei intermittierend betriebenen Bauweisen (Fischschleusen, Fischaufzuge), wobei diese Wassermenge dann zuvor in einem Dotationskraftwerk abgearbeitet wird, wie dies z. B. am FischpaB des Rheinkraftwerkes Iffezheim umgesetzt wurde (s. Kapitel 20.1.3). 4.3.4

Energienutzung in Leitungssystemen

Bei Trinkwassertalsperren mit Einrichtungen zur Wasserentnahme und dessen Ableitung oder am Ende von Falleitungen, die Teil eines Rohrleitungssystemes zum Transport von Trinkwasser oder anderen Fluiden sind, ist es vielfach moglich, das Uberschussige Gefalle am Sperrenbauwerk selbst, im Eintrittsquerschnitt in den

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nachfolgenden Behalter oder am Tiefpunkt zwischen zwei Behaltem energetisch zu nutzen. Friiher wurden an derartigen Stellen hydraulische Widder, auch StoBheber genannt, eingesetzt. In diesem wird ein groBerer DurchfluB dazu benutzt, einen kleineren DurchfluB auf ein hoheres Niveau anzuheben, wobei diese Forderhohe das 20fache der Triebwasserfallhohe betragen kann. Durch den Stromungsdruck des Triebwassers wird ein StoBventil schlagartig geschlossen und das Triebwasser in einen Windkessel umgeleitet, bis durch die Luftkompression ein Druckgleichgewicht herrscht und gleichzeitig das Triebwasser abgebremst ist. Nun wird uber einen einfachen Regehnechanismus das WindkesselzulaufVentil geschlossen und das StoBventil geoffiiet, so daB das Triebwasser anderweitig abgeleitet wird und wieder beschleunigt. Parallel dazu wird das im Windkessel befindliche Wasser durch die Wirkung der komprimierten Luft in die Steigleitung gepreBt. Hat sich der Windkessel entleert und das Triebwasser seine Geschwindigkeit erreicht, beginnt der Vorgang von neuem. Als RUcklaufsicherung ist in der Steigleitung eine RUckschlagklappe eingebaut. Von Vorteil ist die sehr einfache Anlage mit wenigen Regeleinrichtungen, wodurch diese Anlage auch heute noch in einfachen Betriebsfallen anzutreffen ist; nachteilig ist allerdings die stoBweise Wasserforderung. Bereits seit den zwanziger Jahren werden beispielsweise in Trinkwasserfemleitungen Turbinen zur Stromerzeugung eingesetzt, die in vielen Fallen UberschuBenergie ans Netz abgeben konnen, sofem der Eigenbedarf der Anlage niedriger ist. Auf diese Weise laBt sich bis zu ca. 20 % jener Pumpenergie wieder zuriickgewinnen, die zur Uberbruckung von Hohenunterschieden im Verteilungssystem aufgebracht werden muBte. Ein zusatzlicher Gewinn entsteht, wenn die Stromentnahme aus dem Netz fur den Pumpenbetrieb in Niedrigtarifzeiten und die Stromabgabe durch den Turbinenbetrieb in Hochtarifzeiten erfolgen. Eine derartige Betriebsfuhrung bei Femwasserversorgungen setzt allerdings entsprechend groBe Speicherbehalter fiir die Wassermengenbewirtschaftung voraus [4.21]/[4.22]. Neben gewohnlichen Francis-Turbinen bei groBeren Anlagen gelangen bei kleineren Durchfltissen zunehmend mehr ruckwartsdrehende Standard-Kreiselpumpen (s. Kapitel 14.5.1), gekoppelt mit einem Normmotor als Generator, zum Einsatz, wie beispielsweise in dem in Abb. 4.15 dargestellten Hochbehalter Schonbiihl des Zweckverbandes Landeswasserversorgung, Stuttgart. Besonders bei einem Restleistungsangebot von 30-400 kW haben sich rtickwartsdrehende Kreiselpumpen als eine einfache, technisch iiberzeugende und sichere sowie vor allem wirtschaftliche Alternative empfohlen, da diese infolge der Serienfertigung in der Anschaffung und im Betrieb verhaltnismaBig gtinstig sind [4.23]. Da durch die fiir die Energieeinspeisung ins Netz erforderlichen Anlagenteile (Generatoren, MeB-, Regeltechnik, Transformatoren, Stromleitungen etc.) oftmals mehr als die Halfte der gesamten Investition umfassen, kommen auch Insellosungen in Betracht, zumal die Betriebskosten durch einen geringen Energiezukauf sinken. So wird beispielsweise eine ruckwartslaufende Kreiselpumpe als Turbine, die zum Entsparmen des ankommenden Durchflusses dient, direkt mit einer Kreiselpumpe gleichen Bautyps gekoppelt, die ihrerseits als Drucksteigerung zur Weiterbefbrderung eingesetzt wird. Infolge der direkten Kopplung smd alle Betriebszustande einer derartigen Anlage sehr stabil.


107

Kammer 1 • Kammer 2 i

Abb. 4.15: Riickwartsdrehende Standard-Kreiselpumpen: GrundriB der Energieriickgewinnungsanlage Schonbtihl mit Pumpenquerschnitt [nach 4.24] SchlieBlich sollen auch die weiteren, verwandten Bereiche nicht unerwahnt bleiben, bei denen in vielen Fallen eine zusatzliche Energieausbeute unter Aufbringung eines verhaltnismaBig geringen baulichen und betrieblichen Aufwandes ermoglicht werden kann. Hierzu zahlen beispielsweise [4.21]: - Quellfassungen im Hochgebirge zur Versorgung von Htitten; - aufgelassene Trinkwasserfassungen in Mittel- und Hochgebirgslagen; - Hochwasserrtickhaltebecken; - Schleusensysteme; - Pipelinesysteme zum Transport von gasformigen oder flussigen Medien (Erdgas, Ol, Femwarme etc.); - Abwassersysteme, die aus Griinden der Betriebssicherheit meist hochwassersicher ausgelegt sind; - Bewasserungssysteme; - KtihlsySterne in Kraftwerken, Bergwerken etc. 4.4

Sonderformen der Wasserkraftnutzung

4.4.1

Nutzung der Gezeitenenergie

Die Anziehungskrafte (Gravitationskrafte) der Sonne und des Mondes auf die Erde bewirken zusammen mit der Fliehkraft (Zentrifiigalkraft), die auf die Wasserteilchen infolge der Rotation des Gestimsystemes einwirkt, daB es an den Kiisten der Erde zu Gezeiten kommt, zu Hoch- und Niedrigwasser (Flut und Ebbe) (s. Abb. 4.16). Der Hohenunterschied, der sogenannte Tidehub, kann zur Stromerzeugung geniitzt werden, wobei theoretisch auf diese Weise der gesamte Strombe-

108


darf der Menschheit gedeckt werden lonnte. Dem stehen jedoch technische, okonomische und okologische Griinde je nach Standort entgegen. Periodischen EinfluB haben die Wechselkrafte zwischen Sonne bzw. Mond und Erde. Die Periode einer Tide betragt beispielsweise an der franzosischen Kiiste 12 h 25 min, da die Erde sich im Verlauf eines Tages gleichsinnig mit dem Mondumlauf (29 d 12,75 h - synodische Mondumlaufzeit) um ihre eigene Achse dreht. Nichtperiodischen EinfluB haben vor allem die Erdeigenrotation, die Entfernungs- und Deklinationsanderungen von Sonne und Mond relativ zur Erde sowie die ortlichen Gegebenheiten (Meerestiefe, Verlauf der Kustenlinie, Stromungen, Seismik etc.) und das Wetter (Windstarke, Windrichtting etc.). Da sich bei den Gezeiten die jeweils ortlich unterschiedlichen periodischen und nichtperiodischen Einfltisse iiberlagem, treten beispielsweise an den Ktisten Frankreichs im Mittel taglich je zwei Phasen von Hoch- und Niedrigwasser auf, bei Do-Son im Golf von TonkinA^îetnam dagegen nur je eine. Darliber hinaus andem sich dadurch taglich der Tidehub sowie die Periodendauer. Trans- ^^., tidewellen Tide

Infraschwerewellen

Ultraschwerewellen

Bezeichnung: Langperiodische Wellen eny^

Kapillarwellen

ySch' Schwerewellen,

Erdbeben, Luftdruckunterschiede Auslösend:

Stürme, Wind

ond Sonne, Mond Bestimmend:

Oberflächenspannung

Corioliskraft Schwerkraft

Frequenz [Hz]: Periode:

|10

|10

24 h;' ' 1 2 h ; ^|kMW Geschätzte Energie:

j10 I

10

j10 '5 min

'30 s

10

10

1s

0,1 s

j102

Abb. 4.16: Definition der unterschiedlichen Wellentypen und deren Einfltisse Starkere Hochwasser (Springtiden) stellen sich zweimal mnerhalb der 29 Tage jeweils ein oder zwei Tage nach Voll- bzw. Neumond ein, dann liegen Sonne, Mond und Erde auf einer Verbindungsgeraden und tiben die groBten Anziehungskrafte aus. Die starksten Fluten sind wahrend der Zeit der Tag- und Nachtgleichen (Aquinoktien) im Marz und September zu verzeichnen. Niedrigstwasser (Nipptiden) bei geringen Hohenunterschieden entstehen ein oder zwei Tage nach dem ersten und letzten Mondviertel. Die grol3te Anderung der Anziehungskraft des Mondes erweist sich im Vergleich zu den Gravitationskraften der Erde etwa zu einem Sechsmillionstel, im Vergleich zur Anziehungskraft der Sonne zu siebenmal groi3er. Bei gleichzeitiger groBter Anziehung von Mond und Sonne laBt sich hieraus ein Gezeitenunterschied von ca. 0,60 m ableiten, so daB die im folgenden genannten, weitaus groBeren Tidehiibe eindeutig auf die ortlichen Gegebenheiten zuruckzuflihren sind.


109

Der Tidehub erreicht beispielsweise an den einzelnen Abschnitten der kanadischen Westkiiste (Funday Bay) bis zu 21 m (im Mittel 13,5 m), an der franzosischen Kiiste bei St. Michel/St. Malo 13,5 m (im Mittel 8,1 m), an der Nordseekiiste jedoch nur 5,1 m (im Mittel 3,7 m). In Irland wurde die Gezeitenenergie vermutlich mindestens seit dem 7. Jahrhundert n. Chr. und in England wurde diese nachweislich seit dem 10. Jahrhundert n. Chr. bereits zum Antrieb von Wassermtihlen, sogenannten Flutmtihlen, genutzt (s. a. Kapitel 1.2). Turbinen wurden erstmals Ende des 19. Jahrhunderts zur Ausnutzung dieser Energie eingesetzt; 1913 wurde an der Nordsee bei Husum Deutschlands erste Versuchsanlage errichtet. Weltweit sind heute aber nur wenige Kraftwerke im Betrieb, die diese Bewegungsenergie nutzen. Das bisher groBte Gezeitenkraftwerk wurde 1966 in Nordfrankreich an der Rance-Mtindung bei St. Malo mit 240 MW Leistung in Betrieb genommen (s. Abb. 4.18 und 4.19). Das Prinzip der Gezeitenkraftwerke beruht auf der Ausnutzung des Hohenunterschiedes der Wasserspiegel zwischen einem (kunstlichen) Becken und dem Meer infolge des Tidehubes, wodurch Turbinen angetrieben werden. Kraftwerke dieser Art haben im Vergleich zu Laufwasserkraftwerken den Vorteil, daB sie nicht von der wechselnden Wasserftihrung eines Flusses oder schwankenden Niederschlagen abhangig sind. Nachteilig fur eine permanente Stromversorgung sind jedoch die durch den zyklischen Wechsel der Tiden bedingten periodischen Unterbrechungen in der Stromproduktion, insbesondere bei EinbeckenGezeitenkraftwerken. Da diese Unterbrechungen auch in Spitzenlastzeiten fallen konnen, mussen Gezeitenkraftwerke in einem Verbund mit anderen Kraftwerkstypen betrieben werden, damit eine kontinuierliche Stromversorgung sichergestellt werden kann. Durch zusatzlichen, eventuell auch nur zeitweisen Pumpbetrieb kann ein gewisser Pumpspeichereffekt erzielt werden. Wirtschaftlich sind Gezeitenkraftwerke nur dann, wenn sie ftir hohe Leistungen ausgebaut werden, wobei sie dann allerdings auch hohe Anlagenkosten bedingen und daruber hinaus ein Tidehub von mindestens 3 m im langjahrigen Mittel vorhanden ist. Nach der ortlichen Situation und der daraus folgenden Arbeitsweise unterscheidet man grundsatzlich: - Einbecken-Gezeitenkraftwerke: - bei Ebbe einfach wirkende Kraftwerke ftir die Nutzung bei Beckenentleerung(s. Abb. 4.17a); - bei Flut einfach wirkende Kraftwerke fur die Nutzung bei Beckenfullung; - zweifach wirkende Kraftwerke ftir die Nutzung in beiden Fallen (s. Abb. 4.17b); - Zweibecken-Gezeitenkraftwerke: - einzeln wirkende Zweibeckenanlagen; - zusammenarbeitende Zweibeckenanlagen. Bei den Einbecken-Gezeitenkraftwerken wird die Stromproduktion stets ftir einige Zeit unterbrochen, wobei dieser Zeitabschnitt bei zweifach wirkenden Kraftwerken bereits deutlich reduziert wird. (s. Abb. 4.17a+b). Bei den ZweibeckenGezeitenkraftwerken konnen hingegen durch die zeitlich verschobene Nutzung beider Becken nicht nur ein nahezu ununterbrochener Betrieb erzielt, sondem


110

auch Leistungsschwankungen vermieden werden. Dies wird bei den einzeln wirkenden Zweibeckenanlagen dadurch erreicht, dal3 ein Becken bei Flut und das andere bei Ebbe arbeitet, bei den zusammenarbeitenden Zweibeckenanlagen mit dazwischenliegendem Kraftwerk steht der Wasserspiegel in einem Becken stets iiber dem mittleren Wasserspiegel, jener des zweiten Beckens stets unter diesem. h [m]

(a) 0

Meereswasserspiegel

2

Abb. 4.17:

i Meereswasserspiegel

12 [h] (b Betriebsdiagramm eines Gezeitenkraftwerk fur eine Tide (12 h 25 min): a) fiir ein einfach wirkendes Kraftwerk [4.1]; b) ftir doppelte Kraftnutzung am Beispiel des Rance-Gezeitenkraftwerkes (T Turbinenbetrieb, F Fiillung, S Stillstand, E Entleerung) [nach 4.25]

4

6

8

Alle genannten Typen konnen mit einer Pumpspeicherung kombiniert werden, wobei durch Pumpen bei Erreichen der Spiegelgleichheit zwischen Meeres- und Landseite eine noch hohere Fiillung des Flul3beckens herbeigefuhrt wird. Entsprechendes gilt fur die umfassendere Entleerung. Durch die kiinstliche Erhohung des Beckenwasserspiegels vergroBem sich das fiir die Turbine im Entleerungsfalle nutzbare Wasservolumen und mit diesem die mittlere Fallhohe. Die verfugbare Energie ist proportional der Beckenoberflache und dem Quadrat des Tidehubes. Entleert man zusatzlich die landseitige Bucht mit Tieferlegung des niedrigsten Beckenwasserspiegels, steht mit Einsetzen der Flut ein groBeres Fiillvolumen bei wiederum angehobener, mittlerer Fallhohe zur Verfugung. Eine derartig verstarkte Energieausbeute erweist sich um so vorteilhafter, je billiger der Pumpenstrom ist, also wahrend der Schwachlastzeit aus dem Versorgungsnetz bezogen werden kann. Werden in einer emzigen Maschine Turbine und Pumpe vereinigt, wie es die modemen Pumpenturbinen vorzeichnen, ergeben sich mehrere Betriebsvarianten, die j e nach den Randbedingungen hinsichtlich Wassermassen, Hohenunterschied, Stromungsrichtung, Strombedarf und Stromverfiigbarkeit eine Optimierung der Stromgewinnung gestatten. Aus dem Verlauf der Tidewelle - in der vereinfachten Annahme eine SinusFunktion - laBt sich nun der Wasserspiegel h(t) berechnen: h(t) = HTwsm{m't)

[m]

(4.1)

h(t) Wasserspiegelhohe zum Zeitpunkt t [m] HTW Amplitude der Tidewelle [m] 0) Wellenfrequenz: 6; = 2 - ; T / r [s"^] T Wellenperiode [s] Der fiir die Ermittlung des erreichbaren Leistungsmaximums und des jahrlichen Arbeitsvermogens des einfach wirkenden Kraftwerkes (s. Abb. 4.17a) notwendige


111

durchschnittliche DurchfluB einer Beckenentleerung ergibt sich bei einer Vereinfachung der Beckenbegrenzungen zu:

QÂJfn^

[mVs]

(4.2)

'a

woraus sich mit (2.11) die Hochstleistung P„jax fur das Gezeitenkraftwerk ergibt: P.ccc=9,81-r],ot'Q'hâ.

[kW]

(4.3)

Ay^> Beckenoberflache [m^] ta Turbinenarbeitszeit [s] 7]tot Gesamtwirkungsgrad der Anlage (jjôt ^ 0,70-0,75) [-] Daraus lai3t sich mit der Gleichung (2.15) das Arbeitsvermogen Ea des Gezeitenkraftwerkes ftir den Zyklus von ^ = 0 bis t = ta berechnen. Naherungsweise kann der DurchfluB Q(t) hier auch als konstant betrachtet werden. Das Jahresarbeitsvermogen Ea wiederum kann man iiberschlagig durch Multiplikation des Arbeitsvermogens einer Tideperiode mit der Anzahl jahrlicher Tideperioden ermittehi (8.760 h/Jahr /12,42 h/Tideperiode = 705 Tideperioden/Jahr). Untersucht man das theoretische Arbeitsvermogen Ea,theo einer Tideperiode, so laBt man die Wirtschaftlichkeit der Nutzung und jeglichen Verlust auBer acht. Geht man von dem allgemeinen Fall aus, daB die Beckenoberflache A^ eine veranderliche Funktion A^^, (h) der Wasserspiegelhohe h ist und im Becken ein Volumen Fgespeichert werden kann, so ergibt sich bei der vollen Nutzung einer Tideperiode - d. h. bei der theoretischen Annahme des plotzlichen, vollstandigen Entleerens bei Ebbe eines in der Flutperiode voUstandig geflillten Beckens und des plotzlichen Fiillens bei Flut - das theoretische Arbeitsvermogen: 2Ho â.theo ~ ^ '

3600

2'Ho' JA(h)' dh

^^'4'Ho'V 3600

[kWh]

(4.4)

Eajheo theoretisches Arbeitsvermogen [kWh] Das theoretische Jahresarbeitsvermogen Eajheo ergibt sich analog wiederum durch Multiplikation mit der Anzahl jahrlicher Tideperioden. Der Wirkungsgrad ;; der effektiven Nutzung setzt sich aus dem Gesamtwirkungsgrad rjtot und der zeitlichen Verfiigbarkeit zusammen und kann aufgrund der allgemeinen Erfahrungen nach MOSONYI [4.1] mit rj^ 0,30 angesetzt werden. Daraus folgt, daB das effektive Arbeitsvermogen Ea,eff eines Gezeitenkraftwerkes mit Ea,eff = r| • Eajheo ^0,30'

Ea,theo

[kWh]

(4.5)

Ea,eff effektives Arbeitsvermogen [kWh] abgeschatzt werden kann. Mit der Planung und Ausfiihrung des ersten groBen Gezeitenkraftwerkes La Ranee in der Welt, dem mehrere Versuchsanlagen vorausgegangen waren, verfolgte die Electricite de France die genannte Zielsetzung der Leistungssteigerung durch zusatzlichen Pumpbetrieb. Die Einweihung erfolgte im Jahr 1966. Fiir die imposante Anlage wurde das MUndungsbecken des Flusses Ranee vor St. Malo

112


(Normandie) an der Kanalkiiste mit 22 km^ Oberflache und 20 km Lange bis zur fluBaufwartsgerichteten FluBschleuse St. Chatellier bei Dinan ausersehen (s. Abb. 4.18). Zwischen den Meeresspiegellagen ± 0 m u. NN und 13,5 m ii. NN kann hier ein Volumen von 184 hm^ genutzt werden. Zum Zeitpunkt der Tag- und Nachtgleichen (Aquinoktien) im Fnihjahr und Herbst, bei Springtide, betragen der Durchflui3 bis zu 18.000 mVs und die maximale Stromungsgeschwindigkeit 2,5 m/s. Die Gesamtanlage des Gezeitenkraftwerkes (s. Abb. 4.18 und 4.19a), die Schleuse, Krafthaus, Erdschtittdamm und nach einer Felseninsel ein Wehrbauwerk mit sechs DurchlaBoffiiungen einschlieBt, erstreckt sich senkrecht zur Hauptstromungsrichtung tiber eine Lange von 750 m. Diese Lage wurde auch dadurch begiinstigt, dal3 im MUndungsbereich der Ranee zahlreiche Felsspome einen Schutz gegen schwere Sturmfluten bilden. Unter dem niedrigsten Meereswasserspiegel reicht die Wassertiefe 12 m bis zur FluBsohle herab, die sich bei der vorerwahnten Springtide auf 25,5 m erhoht.

Abb. 4.18: Lageplan der Rance-Bucht [nach 4.25] Die am linken FluBufer befindliche Kammerschleuse zur Aufrechterhaltung der Schiffahrt hat eine Lange von 65 m und eine Breite von 13 m. Hieran schlieBt sich das 370 m lange Kraftwerksgebaude an, das 24 Maschineneinheiten von je 10 MW installierter Leistung beherbergt (s. Abb. 4.19b). Die Versteifung der AuBenwande gegen den mit den Gezeiten wechsehiden Wasserdruck erfolgt durch


113

beiderseitige Strebepfeiler im Abstand von 13,3 m. Zwischen deren Fundamenten verlaufen die rohrformigen Triebwasserleitungen, in die jeweils die horizontalachsigen Kaplan-Rohrturbinen mit oberwasserseitigem, in einem bimenformigen Stahlgehause untergebrachtem Generator installiert sind. Der Abstand zwischen den beiden fluBseitigen bzw. meeresseitigen Rohrenden betragt 53 m. Die Rohrsohle befindet sich ca. 10m unterhalb des Niedrigstwasserspiegels. Der Rohrquerschnitt ist an der Eintritts- und der Austrittsoffhung ca. 100 m^ groB. Gerade fur Gezeitenkraftwerke erweisen sich die Rohrturbinen als besonders vorteilhaft. Durch den Wegfall von Einlaufspirale und Saugrohrknie, die bei senkrecht angeordneten Maschinen notwendig sind, ergeben sich infolge der gestreckten Triebwasserfiihrung stromungstechnische und bauliche Vorzuge. Bereits eineinhalb Jahrzehnte vor der Fertigstellung des Gezeitenkraftwerkes Ranee wurden Studien fiir die Ausfuhrung der Rohrturbinen-Maschinensatze aufgenommen, die sich fur Turbinen- und Pumpenbetrieb gleichzeitig eignen sollten. Prototypausfiihrungen wurden in verschiedenen franzosischen FluBkraftwerken bis hin zu einer Versuchsanlage in einer aufgelassenen Seeschleuse am Hafen von St. Malo, hier mit wechselnden Stromungsrichtungen und Salzwassereinwirkung, untersucht. Die hinsichtlich Werkstoffgute, Konstruktion und Turbinen-ZPumpenbetrieb mit wechsebiden Stromungsrichtungen optimierten 24 Maschineneinheiten haben einen Laufraddurchmesser von 5,35 m (4fltigeliges Laufrad) und eine Drehzahl von 94 U/min. Jede Rohrturbine libemimmt sechs verschiedene Funktionen, indem sie in beiden FlieBrichtungen als Turbine, als Pumpe und als DurchlaBorgan betrieben wird, wobei in der tJbergangszeit zwischen Ebbe und Flut der zweimalige Pumpenbetrieb bei 2 m manometrischer Forderhohe die Energieausnutzung verbessert. Die nutzbare Fallhohe liegt bei Ebbe und Flut je nach dem Gezeitenablauf zwischen 3 und 11m, das Netto-Regelarbeitsvermogen belauft sich aufca. 550 GWh. (a)

Meer Schleuse Kraftwerk (6 Gruppen zu je 4 Turbinen)

rechtes Ufer

b

Abb. 4.19: Rance-Gezeitenkraftwerk: a) Lageplan der AbschluBstelle, b) Schnitt durch das Kraftwerk, c) Schnitt durch das Regulierwehr [nach 4.25]

114


Der dem Kraftwerksgebaude folgende, bis zur Felseninsel sich erstreckende Erdschtittdamm ist 162 m lang und weist einen Betonkem als Innendichtung auf. Die restlichen FluBoffnungen zwischen Felseninsel und rechtem FluBufer iiberspannt ein Stauwehr (s. Abb. 4.19c). hi dessen sechs Offtiungen sind 10 m hohe und 15m breite Rollschiitzen eingebaut, die beidseitig gegen den Wasserdruck abdichten und im taglichen Betrieb die Rance-Bucht schneller fiillen und entleeren, damit die Fallhohe fiir die zeitlich abgestufte Wasserkraftnutzung vergroBem. Bei einem hochsten Unterschied zwischen den Wasserspiegeln un FluBbecken und des Meeres stromen durch die Wehroffiiungen insgesamt rund 5.000 mVs. Trotz dieser ErganzungsmaBnahmen, durch zusatzlichen Pumpenbetrieb und schnellere Fiillung bzw. Entleerung mittels der Rollschiitzen eine verbesserte Energiegewinnung zu erzielen, erfahrt die Stromerzeugung eine tagliche zweimalige Unterbrechung, da die Fallhohe ftr den Turbinenbetrieb mindestens 3 m betragen muB (s. Abb. 4.17b). Die Zeitpunkte dieser Unterbrechungen verlagem sich infolge der vom Mond abhangigen Gezeitenfolge taglich um ca. 50 min. und bedingen eine unregehnaBige Energieverfligbarkeit im Gegensatz zu FluBkraftbzw. Laufwasserkraftwerken. Im Rtickblick auf die nunmehr Jahrzehnte umfassenden Betriebserfahrungen hat sich das Gezeitenkraftwerk Ranee bestens bewahrt und seine Funktionstuchtigkeit bis zum heutigen Tage unter Beweis gestellt. Mit dem Erfolg dieses Gezeitenkraftwerkes setzte weltweit der Bau groBerer Anlagen an geeigneten Meereskiisten ein. Beispielsweise sei das russische Gezeitenkraftwerk Kislogup am WeiBen Meer bzw. an der Barent-See mit Nutzfallhohen zwischen 1,3 und 3,0 m sowie einer installierten Leistung von 0,8 MW genannt, das ganzlich aus Betonfertigteilen errichtet worden ist [4.26]. In China folgten Pilotanlagen mit bis zu 4 MW Leistung. Welches Tidenpotential entlang der einschlieBlich der Inseln rund 14.000 km langen Meereskuste Chinas vorliegt, zeigt die Zusammenstellung in Tabelle 4.2, wobei etwa 500 Standorte fiir die Energieerzeugung aus den Gezeitenkraften ausfmdig gemacht wurden, fur die insgesamt 110.000 MW installierter Leistung und 270Mrd.kWh elektrischer Stromerzeugung geschatzt werden. Die erste Pilotanlage Jiangxia wurde in der Provinz Zhejiang Anfang der 80er Jahre erstellt. Sie weist sechs Rohrturbinen mit Kapselgenerator zu je 0,5 MW auf, die einen Tidehub von bis zu 8,0 m abarbeiten. Das durch ein 686 m langes Sperrbauwerk abgeschlossene FluBbecken faBt 4,97 Mio. m^, die jahrliche Gesamtstromerzeugung erreicht rund 11 Mio. kWh. Tabelle 4.2: Regionale Verteilung des Gezeiten-Energiepotentiales in China [4.27] ErschlieBbares Stromerzeugungspotential in Gezeitenkraftwerken [Mrd. kWh/Jahr] 275,16 1 China insg. 1 Zhejiang 114,6 108,1 I Fujian 1 Shandong 16,5 1 Guangdong 13,3 1 Liaoning 11,3 10,9 || andere

Anteil der Regionen am Gesamtpotential [%] 100,0 41,6 39,4 6,0 4,87 4,3

3^8

1


115

Nach weiteren Pilotanlagen, z. B. das Gezeitenkraftwerk Baishakou (Provinz Shandong) mit 0,96 MW, werden derzeit drei GroBprojekte verfolgt. Es handelt sich um Anlagen an den FluBmilndungen Qiantang bei Hangzhou mit den Kraflwerksdaten 4500 MW und 18,65 Mrd. kWh/Jahr sowie um den Yangtse bei Schanghai mit 800 MW und ca. 3,4 Mrd. kWh/Jahr und schlieBlich um die Quegmg-Bucht (Provinz Zhejiang) mit 550 MW und 2,34 Mrd. kWh/Jahr. Im Jahre 1984 wurde an der Westkiiste Kanadas das erste Gezeitenkraftwerk auf dem amerikanischen Kontinent in Betrieb genommen. Dieses Projekt AnnapolisRoyal auf der Halbinsel Nova Scotia ist als Prototyp mit der Aufgabe zu verstehen, das Betriebsverhalten einer sehr groBen Straightflow- bzw. Straflo-Turbine mit Kranzgenerator und mit einem Laufraddurchmesser von 7,6 m zu priifen sowie die Einsatzmoglichkeiten derartiger Maschinen far groBe FluB- und Gezeitenkraftwerke zu erkunden. Hier bietet sich ftir eine ErschlieBung der Gezeitenenergie die Bay of Fundy mit den groBten Gezeitenunterschieden der Welt an. Die Hauptdaten der Pilotmaschine gehen aus der nachfolgenden Tabelle 4.3 hervor und unterstreichen die auBergewohnlichen Einzelabmessungen und die bedeutsamen maschinentechnischen KenngroBen. Insbesondere sind die maximale Fallhohe von 7,1 m, der in der Stromungsrichtung wechsebide DurchfluB von 378 mVs Salzwasser bei einer 5,5 m betragenden Nennfallhohe, femer die installierte Maximalleistung von 19,9 MW und die geschatzte Jahresstromerzeugung von 50 Mio. kWh hervorzuheben; die jahrliche Verfligbarkeit betragt 99 %. Derzeit nutzt die Turbine nur die Fallhohe bei Ebbe aus und ist somit durchschnittlich nur 2 x 5 Stunden pro Tag in Betrieb. Tabelle 4.3: Hauptdaten der Annapolis-Turbine [4.28] 1 Laufraddurchmesser 1 Anzahl der Laufschaufeln/Leitschaufeln 1 normaler Fallhohen-Betriebsbereich 1 Nennfallhohe/maximale Fallhohe 1 Leistung bei Nennfallhohe/Maximalleistung 1 Wasserstrom bei Nennfallhohe 1 Wirkungsgrad bei Maximalleistung 1 Nenndrehzahl/Durchgangsdrehzahl [jahrliche Energieerzeugung

7,6 m

1

4/18 1,4-6,8 m 5,5/7,1 m 17,8/19,9 MW 378 mVs 89,1 % 50/98 U/min ca. 50 GWh

|

Das Gezeitenkraftwerk Annapolis mit dem 46,4 m langen Kraftwerksgebaude und dem 15,5 m auf 15,5 m groBen Turbmeneinlauf befindet sich am Unterlauf des gleichnamigen Flusses auf einer 8 ha groBen Insel, an die em 225 m langer Erddamm anschlieBt. Dieser wurde bereits 1960 errichtet, um das Hinterland mit seinen landwirtschaftlichen Anbauflachen vor tJberflutungen zu schiitzen. Das zugehorige Stauwehr mit mehreren Offiiungen, die durch Regulierschiitzen von je 9,2 m Breite und 7,3 m Hohe verschlossen werden konnen, reguliert den DurchfluB. In Verbindung mit dem 24 Jahre spater errichteten Gezeitenkraftwerk dient die Stauanlage bei Flut zu der den Turbinenbetrieb erganzenden FUllung des fluBseitigen Staubeckens, wahrend bei Eintritt der Ebbe allein die Turbine den WasserabfluB besorgt und so elektrischer Strom erzeugt wird (Konzept der Einfachwu*kung). Die Spiegeldifferenz der Gezeiten schwankt zwischen 8,7 m bei Spring-

116


flut und 4,4 m bei Nippflut. Der durchschnittliche Tidehub betragt 6,4 m. Die nahezu eingehaltenen Baukosten des in drei Jahren erstellten Gezeitenkraftwerkes Annapolis beliefen sich auf 46 Mio. Kanadische Dollar. Die bisherigen Betriebserfahrungen sind auBerordentlich ermutigend, so dal3 derzeit weitgehende Wirtschaftlichkeitsstudien angestellt werden, die in der nachfolgenden Tabelle 4.4 erwahnten drei moglichen Standorte von Gezeitenkraftwerken innerhalb der Fundy-Bucht zu erschlieBen. So werden beispielsweise fur das Cumberland Basin 42 Straflo-Turbinen in Betracht gezogen. Tabelle 4.4: Mogliche Gezeitenkraftwerksstandorte innerhalb der Fundy-Bucht [4.28] Shepody Bay Cumberland Basin CobequidBayl 16 m 14,5 m iNaturliche Fallhohen: maximal 14,5 m 7m minimal 6,5 m 6m Durchschnitt 9m 11m 10 m iNaturlicher Wasserstrom (maximal): 185.000 mVs 54.000 mVs 60.000 mVs 3.200 MW IPotential: Leistung 920 MW 795 MW 10.374 GWh 1 2.352 GWh 1 jahrliche Energieerzeugung [ 2.967 GWh

Nachdem die Nutzung von Meeresbuchten fur Gezeitenkrafhverke einige Einschrankungen vor allem fur die Schiffahrt sowie die Umwelt mit sich bringt, werden in den letzten Jahren vor allem in GroBbritannien einige Offshore-Projekte im kUstennahen Bereich verfolgt, die nicht derartigen Restriktionen unterliegen. Hierbei ist geplant, hi Gebieten mit nicht zu groBer Wassertiefe und gleichzeitig ausreichend groBem Tidehub kiinstliche Becken mit emer dazwischen liegenden Kraftwerkseuiheit zu errichten. So wird beispielsweise seit langerem im Bereich der Severin-Mundung entlang einem 16 km langen Kiistenstreifen ehi Gezeitenkraftwerk mit 8.000 MW mstallierter Leistung heftig diskutiert. 4.4.2

Nutzung der Meeresstromung

In der weiteren Folge der rasanten Entwicklung der Windenergienutzung ist auch die Nutzung der durch die Gezeiten verursachten, regelmaBig ablaufenden Meeresstromungen mit ihren zum Teil enormen Massenbewegungen und daraus resultierenden Kraften in das energiepolitische Blickfeld gekommen. Exemplarisch sei der Golfstrom genannt, der mehr als 80 Mio. m^/s Wasser an Miami/USA vorbeitransportiert. Erste Untersuchungen haben ergeben, daB fiir eine wirtschaftliche Ausbeutung dieser Ressource erne Stromungsgeschwindigkeit von 1,5-2,5 m/s sowie Wassertiefen von 20-35 m optimal smd. Derartige Bedingungen herrschen Uberwiegend in kUstennahen Gebieten, wo das Wasser durch die natUrlichen Konturen in bestunmten Bahnen gelenkt wu-d. Von Vorteil ist, daB diese Stromungen verhaltnismaBig gleichmaBig und damit gut vorhersagbar smd. Eine erste Pilotanlage mit einer Meeresstromungsturbme mit emem 11m groBen Rotor ist seit 2003 1,5 km vor der KUste von GroBbritannien nahe Lynmouth (Norddevon), 100 km westlich von Bristol, bereits m Betrieb und besitzt erne Leistung von 350 kW bei 20 Umdrehungen pro Minute. Die Einheit ist an euien Stahlpfeiler mit 2,1 m Durchmesser, 42,5 m Hohe und 801 Gewicht montiert, der


117

im Meeresboden mittels einer Felsbohrung und BetonverguB fundiert wurde. Dieser hohle Stahlpfeiler endet Uber der Meeresoberflache, so daB tiber eine darauf montierte Plattform der Zugang moglich ist. Zu Wartungs- und Reparaturzwecken kann die aus Rotor und Generator bestehende Emheit hydraulisch liber die Wasseroberflache gefahren werden. Fiir die Energieableitung sind Seekabel vorgesehen. Fur die nachste Entwicklungsphase ab Ende 2006 sind Prototypen mit zwei nebeneinander, beidseits des Pfeilers angeordneten Rotoren und insgesamt 1,2 MW installierter Leistung vorgesehen. Auch an rund 100 weiteren europaischen Standorten sind ahnliche „Seaflow"Kraftwerke unterschiedlichster Bauart geplant. Das an den entsprechenden Kiistengewasem realisierbare elektrische Potential wird derzeit auf ca. 70 TWh/a geschatzt, wobei von Bedeutung ist, daB aufgrund des erheblichen Dichteunterschiedes von Luft und Wasser eine Meeresstromungsturbine pro m^ Rotorflache eine ca. achtfach hohere Leistung als eine Windkraftanlage erzeugen kann. Trotz der teilweise verbreiteten Euphoric zur Nutzung dieser bedeutenden Energiequelle birgt diese aber auch einige Gefahren in sich, Zum einen konnen die moglicherweise negativen Einfliisse auf das marine Okosystem durch z. B. die unter Wasser drehenden Rotoren, die Larmemissionen etc., heute nur unzureichend emgeschatzt werden. Zum anderen ist iiberhaupt nicht absehbar, inwieweit der Energieentzug aus dem gesamten Meeresstromungssystem weitreichende Folgen bis hin zu einer massiven Veranderung desselben verursachen kann. 4.4.3

Wellenenergienutzung

Verschiedene Ursachen bewirken die Entstehung von Wellen in oberflachennahen Zonen groBer Wasserflachen, wobei der Wind neben den Gezeiten und seismischen Aktivitaten unter anderem dominiert (s. a. Abb. 4.16). Besonderen EinfluB auf die Art des Seeganges haben vor allem die Windgeschwindigkeit, die Streichlange des Windes und dessen Dauer. Die statistische Aufbereitung einer Seegangsaufzeichnung liefert bestimmte Wellenverlaufe, ftir die verschiedene theoretische Losungsansatze mit unterschiedlichen Geltungsbereichen (vor allem beziiglich der Wassertiefe) bestehen, auf die an dieser Stelle nicht weiter eingegangen wird. Die in einer Welle enthaltene Energie besteht aus einem potentiellen und einem kinetischen Anteil. Der potentielle Anteil ergibt sich aus der Schwerpunktverschiebung der Wassermasse aus der Ruhelage infolge der Wellenbewegung. Der kinetische Anteil ist eine Folge der am Ort verbleibenden Orbitalbewegung (Kreis- oder Ellipsenbahnen) der Wasserteilchen. Durch Anwendung der linearen Wellentheorie laBt sich der Energiegehalt einer Welle ermittehi, wobei sich zeigt, daB die beiden Anteile gleich groB sind [4.29]: E^,=E,Ê,=—^^p^'g'b'H''L Ewe b H L

Wellenenergie Breite, in der Regel Einheitsbreite b=\m Wellenhohe Wellenlange

[Wh]

(4.7) [Wh] [m] [m] [m]

118


Die Wellenleistung erhalt man aus dem Produkt der auf eine vertikale Ebene wirkenden Kraft und der Stromungsgeschwindigkeit durch diese Flache hindurch. Im Tiefwasser, d/L > 0,5 (mit der Ruhewasserspiegelhohe d), ergibt sich diese pro Breiteneinheit zu: P = ^^^-^'H''T

= H''T

(4.8)

[W/m]

32-71

Aus der nachfolgenden Abb. 4.20 kann der Leistungsinhalt einer Welle im Tiefwasser abgelesen werden; als Beispiel ist die Leistmig einer typischen Welle der Nordsee eingetragen. Die Energie der Meereswellen kann auf unterschiedliche Art und Weise zur Energiegewinnung genutzt werden. Es muB dabei beriicksichtigt werden, daB es infolge des stochastischen Energieangebotes eines Wandlers bedarf, der iiber alle Leistungsbereiche hinweg mit einem hohen Wirkungsgrad arbeitet. Des weiteren muB bei alien Anlagen die groBte zu erwartende Welle bei deren Konstruktion berucksichtigt werden, damit am Bauwerk keine Schaden auftreten. Ein weiterer Punkt ist die Aggressivitat des Seewassers und des daraus resultierenden Seeklimas, die die Verwendung geeigneter korrosionsfester Materialien bedingen.

Beispiel: Nordsee mittlere Wellenhohe = 1,52 m Wellenperiode T = 6,42 s WellenlangeL = 64,4 m 2

5

10

20

50

100

200

500

1000

Leistung P einer Welle [kW/m]

Abb. 4.20: Wellenleistung im Tiefwasser {d/L > 0,5) [nach 4.29] Die zur Zeit bekannten Energiewandlersysteme lassen sich zum einen nach dem Anteil der Energie, die sie tiberwiegend nutzen, einteilen und zum anderen nach dem Prinzip der Energieumwandlung: - Ausnutzung des potentiellen Energieanteiles: - Profilveranderung der laufenden Welle; - Druckschwankungen unterhalb der Oberflache. - Ausnutzung des kinetischen Energieanteiles: - Orbitalbewegung der Wasserteilchen; - longitudinale Bewegung der Wasserteilchen im flachen Wasser.


119

Dartiber hinaus ist eine Klassifizierung nach dem technischen Wandlerprinzip moglich, wobei nur die primaren Wandler einbezogen werden konnen. Es sind dies die hydraulische Turbine, die pneumatische Turbine, der Hydrozylinder bzw. die Pumpe sowie mechanische Systeme, deren Typen in der Fachliteratur ausreichend beschrieben sind. Die groBte Bedeutung unter den Anlagen zur Wellenenergiegewinnung wird jenen beigemessen, die auf dem Prinzip der schwingenden Wassersaule basieren. Es handelt sich dabei um eine hydraulische Turbine, die den potentiellen Energieanteil ausniitzt und aus einer nach unten offenen Kammer besteht, in der eine Wassersaule und damit eine Luftsaule auf und ab schwingen. Je nach Konstruktionstyp treibt das Wasser dhêkt oder indirekt die Turbine an, wobei derzeit dem indirekten Antrieb Uber die Luftsaule eine hohere Prioritat bei den Forschungsaktivitaten beigemessen wird, da die Stromungsgeschwindigkeiten hier groBer sein und die Lebensdauer hoher angesetzt werden konnen. Entscheidend ist jedoch bei alien Anlagen, daB zum einen der Wirkungsgrad Uber einen groBen Wellenfrequenzbereich und in beiden Schwingungsrichtungen moglichst groB sein sollte. Unterschiedliche Typen sind in Abb. 4.21 dargestellt.

a) Babintsew 1974 Kompressioi

[[]-Generator i\ (s. Kapitel 6), sowie des FlieBwechsels von stromendem zu schieBendem AbfluB naherungsweise zu: z = hj-h2

[m]

(5.8b)

mit

a = l-(J^b!)/b

[-]

(5.9)

und damit die Verlusthohe Kp des Pfeileraufstaues zu:

v|-v/ 2g

Ki

[m]

(5.10)

Stauhohe Verbauungsverhaltnis Gerinnebreite im verbauten Querschnitt Gerinnebreite (unverbaut) Pfeilerformbeiwert s. Abb. 5.1 lb Pfeilerverlust

a b 5 Kp V

[

2

V ^ v ^7^

2g

2g

1

? — zT

i /

v2

5Z 2 ~=~

2g

h2

•

v2

V

h2

^

(1)

(2)

C

v1

1 '•-

b

v2 C

a

v,p :

v2

V

/ ^

h1 v 1

Schießen

^~^~-~^-_ ^

Strömen h1

V

^

*-

[m] [-] [m] [m] [-] [m]

SH|

;

1

b

6 = 3,90 2,10

1,45

2,87

1,53

1,00

1,32

0,81

0,55

1,19

1,00

0,81

Abb. 5.11: Pfeilerstau: a) Definitionsskizze bei stromendem AbfluB; b) Pfeilerformbeiwerte (5'[nach 5.8] Ebenso treten bei Verzweigungen oder Abzweigen Verluste infolge der Stromungsbeeinflussung auf, die sogenannten Verzweigungsverluste h^^, die insbesondere von der Gerinneform und der AbfluBart abhangig sind. Fur die bei Einlaufbauwerken sehr haufig anzutreffenden Rechteckgerinne (s. Abb. 5.12) lassen

5 Wasserfassung

139

sich die Wasserspiegelhohen bzw. Abflusse aus der Energiegleichung (2.6) berechnen zu:

hE=hWl2g

= h+

Q'l[2g'h''b') [m]

(5.11)

mit der Verlusthohe Kza bzw. /Zv.zj und dem Verlustbeiwert Qa bzw. Qd fur Verzweigungen (s. Tabelle 5.2): hv,zi=Zzr—K,zi Qi

(5.12)

[m]

Verzweigungsverlust im Abzweig/Hauptgerinne Verzweigungsverlustbeiwert s. Tabelle 5.2

[m] [-]

t

Av2/2g

b

Q

h T

(b)

A

• •

\ y - - - - - - - - - - - - - - - - - v 2/ 2 g J

1- h

Q

hE,d

v

X. ^v

\.^ \ Q-x \ v a2/2g

SH

Abb. 5.12: Verzweigungsverluste in Rechteckgerinnen: a) GrundriB, b) Seitenansicht Tabelle 5.2: Verlustbeiwerte Qa bzw. Qd fur Verzweigungen von Rechteckgerinnen [5.10]

e/e 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9

1 1,0

40° 0,296 0,296 0,316 0,347 0,405 0,468 0,545 0,636 0,741 0,854 0,980

50° 0,440 0,442 0,458 0,484 0,524 0,572 0,636 0,706 0,792 0,882 0,980

Ca Verzweigungswinkel 5 70° 80° 90° 60° 0,602 0,980 0,783 1,200 0,593 0,755 0,923 1,104 1,017 0,591 0,736 0,874 0,607 0,730 0,840 0,954 0,628 0,734 0,820 0,904 0,662 0,814 0,870 0,744 0,708 0,763 0,824 0,858 0,763 0,810 0,844 0,865 0,832 0,882 0,888 0,861 0,904 0,927 0,927 0,918 0,980 0,980 0,980 0,980

Czd

100° 40°^100° 0,440 1,432 0,340 1,278 1,145 0,246 1,048 0,160 0,963 0,076 0,907 0,004 0,876 -0,054 0,868 -0,084 0,888 -0,092 0,927 -0,600 0,980 0,000

Fiir Gerinne, die keinen Rechteckquerschnitt aufweisen, koimen die oben in Tabelle 5.2 aufgefiihrten Werte nur liberschlagig verwandt werden, da es ftir diese Gerinne keine verallgemeinerten Berechnungsansatze gibt. Es ist daher empfehlenswert, zur Verifiziemng der Ergebnisse einen Modellversuch durchzufiihren.

140

5 Wasserfassung

Wird das Entnahmebauwerk in einer Kriimmung angeordnet, so sind die durch diese Stromungsbeeinflussung resultierenden Verluste noch zusatzlich zu berucksichtigen. Da diese Anordnung bei Wasserfassungen selten anzutreffen ist, wird an dieser Stelle fur die Berechnung der Energiehohenverluste infolge der Kriimmung auf die Kapitel 6 und 8 bzw. 9 verwiesen. Im Einlaufquerschnitt der unterschiedlichen Entnahmeformen, vor allem bei der Seitenentnahme, befmden sich in vielen Fallen Einbauten, die den AbfluB und den Geschiebeeintrag steuem sollen und gleichzeitig Verluste erzeugen. Eine der wesentlichen Entnahmeformen stellt die senkrecht angestromte Entnahme mit freier Oberflache Uber einen uberstromten Wehrkorper dar, der auch beweglich als VerschluB ausgebildet werden kann, oder Uber eine Sohlschwelle. Wird bei einem AbfluB Uber einen Wehrkorper oder ahnlichem der AbfluBvorgang, d. h. die Uberstromung nicht beeintrachtigt und damit der Oberwasserstand durch das Unterwasser nicht beeinfluBt, so bezeichnet man den Uberfall als voUkommen, im anderen Fall als unvollkommen (s. Abb. 5.13a); er wird allgemein fur Rechteckgerinne vereinfacht berechnet zu: (5.13)

[mVs]

Q =

-'[iu'C'bu

/jji c

Uberfallbeiwert (s. Tabelle 5.3) [-] Korrekturbeiwert: fiirvollkommenenUberfall: c= \ [-] fur unvollkommenen Uberfall s. Abb. 5.13b Breite der Uberfallkrone [m] Uberfallhohe [m]

bii hji

1,0

t

1

hü'/hü|

::::;3

0,8

2\

4 N

\5 h '

0,6

UW bei unvollk. Überfall

1 f

UW bei vollk. Überfall

~n breitkronig

2 y/^\

dachförmig

3 r^\

rundkronigh ü /w=1

0,4

Qa

4 ru ndkronig hü/w N ^ ^ \ v\ \ \A \^v^ \s \\\ \ \ \ \ \^ ^\ a^ \ c c^

0,8

4 •5° _

0,6

\

5 6

8

â

1,0

— P= 15

0,8 0,7

h/a = ^2,5 3 3,5 4

(b)

n
, ^

Trommelwehr

Drucksegment

Klappe

^ \ Schlauchwehr

Zugsegment

Kegelstrahlschieber

Bewegung während der Umströmung Abb. 5.26a: VerschluBarten: Betriebsverschlusse I: Wehre und Tiefschiitze Bei Entnahmeanlagen an stehenden oder flieBenden Gewassem (s. Abb. 5.1), die sich wie beschrieben unter der Wasseroberflache befinden, ist dbekt vor oder hinter dem Einlaufrechen stets mindestens ein VerschluB, in vielen Fallen noch zusatzlich ein zweiter fur Notfalle, angeordnet. Bei den Einlaufschutzen handelt es sich um Tiefschiitze, die meist als Hub-, seltener als Segmentschiitze ausgebildet werden und die rundum abgedichtet sind. Da das Offiien der Schiitze bei einer entleerten Triebwasserleitung, z. B. infolge einer Revision, zu starken Druckschwankungen und damit zu Schaden an der Anlage fiihren wiirde, mui3 die entleerte Triebwasserleitung mittels eines zusatzlich vorgesehenen Zuflusses vor dem Offnen des Schiitzes gefullt werden.

5 Wasserfassung

BETRIEBSVERSCHLÜSSE Tore Sperrwerke

161

REVISIONS- UND NOTVERSCHLÜSSE

Schleusen

Rollenschütz

Stemmtor

Nadelwehr

Segment

Klapptor

Dammbalken In 1

[U 1

Schiebetor

Ein- und ausschwimmbare Verschlüsse

Hub-Senk-Tor

n

0'

"

*'

1^

~E Sonderkonstruktion

-r

Segmenttor

4

'

^

^-^ 1

Gleit- und Ro)llenschütz

^

Schiebetor

-^ Uj

^

_

Klappe

n ^

Bewegung im ruhenden Wasser

5Zr

Bewegung in der Regel im ruhenden Wasser

Abb. 5.26b: VerschluBarten: a) Betriebsverschlusse II: Tore; b) Notverschlusse Neben den Einlaufschiitzen zum AbschluB der Triebwasserleitung direkt im Bereich der Wasserfassung kommen hier stets auch VerschluB- und Regelorgane zum Einsatz. Diese konnen je nach Turbinen- und Anlagentyp als Drosselklappen, Keilschieber etc. ausgefuhrt werden (s. Kapitel 12) und sich in einer separaten Schieberkammer befinden, die in einiger Entfemung von der Wasserfassung innerhalb der Leitungstrasse angeordnet ist oder die Regulierung erfolgt direkt an der Turbine z. B. durch ein Regelorgan, den Leitapparat oder die Schaufelblatter, wobei hierauf bei den einzeben Turbinentypen noch genauer eingegangen werden wird. Die Anordnung der Schtitze hangt primar von der Gesamtkonzeption der Anlage und der Aufgabenstellung des Verschlusses ab. Daruber hinaus sind die betrieblichen Anforderungen, die Wahl und Installationsmoglichkeiten des Antriebes, bei

162

5 Wasserfassung

Stollen die Zuganglichkeit zum Stollen iind zum VerschluB fiir Revisionszwecke sowie andere Kriterien von Bedeutung. Wegen der auftretenden hoheren FlieBgeschwindigkeiten im Bereich der Verschliisse, insbesondere bei Tiefschiitzen, muB der Gestaltung der Schiitzenunterkante und eventuell auch der Nischen bzw. Fuhrungsschienen ein besonderes Augenmerk zur Vermeidung von Stromungsturbulenzen gewidmet werden. Die hieraus resultierenden Verluste sowohl bei oberwasserseitig als auch unterwasserseitig am Saugrohrende angeordneten Verschlussen (s. a. Kapitel 14.3.1.2) konnen unter Umstanden den Anlagenwirkungsgrad in Abhangigkeit der auftretenden Geschwindigkeiten und Turbulenzen bedeutend um bis zu ca. 2 % verringem, so daB gegebenenfalls entsprechende Blenden o. a. zur besseren Stromungsfiihrung vorgesehen werden sollten. Da es sich bei den VerschluBorganen in der Kegel um Bauteile aus nicht korrosionsbestandigem Stahl handelt, die permanent in einer feuchten Umgebung sind, ist von Anafang an auf einen entsprechenden langfristigen Korrosionsschutz durch entsprechende Beschichtungen (s. a. Kapitel 8.1.1) zu achten. Nur unter besonderen Umstanden werden einzelne Bauteile gar oder ganze VerschluBorgane aus teuren, nichtrostenden bzw. korrosionsbestandigen Metallen gefertigt.. Insgesamt ist eine regelmaBige Kontrolle, z. B. durch Trockenlegung oder Taucher, zu empfehlen. Des weiteren stellen die Dichtungen an den Konstrukteur besondere Herausforderungen. Grundsatzlich gibt es zwei Dichtungsarten, die unterschieden werden mussen: Dichtungen, die infolge des Wasserdrucks auf eine entsprechende Flache angedrUckt werden und bei VerschluBbewegung daran entlanggleiten mit der Folge eines hoheren VerschleiBes, und diejenigen, die durch emen zusatzlichen Innendruck im Dichtungsprofil angepreBt werden und bei VerschluBbewegung abgehoben werden konnen, jedoch einen hoheren apparativen Aufwand bedingen. In besonderen Fallen werden zur Reparatur von unteru-dischen VerschluBorganen am Stollenanfang mittlerweile provisorische, kiinstliche Eisverschliisse emgesetzt [5.30], indem ahnlich wie bei dem Vereisungsverfahren im Tunnelbau eine oder mehrere Kuhlleitungsreihen quer zum Stollen durch vertikale Bohrungen eingebracht werden und so ein Eispfropfen den Stollenquerschnitt wasserdicht abschlieBt. Je nach Druckverhaltnissen und Dimension der Rohr- bzw. Stollenquerschnitte konnen fiir eine vorlibergehende Absperrung auch unter Druck stehende Ballone darin zur Anwendung gelangen. Die VerschluBorgane werden von der Zentrale, die sich normalerweise im Krafthaus befindet, aus gesteuert; eine zusatzliche Steuerungsmoglichkeit fur Revisions- und Notfalle befindet sich direkt vor Ort. Der Antrieb erfolgt mechanisch uber einen Elektroantrieb oder hydraulisch, in seltenen Fallen von Hand. 5.4 [5.1] [5.2]

Literatur Thiiringer Talsperrenverwaltung (Hrsg.): Talsperren in Thuringen. Erfurt: Verlag Fortschritt, 1993 Scheuerlein, H.: Die Wasserentnahme aus geschiebefuhrenden Flussen. Berlin: W. Ernst & Sohn, 1984

5 Wasserfassung [5.3]

[5.4]

[5.5] [5.6] [5.7]

[5.8] [5.9] [5.10]

[5.11] [5.12]

[5.13] [5.14] [5.15]

[5.16] [5.17] [5.18]

[5.19]

[5.20]

163

Simmler, H.: Zur Geschiebeabwehr bei Wasserfassungen - Modellversuche und Ergebnisse. In: Osterreichische Wasserwirtschaft 31 (1979), Heft 5/6, Seite 99-107 Kley, G. M.: Zur Bemessung von Geschiebeabzugen. In: Mitteilungen des Institutes fiir Wasserbau und Kulturtechnik der Universitat Fridericiana Karlsruhe (1988), Nr. 177 Mosonyi, E.: Water power development. Band I + II. Budapest: AkademiaiKiado, 1987/1991 Drobir, H.: Entwurf von Wasserfassungen im Hochgebirge. In: Osterreichische Wasserwhtschaft 33 (1981), Heft 11/12, Seite 243-253 Bezinge, A.; Aasheim, P.; Hertig, P.: Schwimmende Wasserfassung zur Forderung von Gletscherwasser. In: Wasser, Energie, Luft 78 (1986), Heft 1/2, Seite 13-16 Press, H.; Schroder, R.: Hydromechanik im Wasserbau. Berlin, MUnchen: W. Ernst &Sohn, 1966 Bollrich, G.: Technische Hydromechanik. Band 1. Berlin: Verlag fiir Bauwesen, 1996 Mock, F.-J.: Stromungsvorgange und Energieverluste in Verzweigungen von Rechteckgerinnen. In: Mitteilungen des Institutes fiir Wasserbau und Wasserwhtschaft der TU Berlin (1960), Nr. 52 Peter, G.: Uberfalle und Wehre. Wiesbaden: Vieweg Verlag, 2005 Knauss, J.: Wirbelbildung an Einlaufbauwerken: Luft- und Dralleintrag. In: Schriftenreihe des Deutschen Verbandes fiir Wasserwirtschaft und Kulturbau e. V. (1983), Band 63 Schmidt, M.: Gerinnehydraulik. Wiesbaden: Bauverlag, 1957 Elektrizitatswerke Frastanz GmbH, Frastanz; Vorarlberger Illwerke, Schruns: Personliche Auskunft, 2005 Giesecke, J.; Heimerl, S.: Treibgut an Wasserkraftanlagen - ist die voUstandige Entnahme heute noch zeitgemafi? In: Wasserwirtschaft 90 (2000), Heft 6, Seite 294-299 Starosolszky, O.: The ice regune and ist risks to hydro plant operation. In: Hydropower & Dams 2 (1995), Heft 2, Seite 53-57 Engel, A. P.; Weber, E.: Lochblechrechen - neue Anwendungen einer alten Technik. hi: Wasserwhtschaft 93 (2003), Heft 6, Seite 42-44 Meusberger, H.; Hermann, F.; Volkart, P.; Mmor, H.-E.: Energieverluste an Einlaufrechen von FluBkraftwerken. In: Elektrizitatswirtschaft 99 (2000), Heft 13, Seite 43-52 Versuchsanstalt fiir Wasserbau, Hydrologie und Glaziologie der ETH Ziirich (Hrsg.): Untersuchung uber den EinfluB der Geometric und Anstromung von Einlaufi*echen auf den Betrieb von Wasserkraftwerken. In: Untersuchungsbericht (1999), Nr. 4109 Meusberger, H.: Energieverluste an Einlaufi*echen von FluBkraftwerken. In: Mitteilungen der Versuchsanstalt fiir Wasserbau, Hydrologie und Glaziologie der ETH Ziirich (2002), Nr. 179

164

5 Wasserfassung

[5.21] Kerenyi, K.; Hillisch, S.; Staubli, T.: Stromungsinduzierte Rechenschwingungen. In: Wasser, Energie, Luft 90 (1998), Heft 9/10, Seite 255257 [5.22] Schleiss, A.: Schwingungen von Einlaufrechen bei Wasserkraftanlagen. In: Wasser, Energie, Luft 77 (1985), Heft 10, Seite 299-303 [5.23] Schleiss, A.; Fust, A.: Schwingungsuntersuchungen bei den Einlaufi*echen des Rheinkraftwerks Laufenburg. In: Mitteilungen des Institutes fur Wasserbau und Wasserwirtschaft der Universitat MUnchen (1992), Heft 73, Seite 225-237 [5.24] Hayashi, S.; Erdmannsdorfer, H.: Automatic trashrack cleaners save costs at two Japanese schemes. In: Water Power & Dam Construction 43 (1991),Heft 11, Seite 41-43 [5.25] Muhr, R.: Unterwasser-Rechenreiniger fur den Einsatz in landschaftlich und architektonisch sensiblen Bereichen. In: Wasserwirtschaft 84 (1994), Heft 7/8, Seite 428-429 [5.26] Haimerl, L. A.: Rechenreinigungsmaschinen. In: Wasserwirtschaft. 52 (1962), Heft 5, Seite 126-137 [5.27] Munster Apparatebau GmbH: Rechenreinigungsmaschinen. Itzehoe, Firmenschrift [5.28] Noell GmbH: Wasserkraftwerk Buyo, Wurzburg, 1992, Firmenschrift [5.29] Heimerl, S.; Giesecke, J.; Kibele, K.: Neuinterpretation der Schwemmgutbehandlung an Wasserkraftanlagen in der Bundesrepublik Deutschland? In: Wasser, Energie, Luft 95 (2003), Heft 11/12, Seite 366-368 [5.30] Berggren, A.-L.; Sandvold, A.: The world's first artificial ice plug for a hydro tunnel. In: Hydropower & Dams 2 (1995), Heft 3, Seite 50-51

165

6

Freispiegelleitungen

Fur die Ausleitung des Triebwassers und die Zufiihrung zum Krafthaus kommen in vielen Fallen fUr Teilabschnitte oder auch fiir die ganze Strecke Freispiegelleitungen zum Einsatz, wobei diese als offene Gerinne, auch als Werkkanale bezeichnet, oder als teilgefullte geschlossene Querschnitte, z. B. als Rohrleitung oder Stollen, ausgeflihrt werden konnen. Freispiegelleitungen sind stets durch die freie Wasserspiegeloberflache charakterisiert, an der Atmospharendruck herrscht, und die nicht unter Uberdruck stehen. Eine derartige Losung bietet sich in den Fallen an, bei denen Topographic und Geologic bei Zuordnung von Speicher und Krafthaus eine flache, d. h. wenig geneigte Trassenftihrung erfordem und die Freispiegelleitung wahrend der Baudurchfiihrung, des Betriebs und Unterhalts weitaus kostengUnstigere Losungen im Vergleich zu Druckrohrleitungen bieten. Abschnitte mit Freispiegelstollen werden dann notwendig, wenn beispielsweise Hangstabilitat, Einschnitte oder Rinnen teure SchutzmaBnahmen gegen abgleitendes Geroll und Verunreinigung des Triebwasssers durch lokale, oberflachennahe Storzonen (Lockergesteine, Bodenmaterial, Baumstamme etc.) eine unterirdische Umgehung erforderlich machen. Nicht zuletzt ist die Bedeutung, GroBe und Betriebssicherheit der Gesamtanlage fur die Entscheidung zwischen Freispiegelleitung und Druckleitung ausschlaggebend. Bei Kleinwasserkraftanlagen findet erstere bevorzugt Anwendung. Die offenen Kanale werden je nach den Hangneigungen und Hangstrukturen im Einschnitt oder im Auftrag (Dammstrecken, seltener als Brtickenkonstruktionen) geftihrt. Die vielfach trapezformigen, halbrunden oder rechteckigen Gerinne werden je nach ihrer Bedeutung (Herstellungskosten, Unterhalt, Dichtigkeit) unbefestigt Oder befestigt erstellt. Das Gefalle der Freispiegelleitungen schwankt in Flachlandgebieten im allgemeinen zwischen 0,05-0,2 %o und kann im Gebirge Werte von 1,0-2,0 %o erreichen. Wie aus den unten weiter ausgeftihrten hydraulischen Grundbeziehungen unter gleichen Randbedingungen hervorgeht, mussen kleinere Freispiegelleitungen mit einer geringeren Wasserfuhrung ein starkeres Gefalle erhalten, wahrend bei groBeren Freispiegelleitungen ein kleineres Gefalle moglich wu*d. 6.1

Hydraulische Bemessung

Beim AbfluB in Freispiegelleitungen bei Wasserkraftanlagen kann man im allgemeinen von einem gleichformigen, stromenden AbfluB ausgehen, da man bestrebt ist, den Energieverlust im Triebwasserkanal zu minimieren und so eine maximale Energieausbeute zu erzielen. Bei Freispiegelleitungen mit stromendem AbfluB sollte eine Froude-Zahl (s. (5.3)) von Fr < 0,65 angestrebt werden. Der gleichformige AbfluB, auch NormalabfluB genannt und durch gleichbleibende Stromungscharakteristika (Tiefe, Geschwindigkeit und deren Querschnittsverteilung etc.) gekennzeichnet, bedarf zwar einer gewissen Ausbildungslange nach bzw. vor Veranderungen im FlieBquerschnitt, z. B. Verengung, Verbreiterung, FlieBgefallewechsel etc., doch kann

166

6 Freispiegelleitungen

dieser Ubergang in der hydraulischen Berechnung mit Einzelverlustangaben vernachlassigt werden, indem die unvermeidbaren Abweichungen von der Gleichformigkeit langs der FlieBstrecke in dem Widerstands- und Verlustbeiwert X, auch Reibungsbeiwert genannt, zusammengefaBt werden. Der Verlustbeiwert X ist dabei eine Funktion der relativen Rauheit e der Gerinnewandung und der Reynolds-Zahl Re. Die Reynolds-Zahl Re ist eine dimensionslose Kennzahl, die das Verhaltnis von Tragheits- zur Zahigkeitskraft wiedergibt und defmiert ist zu: V

Re Reynolds-Zahl [-] Vrn mittlere Geschwindigkeit [m/s] dhy hydraulischer Durchmesser: d^y = dKreisrohr = ^-Vhy = 4-(A/In) [iî] Vhy hydraulischer Radius [m] /„ benetzter Umfang [m] V kinematische Viskositat s. Tabelle 6.1 [m^/s] Der hydraulische Durchmesser dhy, der beim Kreisrohrquerschnitt dem Durchmesser d entspricht, hat keine eigentliche hydraulische Bedeutung, sondem stellt lediglich eine als Vergleichsmafi dienende BezugsgroBe dar. Mit Hilfe der Reynolds-Zahl ist man in der Lage, eine Aussage iiber die Art der Bewegung der Wasserteilchen in einer Stromung zu treffen. Dabei unterscheidet man zwischen der laminaren, damit der im Gesamtablauf ungestorten Stromung - im allgemeinen unterhalb einer kritischen Reynolds-Zahl Rej^ru, die ftir Gerinnestromungen bei Reuru » 500 bzw. fur Rohrstromungen bei Rekru « 2.300 liegt -, und der turbulenten, instabilen Stromung oberhalb von Re^rm t>ei der eine mehr oder weniger intensive Durchmischung infolge Querbewegungen vorhanden ist. Damit ergibt sich fur den in der Praxis fast immer vorkommenden Fall des turbulenten Abflusses fiir den Verlustbeiwert X die allgemeine Beziehung nach COLEBROOK-WHITE [6.1]/[6.2]:

i-'"'

Cj

s

Re^lX

C2

[-]

(6.2)

mit e=% /

[-]

(6.3)

^hy

A Reibungsbeiwert Cj/C2 Konstanten s. Tabelle 6.2 £ relative Rauheit k aquivalente Rauheit s. Tabelle 6.3 wobei hier d^y in [mm] verwandt werden muB.

[-] [-] [-] [mm]


167

Tabelle 6 . 1 : Kinematische Viskositat v und Dichte p ^ fur Wasser Temperatur [°C] 1 kinematische Viskositat v [m^/s] 1 Dichte des Wassers p^ [kg/m^]] Tabelle 6.2:

0 1,78-10-^ : 999,87

10 1,3010-^ 999,73

20 1,00-10-^ 998,23^

30] 8,0610-^

995,671

Formbeiwert / sowie Konstanten Cy und Q in Abhangigkeit der Querschnittsform [6.3/6.4] Formbeiwert/

1 Rechteckprofil

1 Kreisrohrquerschnitt

1 Trapezprofil

h/h 0 0,25 0,50 0,75 1,00 h/d 0 0,25 0,50 0,75 1,00

Cj = 2,51/f

C2 = 3,71,f

(0,520-) 0,600 0,791 0,869 0,893 0,897

(4,83-) 4,18 3,17 2,89 2,81 2,80

(1,93-) 2,23 2,93 3,22 3,31 3,33

0,328 0,763 0,922 0,951 1,0

7,65 3,29 2,72 2,64 2,51

1,22 2,83 3,42 3,53 3,71

1

\f = {l629'nJh,uS''

1 Dreieckprofil

f = {2,539

tanay

Fur den in der Praxis seltenen Fall der lammaren Stromung kann der Reibungsbeiwert X vereinfacht berechnet werden, wobei dies streng genommen nur fur sehr breite oder sehr tiefe Rechteckgerinne gilt: 1=96/

(6.4) 'Re [-] FUr Kreisrohrquerschnitte kann zur schnelleren Ermittlung des Reibungsbeiwertes A das Nikuradse-Moody-Diagramm herangezogen werden, das in Abb. 8.4 zu finden ist. Bei der Wahl der entsprechenden aquivalenten Rauheit k aus Tabelle 6.3 muB berucksichtigt werden, daB diese Werte Mittelwerte darstellen, die bei neuen Triebwasserleitungungen geringer, bei alteren infolge Korrosion, Ablagerungen etc. deutlich hoher ausfallen. Den Reibungsverlustbeiwert ^ und damit die Reibungsverlusthohe hyr nach (2.8) erhalt man zu:

c.=^Cr L

(6.5)

[-] 4hy

Reibungsverlustbeiwert Lange (z. B. des Gerinnes bzw. der Leitung)

[-] [m]

168


Tabelle 6.3:

Aquivalente Rauheit k und Strickler-Beiwert kg ,[6.4]

Oberflachenbeschaffenheit neu, gehobelt, stoBfrei nach langjahrigem Gebrauch, verquollen Asphaltauskleidung, neu 1 Bituminose Materialien Asphaltauskleidungen, leichte bis mittlere Verkrustung Hart-PVC, neu 1 Kunststoffe Polyethylen, neu glasfaserverstarter Kunststoff (GFK) neu Glas Kupfer, Messing, Blei, Aluminium NE-Metalle Messingblech, leicht oxidiert 1 GuBeisen neu gebraucht starker verrostet oder verkrustet Stahl geschweiBt, neu genietet Rohre (geschweiBt/gezogen), maBig verrostet Rohre (geschweiBt/gezogen), stark verrostet oder verkrustet 1 Uberzogener Stahl feuerverzinkt, neu galvanisch verzinkt, neu galvanisch verzinkt, 3 Jahre alt Bitumenuberzug, neu Bitumentiberzug, 0,5 ^ 5 Jahre alt Zementmortelauskleidung Kunststoff-/Lackiiberzug neu 1 Steinzeug 1 Asbestzement neu 1 Beton neu Spritzbeton, geglattet Stahlbetonrohre (Vakuumschalung) Schleuderbetonrohre DruckstoUen, geglattet Holz-/Stahlschalung Stein Ziegelmauerwerk Bruchsteinmauerwerk Felswande/Stollen, nachgearbeitet Felsw^de/StoUen, mit Zementmortelputz regelmaBig, ohne Bewuchs 1 Erde steiniger Boden, vereinzelt Pflanzen bei Geschiebetrieb stark verkrautet FlieBgewassersohle mit Riffeln FlieBgewassersohle mit mittlere UnregelmaBigkeiten erhebliche 1 Werkstoff Holz

A: [mm] 0,3 3,0 0,25-0,5 0,5-2,0 0,003-0,015 0,003 0,015-0,1 0-0,0015 0-0,0015 0,05-0,1 0,15-0,6 0,1-1,5 1,5-4,0 0,02-0,1 0,3-(>5,0) 0,14-0,4 1,0-3,5 0,07-0,16 0,02-0,28 0,27 0,03-0,05 0,1-0,4 0-0,3 0,007-0,4 0,3-11,5 0,01-0,06 0,3-3,0 0,5-1,5 0,15 0,03-0,6 1,5-1,6 ca. 1,0 1,5-6,0 3,0-20,0 220-350 1,5-4,0 15-60 110-170 100-200 500-1.500 RiffelhOhe 100-270 300-500

kst [m'^Vs] j 100,5 68,5 92-103,5 92-73 " -

-1

"" 120,5-135,5 89,5-113 77-120,5 65,5-77 120,5-(>150) 101,5 102,5 135,5-147,5 96-120,5 >100,5 >96 54,5-100,5 >131,5 68,5-100,5 77-92,5 113 89,5-147,5 76-77 ca. 82 61-77 50-68,5 31-33,5 65,5-77 41,5-52,5 35-37,5 30-38 24,5-29 30-35 29-32 1


169

Da die Berechnung des Reibungsbeiwertes X nach (6.2) relativ aufwendig ist, finden auch etliche empirische Formeln Anwendung, unter denen die nach MANNING-STRICKLER am verbreitetsten ist: y = Krrl''4

[m/s]

{6.6)

kst Strickler-Beiwert s. Tabelle 6.3 [m^^Vs] IE Energieliniengefalle [-] wobei bei NormalabfluB das Energieliniengefalle IE durch das Sohlengefalle Is ersetzt werden darf. Durch die Geschwindigkeit aus (6.6) wird die Rauheit berucksichtigt, und damit kann eine separate Berechnung des Reibungsbeiwertes X bzw. der Reibungsverlusthohe hyr entfallen. Bei der Ermittlung des Strickler-Beiwertes muB gepriift werden, ob die jeweilige Gerinnewandung gleichformig ist oder ob bei starkeren UnregelmaBigkeiten mit einer die FlieBgeschwindigkeit dampfenden Wirkung zu rechnen und damit der Beiwert abzumindem ist. So kann beispielsweise in maBig unterhaltenen Kanalen mit Bewuchs oder teilweise eingerutschten Boschungen die Rauheit deutlich erhoht und damit der Strickler-Beiwert nur ca. 60 % eines gut unterhaltenen Kanales betragen. Anzumerken ist, daB bei annahemd gleichen oder groBeren Abmessungen der Rauheitselemente im Vergleich zur Wassertiefe des FlieBgewassers die Gleichung {6.6) nicht mehr angewandt werden kann, sondem sie durch eine andere ersetzt werden muB. Gegebenenfalls laBt sich fiir einen Triebwasserleitungsabschnitt der Lange L der Reibungsverlustbeiwert ^ aus (2.8) und {6.6) berechnen zu: C . = ^ ^ K'st

[-]

(6.7)

%

Der Reibungsbeiwert X kann naherungsweise mit der aquivalenten Rauheit k folgendermaBen in Zusammenhang gebracht werden:

X = 0J84'{k/d,y)^' =0J84\zY'

[-]

(6.8)

Des weiteren hangt der Strickler-Beiwert kst mit der aquivalenten Rauheit k und damit mit dem Reibungsbeiwert X wie folgt naherungsweise zusammen: kst

=8,3'4g' ^f V'

'A

'/6

«26-

k

/

'î 11,153-

.

f

dfjy'X

^ •/6

[m^^Vs]

(6.9)

J

/ Formbeiwert s. Tabelle 6.2 [-] wobei fur Werte s < 10"^ mit Ergebnisverfalschungen gerechnet werden muB bzw diese nur fur 35 m^^Vs < ^^^ < 65 m^^Vs und 0,168 m > A: > 0,004 m zutreffende Werte liefert. Daruber hinaus muB angemerkt werden, daB Strickler-Beiwerte mit kst > 150 m^^^/s nicht in die Tabelle 6.3 aufgenommen wurden, da bei derart glatten Materialien die Gleichung {6.6) nicht mehr vorbehaltlos angewandt werden kann. Vor allem bei natumah ausgebauten Freispiegelleitungen kommen haufig Unterschiede in der Rauheit des benetzten Umfanges /„ vor, z. B. zwischen Sohle und

6 Freispiegelleitxingen

170

Boschung. In diesem Fall kann man unter der Annahme gleicher mittlerer Geschwindigkeiten im entsprechenden Querschnitt den Strickler-Beiwert wie folgt bilden [6.5]: 2/3

L

f^st

Z(4,-/(*..f)

[m^^Vs]

(6.10)

Bei unregelmaBigen oder stark gegliederten Querschnitten, wie sie bei natiirlichen FluBlaufen sehr haufig, bei Triebwasserleitung hingegen seltener angetroffen werden, laBt sich der AbfluB vereinfacht uberschlagig uber die Kontinuitatsgleichung (2.10) ermitteln, indem die einzelnen Teilquerschnitte aufsummiert werden. Die Verluste infolge von Veranderungen des Querschnittes, die bei FlieBgewassem immer auftreten und damit beriicksichtigt werden miissen, konnen hingegen bei Triebwasserkanalen ganzlich vemachlassigt werden, da aus bautechnischen Griinden der Triebwasserkanal fast immer in einer Bauweise hergestellt wird, und daruber hinaus man bekanntlich bestrebt ist, die zusatzlichen Energieverluste moglichst gering zu halten. Entlang der Triebwasserleitung konnen sich unterschiedliche Querschnittsanderungen befinden, die entsprechend abschnittsweise berucksichtigt werden miissen. Fiir vertikale Querschnittsanderungen, also Verengungen (s. Abb. 6.1a) oder Verbreiterungen (s. Abb. 6.1b), erweitert sich (5.6b) um den EinfluB der Gerinnebreite und ergibt den Verlustbeiwert ^'^v zu [6.1]: •1 [-]

1+2

^qv

(6.11)

und damit die VerlusthOhe //v,^ der vertikalen Querschnittsanderung mit der bekaimten Beziehung (2.8) zu: [m]

^qv '

'h,qv

(6.12)

2g Verlustbeiwert fiir Verbreiterungen bzw. Verengungen Gerinnebreite am Punkt / Querschnittsanderungsverlust

hqv

a

1

Abb. 6.1:

2

(b)

[-]

[m] [m]

(1)

Horizontale Querschnittsveranderung: a) Verengung; b) Verbreiterung

(2)


171

Krummungen wirken auf den AbfluB wie eine vergroBerte Rauheit, wobei der uberwiegende Anteil dieser Verluste auf Ablosungen und die daraus folgenden Sekundarstromungen (s. Kapitel 5.1.2) zuriickzufflhren ist. Bei dem bei Triebwasserkanalen dominierenden stromenden AbfluB hat die Anderung der Geschwindigkeitsrichtung eine Erhohung des Wasserspiegels und Verringerung der Geschwindigkeit an der AuBenseite und eine Absenkung des Wasserspiegels und Steigerung der Geschwindigkeit am Innenufer zur Folge (s. Abb. 6.2a). Die Wasserspiegeldifferenz ergibt sich dabei naherungsweise zu: Ah^-^-^

[m]

(6.13)

Ah Wasserspiegeldifferenz [m] r„j mittlerer Radius [m] Der Kriimmungsverlust hy^k ergibt sich nach GARBRECHT [6.6] zu: hy,k=^k'Ca-Ck-—-

vi

[m]

(6.14)

2g mit dem Korrekturfaktor Ca fiir den Kriimmungswinkel or. fura 90°: c« = (45 ^+ a/2)/90 ^ [-] (6.15b) und dem Korrekturfaktor Ck fur die aquivalente Rauheit k bei rauhen Gerinnen: c,=7,4'k''' [-]

(6.16)

hvk Kriimmungsverlust [m] A/Ay> 130 A DurchfluBquerschnitt [m^] Ay Verkrautungsstimflache [m^] Die daraus ertnittelten Produktionsverluste lassen sich leicht dem Aufwand ftir IVlaheinsatze zur Beseitigung der Wasserpflanzen gegeniiberstellen und so der Verkrautungsgrad festlegen, ab dem eine Wasserpflanzenbeseitigung sinnvoll und wirtschaftlich ist. Beim FreispiegelabfluB in Rohrleitungen oder Stollen, bei den sogenannten teilgefiillten Querschnitten, kann ebenfalls davon ausgegangen werden, daB sich bei langeren Strecken NormalabfluB einstellt, und somit die Berechnung mit einer ausreichenden Genauigkeit wie bei der offenen Freispiegelleitung erfolgen kann. Stets sollten zur Kontrolle eine oder mehrere DurchfluBmefistellen vorgesehen werden. Hierzu bedient man sich in der Kegel genau definierter Querschnitte, z. B. eines Wehruberfalles oder DurchlaBbauwerkes, die eine Ermittlung der Geschwindigkeit bzw. des Durchflusses iiber die vorgegebene Querschnittsflache in Abhangigkeit von der Wasserspiegelhohe erlauben. Um iiber die dadurch ermittelte durchschnittliche Geschwindigkeit im Querschnitt genauere, detailliertere Angaben uber lokale Geschwindigkeiten zu erhalten, kann man sich numerischer Stromungsmodelle in Kombination mit der digitalen Bildverarbeitung bedienen, die bereits zur eigenstandigen DurchfluBermittlung herangezogen werden konnen. Ein besonderes Augenmerk muB bei geschlossenen Freispiegelleitungen auf ein ausreichendes Luftvolumen gelegt werden, da sonst bei AbfluBschwankungen der Rohrquerschnitt plotzlich vollstandig geflillt sein und der Luftstrom abreiBen


173

konnten. Dieses sogenannte Zuschlagen des Leitungsquerschnittes und die nachfolgende mogliche Unterdruckbildung im Fliissigkeits-Luft-Gemisch kann zu betrachtlichen Druckerscheinungen fuhren, fiir die die Freispiegelrohrleitungen bzw. -stollen in der Regel nicht bemessen werden und wodurch starke Schaden entstehen konnen. Es ist daher naheliegend, die AbfluBhohe aus Sicherheitsgrunden auf ein MaB zu beschranken, bis zu der erfahrungsgemaB keine Gefahr des Zuschlagens besteht. Die entsprechenden Richtwerte fiir die Wasserspiegelhohen bei Teilfullung hrF fur die gebrauchlichsten Querschnitte in Abhangigkeit von deren Gesamthohe H bzw. deren Durchmesser d sind in der nachfolgenden Tabelle 6.4 angegeben. Fiir die genauere Bestimmung des Abflusses und der FlieBgeschwindigkeit stehen zahb*eiche Bemessungsdiagramme fur die jeweiligen Profiltypen unter den unterschiedlichen Randbedingungen zur Verfugung (s. beispielsweise VISCHER [6.8]). Tabelle 6.4: Wasserspiegelhohen HTF bei Teilfullung in Abhangigkeit von der Gesamthohe //bzw. dem Durchmesser d Profiltyp /ZTFM

Kreisprofil (und Hufeisenprofll) 0,75 -d

Quadratprofil 0,8 H

Torbogenprofil 0,83'd

Um das Zuschlagen zu vermeiden, sollten Storungen des stromenden Abflusses in der geschlossenen Freispiegelleitung nach Moglichkeit vermieden werden, wobei die bereits genannte ausreichende BelUftung erne sehr wichtige Rolle spielt. Dariiber hinaus soUte bereits bei der Planung em konstantes Gefalle vorgesehen werden, da sich an den Gefallewechseln je nach FlieBzustand FlieBwechsel von stromendem zu schieBendem AbfluB (sogenannter Wechselsprung) mit der wahrscheinlichen Folge des Zuschlagens des Querschnittes bilden konnen [6.8]. Der EmfluB des Gefalles wird aus der Tabelle 6.5 deutlich, in der beispielhaft die Werte fiir Betonrohre aufgefiihrt smd. Tabelle 6.5: Sohlgefallebereiche 1$ ftir Betonrohre (Kreisprofil) hinsichtlich Zuschlagen fiir stromenden AbfluB [nach 6.8] 1 Durchmesser d [m] 1 stabile Spiegellage mit Fr

/Leerschußrinne •A

Druckrohre

Dammbalkennischen

Abb. 6.7:

IÂ

Ubergang von der Freispiegelleitung in eine Druckrohrleitung mit Einlaufbecken und Entlastungsbauwerk [nach 6.18]

In beiden Fallen hat das Einlaufbecken die Aufgabe, das im Triebwasserkanal herangefiihrte Wasser mit einem geeigneten tJbergang gleichmaBig verteilt in die zum Krafthaus fiihrende Rohrleitung zu fiihren. Gleichzeitig fallt diesem Ausgleichsbecken - auch als WasserschloB bezeichnet (s. Kapitel 11) - die Dampfiing von DurchfluBschwankungen bei kurzfristigen Lastwechseln der Turbinen zu. Bel groBer dimensionierten Einlaufbecken konnen diese sogar die Rolle eines Tagesspeichers ubemehmen. Ebenso stellt die Verhinderung eines unkontrollierten Lufteintrages durch eine ausreichende Einlaufuberdeckungshohe eine wichtige Aufgabe dar (s. Kapitel 5.1.4). Des weiteren muB fur die Ableitung von iiberfliissigem Wasser ein selbstandig regehides Entlastungsbauwerk vorgesehen werden (s. Abb. 6.7), wofur in der Regel ein Streichwehr oder ein Heber mit anschlieBendem Tosbecken zur Energievemichtung und einem Entlastungskanal angeordnet wird. Am Ende des Einlaufbeckens wird vor dem eigentlichen Ubergangsbereich stets ein Feinrechen zum Schutz der Druckrohrleitung sowie der Maschinensatze vor Treibgut sowie gleichzeitig zur Unfallverhiitung eingebaut. Des weiteren befindet sich dort ein VerschluBorgan, meist in Form eines Schiitzes. Bei Freispiegelkanalen, bei denen ein emeuter Eintrag von Geschiebe in das bereits entsandete Triebwasser infolge von WitterungseinflUssen nicht ganzlich ausgeschlossen werden kann, muB dariiber hinaus ein Geschiebespulkanal zum Abzug der sich im Emlaufbecken infolge der Stromungsberuhigung absetzenden Sedunente vorgesehen werden. Gleichzeitig kann dieser Kanal auch die Funktion des


187

notwendigen Grundablasses fur die Entleerung der Freispiegelleitung iibemehmen. 6.6 [6.1] [6.2] [6.3]

[6.4]

[6.5] [6.6] [6.7]

[6.8] [6.9]

[6.10] [6.11] [6.12]

[6.13]

[6.14] [6.15]

[6.16] [6.17]

Literatur Press, H.; Schroder, R.: Hydromechanik im Wasserbau. Berlin, Munchen: W. Ernst &Sohn, 1966 Bollrich, G.: Technische Hydromechanik. Band 1. Berlin: Verlag fur Bauwesen, 1996 Schroder, R. C. M.: Hydraulische Methoden zur Erfassung von Rauheiten - Bestimmung von Rauheiten. In: Schriftenreihe des Deutschen Verbandes ftir Wasserwutschaft und Kulturbau e. V. (DVWK) (1990), Heft 92 Wallisch, S.: Hydraulische Methoden zur Erfassung von Rauheiten Aquivalente Sandrauheiten und Strickler-Beiwerte fester und beweglicher Stromungsberandungen. In: Schriftenreihe des DVWK (1990), Heft 92 Einstein, H. A.: Der hydraulische Profilradius. In: Schweizerische Bauzeitung(1934),Bandl03,Nr. 8 Garbrecht, G.: AbfluBberechnung fur FlUsse und Kanale. In: Wasserwirtschaft 51 (1961), Heft 2 + 3, Seite 40-45 + 72-77 Abegg, J.; Wachter, K.: Bestunmung der Energieverluste bei FluBkraftwerken durch Wasserpflanzen. In: Wasser, Energie, Luft 88 (1996), Heft 9, Seite 191-193 Vischer, D. L.: Das Zu- und Aufschlagen eines geschlossenen Kanals. In: Wasser • Abwasser 134 (1993), Nr. 8, Seite 492-497 Dracos, T.; Chen, J.: Instabilitat und Zweideutigkeit des Normalabflusses in teilgeftillten Rohrkanalen. In: Wasser • Abwasser 136 (1995), Nr. 6, Seite 288-295 Zanke, U.: Grundlagen der Sedunentbewegung. Berlin, Heidelberg, New York: Springer-Verlag, 1982 Raudviki, A.: Grundlagen des Sedimenttransportes. Berlin, Heidelberg, New York: Springer-Verlag, 1982 Westrich, B.: Fluvialer Feststofftransport - Auswirkung auf die Morphologic und Bedeutung fiir die Gewassergtite. In: Schriftenreihe gwf - Wasser, Abwasser (1988), Band 22 Deutscher Verband fur Wasserwirtschaft und Kulturbau e. V. (Hrsg.): Feststofftransport in FlieBgewassem Berechnungsverfahren ftir die Ingenieurpraxis. In: Schriftenreihe des DVWK (1988), Heft 87 Mertens, W.: Zur Wahl geeigneter Sedimenttransport-Formeln. In: Wasserwirtschaft 85 (1995), Heft 10, Seite 486-490 Deutscher Verband ftir Wasserwirtschaft und Kulturbau e. V. (Hrsg.): Schwebstoffinessungen. In: Regeki zur Wasserwirtschaft des DVWK (1986), Heft 125 Zanke, U.: Der Beginn der Sedimentbewegung als Wahrscheinlichkeitsproblem. In: Wasser + Boden 42 (1990), Nr. 1, Seite 40-43 DVWK (Hrsg.): Geschiebemessungen. In: Regeln zur Wasserwirtschaft des DVWK (1992), Heft 127

188


[6.18] Mosonyi, E.: Water power development. Band I + II. Budapest: AkademiaiKiado, 1987/1991 [6.19] DVWK (Hrsg.): Dichtungselemente im Wasserbau. In: Merkblatter zur Wasserwirtschaft des DVWK (1990), Heft 215 [6.20] DVWK (Hrsg.): Anwendung von Geotextilien im Wasserbau. In: Merkblatter zur Wasserwirtschaft des DVWK (1992), Heft 221 [6.21] DVWK (Hrsg.): Asphaltdichtungen fur Talsperren und Speicherbecken. In: Merkblatter zur Wasserwirtschaft des DVWK (1992), Heft 223 [6.22] DVWK (Hrsg.): Hydraulisch-sedimentologische Berechnungen natumah gestalteter FlieBgewasser - Berechnungsverfahren ftir die Ingenieurpraxis. In: Mitteilungen des DVWK (1994), Heft 25

189

7 7.1

Sandfang Konstruktive Ausbildung

Nachdem durch eine Wasserfassung (s. Kapitel 5) das im entnommenen Triebwasser mitgefuhrte Geschiebe deutlich reduziert werden kann, gilt es, die restliche Geschiebe- und Schwebstofffracht - soweit vorhanden und notwendig - mit Hilfe einer wirksamen Entsandungsanlage, auch Sandfang genannt (s. Abb. 7.1 und 7.2), zu minimieren. Oblicherweise liegt die Entsandungsgrenze bei einem Schwebstoffgehalt von 2.000 ppm bzw. charakteristischen Komdurchmessem von dch = 0,2-0,5 mm, wobei bei Hochdruckanlagen mit einer Fallhohe hf> 100 m eine Herabsetzung bis zu einem Komdurchmesser von 4;/? = 0,05-0,1 mm notwendig werden kann. Die lange Lebensdauer von Wasserkraftanlagen, die zudem wartungsarm sein sollen, ist nur dann gegeben, wenn sie mit sauberem Wasser betrieben werden. Im Triebwasser enthaltene Feststoffe fuhren jedoch bei entsprechender Konzentration, Komharte und Stromungsgeschwindigkeit zu einem VerschleiB der von der Wasserstromung betroffenen Bau- und Maschinenelemente. Man bezeichnet eine derartige Oberflachenbeschadigung auch als (Hydro-) Abrasion oder Sanderosion. Insbesondere bei Hochdruckanlagen ist es von besonderem Interesse, den meist scharfen, feinkomigen Sand femzuhalten, da dieser aufgrund der Schleifwirkung die Druckrohr-, Druckstollen- und Druckschachtwandungen sowie die mit dem Wasser in Beriihrung kommenden Telle der VerschluBorgane und Turbinen, hier vor allem die Leitapparate und Laufrader angreift und je nach ortlicher FlieBgeschwindigkeit erhebliche Abrasionsschaden verursacht. Nicht minder leidet die Verkleidung einer offenen Triebwasserleitung unter dem reiBenden, stark schwebstoffuhrenden Wasser. Die VerschleiBerscheinung des schwebstoffuhrenden Wassers kann an den Laufradem in sehr kurzer Zeit derart starke Anfressungen verursachen, daB sich wesentliche Wu*kungsgradverschlechterungen ergeben, von der liber kurz oder lang eintretenden, unvermeidlichen ganzlichen Zerstorung der Turbine ganz zu schweigen. Mit wachsender Fallhohe machen sich derartige VerschleiBerscheinungen im allgemeinen immer unangenehmer bemerkbar. Vor allem bei Hochdruckanlagen ist in den wenigsten Fallen die ganzliche Erfullung der optimalen Entwurfskriterien moglich. Die flir den vollstandigen Schutz erforderliche Entsandung benotigt manchmal Absetzbecken unverhaltnismaBig groBer Abmessungen, die wegen topographischen und geologischen Beschrankungen sowie unvertretbarem Mehraufwand nicht zu verwirklichen sind. In einem solchen Fall ist man zu einem KompromiB gezwungen. Der urspriinglich vorgeschriebene groBte zulassige Komdurchmesser (s. Kapitel 6.2) und damit auch die im Triebwasser zulassige Sedimentkonzentration mtissen dann erhoht werden. Die hieraus folgenden Konsequenzen sind zu bedenken und die zu erwartenden VerschleiBerscheinungen abzuschatzen. Eine derartige sorgfaltige Untersuchung hebt nicht zuletzt auf die Gegeniiberstellung von Investitionssumme und Betriebs- bzw. Unterhaltungskosten einschlieBlich Ersatzleistungen sowie Erzeugungsverlusten wahrend der Instandhal-

190

7 Sandfang

tungsmaBnahmen ab. Dabei erhalt man die optimale Dimensionierung des Sandfanges als Ergebnis dieser Wirtschafllichkeitsuntersuchung dann, wenn die genannten Betriebskosten ihr Minimum erreichen (s. a. Kapitel 3.3), wodurch iiber die veranschlagte Lebensdauer Einsparungen bis in Millionenhohe erzielt werden konnen. An praventiven MaBnahmen waren beispielsweise zu nennen: - zusatzliche Verstarkung der Verkleidungen und Panzerungen; - Austausch gefahrdeter Maschinenteile, in bestimmten Zeitintervallen, wobei eventuell Ersatzlaufrader etc. vorgehalten werden sollten, um die Anlagenstillstandszeiten auf ein Mmimum reduzieren zu konnen; - Verwendung besonderer Stahllegierungen sowie die Aufbringung spezieller KeramikUberzuge bzw. Wolfram-Carbid-Beschichtungen fur die Maschinenteile zur Erhohung der Abriebsfestigkeit (s. Kapitel 15.3.1). Um einen sinnvollen KompromiB zwischen der zugelassenen Sedimentkonzentration und dem notwendigen baulichen und betriebstechnischen Mehraufwand unter Beachtung von Ausfallzeiten und EinbuBen an Energieerzeugung und Ertrag zu fmden, bedarf es breiter theoretischer Kenntnisse und ausreichender Erfahrung. In vielen Fallen wird es notwendig sein, zunachst im Rahmen einer Vorplanung moglichst wirklichkeitsnahe Modellversuche durchzufiihren. Am zuverlassigsten wiirden diese an einem Prototyp im MaBstab 1 : 1 geschehen. Heute werden sie durch modeme numerische Analysemethoden erganzt, die sich auf die Fragestellung der EinfluBfaktoren auf den MaterialverschleiB, auf den funktionellen Zusammenhang mit Korrosion, auf die Wechselwirkungen von Erosion und Kavitation sowie auf geeignete Modellgesetze zur Umsetzung auf erosionsarme Stromungswege in der Konstruktion konzentrieren. Die numerische Simulation geschieht dabei mit dreidimensionalen Finiten-Volumen-Modellen, mit denen unter anderem die Navier-Stokes-Gleichungen, die Geschwindigkeits- und Druckverteilungen turbulenter Stromungsfelder, die Teilchenbahnen und die abrasive Wh*kung, z. B. mineralischer Quarzkomer, erfaBt werden konnen (s. Kapitel 14.2.7). Aufgabe der Entsandungsanlage ist es also, das Triebwasser von Feststoffen entsprechend den Erfordemissen weitgehend zu reinigen. Dazu wird sie in der Regel vor dem Einlauf in Druckrohrleitungen bzw. Druckstollen angeordnet, d. h. am Ende der Freispiegelleitung oder, sofem eine solche nicht vorhanden ist, dh*ekt im AnschluB an die Wasserfassung. Es kann aber auch sinnvoll sein, den Sandfang du-ekt im AnschluB an die Wasserfassung vor dem Freispiegelkanal anzuordnen, um Ablagerungen in diesem sowie Abrasionsschaden an dessen Boschungen und Sohle zu verhindem (s. Kapitel 6.2). In diesem Fall muB allerdings gewahrleistet sein, daB ein Sedimenteintrag durch Witterungseinfliisse aus der direkten Umgebung des Freispiegelkanals nahezu nicht moglich ist. Bei der Entsandungsanlage niitzt man die aus der Natur bekannten Vorgange der Sedimentation aus, indem man die FlieBgeschwindigkeit des Wassers deutlich reduziert und eine turbulente Stromung in eine laminare iiberfuhrt. Der gebrauchlichste Typ bei Wasserkraftanlagen ist der Langsandfang, bei dem es sich um ein flaches Absetzbecken mit vorwiegend rechteckigem oder trapezfbrmigem Querschnitt handelt (s. Abb. 7.1 und 7.2). Durch die Aufweitung des

7 Sandfang

191

Triebwasserleitungsquerschnittes wird die durchflossene Flache vergroBert und so bei gleichbleibendem DurchfluB die FlieBgeschwindigkeit betrachtlich vermindert. T -^ J EinlaufscMtz Leitwand h -_

Schütz TT

Schnitt A - B

0

Abb. 7.1:

Normalwasserspiegel / o

5

10

15

20 m

v^nU^^ A I Q U - ^ Rechen r,AuslalDschütz

horizontale Spülrinnen

Sandfang im AnschluB an die Wasserfassung mit kontinuierlicher Spulung: a) Schnitt A-B; b) GrundriB; c) Schnitt C-D [7.1]

Um eine gleichmaBige Durchstromung des Querschnittes zu erreichen und damit den gesamten, zur Verfiigung stehenden Raum auszuntitzen (sogenannter wirksamer Raum), ist auf eine symmetrische, gleichformige An- und Durchstromung des Beckens ein besonderes Augenmerk zu legen. Gegebenenfalls kann dies durch im Einlauf angeordnete Beruhigungsrechen bzw. Gleichrichterelemente sowie durch die vielfach anzutreffende Unterteilung des Beckens in mehrere Kammem bedeutend untersttitzt werden. Die sich im Becken ablagemden Sedimente werden durch die trichterformig ausgebildete Sohle einer kleinen langslaufenden Absetz- und Spiilrinne zugefuhrt, die vielfach aus Sicherheitsgriinden permanent mit einer relativ kleinen Wassermenge gesptilt wird (s. Abb. 7.1). Es besteht aber auch die Moglichkeit, die Spiih-inne in Intervallen in Betrieb zu nehmen, um Triebwasser zu sparen, wobei dies beispielsweise entweder bei gleichmaBiger Ablagerungsmenge nach einer bestimmten vorgegebenen Zeit oder andemfalls mittels Druckaufiiehmem am Boden automatisch nach Bedarf erfolgt (s. Abb. 7.2). Neuerdings werden auch Ultraschallsensoren zur Ablagerungsiiberwachung analog einer Lichtschranke erfolgreich eingesetzt [7.2]. Insbesondere bei abgelegenen Wasserfassungen mit daran anschlieBendem Sandfang, z. B. im Gebirge, ist auf eine zuverlassige Auslosung der Spiilung durch die entsprechenden Vorrichtungen zu achten [7.3]. Unter Umstanden kann man noch zur Verbesserung der Anstromverhaltnisse in der Spiilrinne Uber dieser Leitbleche einbauen.

7 Sandfang

192

/Querkanal" Einlaufschieber

Überleitung Nebenauslaß I- Schützenhaus mit Dammbalken verschlossen I Einlaufrechenl

Entnahmeüberfall Auslaufschieber

Wehrkanal Querkanal ^ Einlaufschieber Kontrollquerschnitt

Abb. 7.2:

Sandfang an einer Sohlentnahme (Tiroler Wehr) mit automatischer Sptilvorrichtung fiir den intermittierenden Betrieb: a) GrundriB, b) Schnitt A-A [7.4]

Die AbfluBsteuerung ftir die Spulung kann zum einen durch einen einfachen Schieber am Ende des Sandfanges gesteuert werden, wobei die Spiiloffiiung groBztigig ausgelegt werden sollte, da gerade bei Hochwasser ein erhohtes Geschiebeaufkommen zu erwarten ist. Zum anderen kami auch ein (iber die gesamte Sandfangbodenlange reichendes Horizontal-Spiilsystem verwendet werden, bei dem eine langsverschiebbare Schieberkonstruktion zahlreiche kleine AbfluBoffnungen freigibt. Um eine erhohte VerschleiBfestigkeit zu erreichen, werden dabei neben reinen Stahlbauweisen zunehmend auch solche aus Stahl-Kunststoff-Kombinationen verwendet. Um ein rasches und wirkungsvolles Ausspiilen zu ermoglichen, sollte die jeweils vorhandene Sptiloffhung ohne Riickstau durchstromt werden, und die Sandfangsohle sollte eine Langsneigung von 2-5 % aufweisen. Der daran anschlieBende Sptilkanal, der normalerweise in das Unterwasser miindet, sollte mit ahnlichem Gefalle wie die Kammersohle und gleicher Breite wie die Sptiloffhung, jedoch mit groBerer Hohe weitergefuhrt werden. Bei eventuell notwendigen Kriimmungen ist darauf zu achten, daB diese erst in ausreichender Entfemung von der Spiiloffiiung anfangen, damit kein Riickstau entstehen kann, und daB der Radius moglichst groB ausgelegt sowie eventuell die Sohle quer zur FlieBrichtung geneigt werden, um keine Ablagerungen entstehen zu lassen. Eine neue Steuerungsart fUr die Spiilrinne wurde durch norwegische Ingenieure entwickelt und erfolgreich bei Wasserkraftanlagen in Nepal eingesetzt [7.5]. Hierbei schlieBt ein strapazierfahiger, kraftiger Gummischlauch die Spiihinne zur trichterformigen Sohle hin ab. Wird der im Normalzustand wassergeflillte, langs der Spiihinne verlaufende Gummischlauch mittels eines zu offiienden Ventils entleert bzw. beliiftet, so hebt sich dieser sukzessive vom Spiilkanal ab und gibt letzteren bis zum AuslaB frei, an dem der Schlauch befestigt ist. Das nun in die Spiilrinne einflieBende Wasser setzt die abgelagerten Sedimente in Bewegung und transportiert diese aus dem Sandfang hinaus. Nach Beendigung der Spiilung er-

7 Sandfang

193

folgt eine Wiederbefullung des Gummischlauches, wodurch sich dieser wieder in seine Ausgangsposition absenkt und die Spiilrinne verschlieBt. Dieser VerschluB ist besonders bei Wasserfassungen mit periodisch auftretendem Sedimentanfall von besonderem Interesse, da in der restlichen Zeit der Wasserverlust durch die relativ gute Abdichtung sehr gering ist. Die vor allem in der Abwassertechnik gebrauchlichen weiteren Sandfangtypen, z. B. Rundsandfange, beluftete Sandfange oder Hydrozyklonen, kommen bei Wasserkraftanlagen nur sehr selten zur Anwendung. 7.2

Bemessung

7.2.1

Bemessungsgrundlagen

Grundlage ftir die Sandfangbemessung ist die Ennittlung der Geschiebeverhaltnisse, also der Art und Menge der vom FlieBgewasser beforderten Komer bzw. Komgruppen, wobei an dieser Stelle die verbliebenen kleineren Komdurchmesser von besonderer Bedeutung sind, da deren Entfemung Aufgabe des Sandfanges ist, nachdem die groBeren Bestandteile des Geschiebes bereits in der Wasserfassung (s. Kapitel 5) aus dem Triebwasser entfemt wurden. Die Geschiebe- und Schwebstofffracht setzt sich im allgemeinen aus Teilchen verschiedener KomgroBen von den kolloidalen Teilchen (Durchmesser d < 0,002 mm) bis zur Sandfraktion oder gar Grobgeschiebe (Feinkies mit d>2mm) bei gefallereichen FlieBgewassem, z. B. im Hochgebirge, zusammen. Ihre Konzentration Q ist auBerordentlich veranderlich, vor allem in Abhangigkeit von der jeweils abgefuhrten Wassermenge, so daB hier nur Richtwerte angegeben werden konnen. In Gebirgsbachen betragt sie durchschnittlich Q = 2-10kg/m^ und kann bei Hochwasser auf Werte von Q = 50-60 kg/m^ ansteigen, Flachlandflusse fiihren im Durchschnitt Q = 0,1-1,0 kg/m^, im Hochwasserfall Q = 5 10 k g W Geschiebe und Schwebstoffe. Nach der Feststellung der Geschiebe- und Schwebstoffverhaltnisse Cs im FlieBgewasser muB das mindestens zu erreichende Entsandungsverhaltnis Rs ermittelt werden, das im wesentlichen, wie oben bereits erwahnt, von den Erfordemissen des Betriebs aus der zulassigen Konzentration der Geschiebe- und Schwebstofffracht im Triebwasser Q^„/ bestimmt wird: j^^^£iz£^^.j00

[%]

Q Rs Entsandungsverhaltnis Cs Konzentration der Geschiebe- und Schwebstofffracht Cs,zui zulassige Konzentration der Geschiebe- und Schwebstofffracht im Triebwasser

(7.1) [%] [kg/m^] [kg/m^]

Liegt aufgmnd der eingangs erwahnten Ermittlung der Geschiebeverhaltnisse eine Sieblinie des im FlieBgewasser mitgefuhrten Materials vor, wie diese beispielhafl in der Abb. 7.3 dargestellt ist, so kann daraus Uber die mit der charakteristischen KomgroBe dch festgelegte Entsandungsgrenze das Entsandungsverhaltnis Rs abgelesen werden.

7 Sandfang

194

0

Abb. 7.3: 7.2.2

0,006

0,01

0,02

0,06

0,1

0,2

0,6

1

2

Ermittlung des Entsandungsverhaltnisses Rs aus einer Sieblinie [7.1] Beckenbemessung

Von besonderer Bedeutung fiir die Dimensionierung des Sandfanges ist die Sinkgeschwindigkeit v^ des charakteristischen Komes mit dem Durchmesser dch, das im Sandfang noch dem Triebwasser entzogen werden soil (Entsandungsgrenze). Fiir die Dimensioniemng gibt es mehrere rechnerische Ansatze, die jedoch alle den Nachteil besitzen, daB fiir diese eine genaue Kenntnis des Widerstandsbeiwertes des Komes und dessen Reynolds-Zahl notwendig ist. Es bietet sich daher an, auf gesicherte Werte zuriickzugreifen und die Sinkgeschwindigkeit v^ iiber die Sinkgeschwindigkeit v^' fur mhendes Wasser aus nachfolgender Abb. 7.4 zu ermitteln. Die dortigen Angaben sind fiir Quarze gemacht, die bei der Geschiebeund Schwebstofffracht dominieren und aufgmnd ihrer Harte die schadenstrachtigste Abrasion vemrsachen. Eventuelle kleinere Abweichungen der Dichte Pf konnen vemachlassigt werden. Durch das flieBende Wasser wird die Sinkgeschwindigkeit verzogert, so daB die FlieBgeschwindigkeit v beriicksichtigt werden muB, die in Sandfangen bei: v^0,2^0j{^0,6)

[m/s]

(7.2)

liegen sollte. Man erhalt die Sinkgeschwindigkeit im flieBenden Wasser v^ aus: a^v [m/s] v^. Sinkgeschwindigkeit in flicBendem Wasser v^/ Sinkgeschwindigkeit in ruhendem Wasser (s. Abb. 7.4) as Verzogerungsbeiwert der Sinkgeschwindigkeit mit dem Verzogerungsbeiwert der Sinkgeschwindigkeit a^. .0,132/

ttv = '

/4h

[-]

(7.3) [m/s] [m/s] [-]

(7.4)

wobei an dieser Stelle der Berechnung die Wassertiefe h noch nicht bekannt ist und man eine Annahme treffen muB.

7 Sandfang 10:

195

1

r

8" 6-

4 -

—[mrm l

^^J

2-

^ ^ R e = .000

JW-

108 0 604-

^ 02 01 Ci (\^ -

uûo

.^
:^

.«>

ao

Schallgeschwindigkeit in unendlich ausgedehntem Wasser (10 °C) [m/s] Durch Kurzen von (8.15) mit Apj und Erweitem mit p und unter der Berucksichtigung von (8.16) laBt sich die resultierende Druckwellengeschwindigkeit a in einem dtinnwandigen elastischen Rohr wie folgt formulieren:

4=p^+-P:^=-^+^ = - ^ + # : ^ = ^^^^54:^[sW] (8.19) a

Ep

A' Api

Gf

QR

ap

QP-ER-S

ap

a Druckwellengeschwindigkeit [m/s] QR Druckwellengeschwindigkeit des Rohres [m/s] Aus (8.19) ergibt sich die Druckwellengeschwindigkeit a in einem elastischen Rohrzu: a = -===JL==

[m/s]

(8.20a)

Unter Beriicksichtigung des Querdehnungseinflusses ju, der sich je nach Lagerungsart der Rohrleitung verandert, muB (8.20a) um den Faktor kg erweitert werden: a=

kq

• ^"^ fj + Ep/^ ,^^/ .k^ 'ER /S '^^

[m/s]

Faktor infolge QuerdehnungseinfluB s. Tabelle 8.6

(8.20b)

[-]

8 Druckrohrleitungen

217

Tabelle 8.6: Spannungen im Rohrmantel und Faktor kq infolge QuerdehnungseinfluB 1 Einspannverhaltnis Langsspannung o/ Ringspannung cr^, ^^fur//=0,3 JLeitung mit Dehnungsstucken 0 7-///2 = 0,85 (Pi'dt)/(2'S) iLeitung einseitig eingespannt, ohne (prd^/(4's) (Pi'd^/(2'S) 7,25-//= 0,95 Dehnungsstucke, langs dehnbar iLeitung beidseitig eingespannt, \(m 'Pi 'di)/(2 -s) (Pi'd^/(2'S) 7 - / / = 0,91 Ibehinderte Langsdehnung

Durch den groBer werdenden Faktor kq in (8.20b) wird die dampfende Wirkung der Rohrleitungslagerung auf die Druckwellengeschwindigkeit deutlich. Sie andert sich, wenn der Rohrinnendurchmesser dt, die Wandstarke s des Rohres, die Einspannverhaltnisse der Rohrleitung (Faktor ^^) oder das Rohrmaterial {Ei^ variieren. An solchen Stellen kommt es zu Partialreflexionen und Transmissionen der Druckwellen. Des weiteren kann bereits ein geringer freier Gasgehalt, d. h. Luft in Form von kleinen Blaschen, die Kompressibilitatseigenschaften des Triebwassers sehr stark verandem, so dal3 die Druckwellengeschwindigkeit bis auf einen Bruchteil des Wertes von reinem Triebwasser absinken und druckabhangig werden kann. In Abb. 8.7 sind fur verschiedene Rohrmaterialien {ER S. Tabelle 8.7) und fiir die drei moglichen Einspannverhaltnisse der Leitung (s. Tabelle 8.6) die Druckwellengeschwindigkeiten tiber dem Verhaltnis von Rohrdurchmesser d zur Wandstarke s aufgetragen. Tabelle 8.7: Elastizitatsmodule ER verschiedener Materialien Wasser 1 Stahl GuBeisen Blei 1 Material 1 E-Modul [kN/m^] ^,1 X 10'1210^x lO"* 100x10' J 7 x J 0 '

Beton 30x10'

Etemit PVC(hart)| 30 X 10^ 2,5x10' 1

Vielfach ist es bei Stahlbetonrohren zweckmaBig, bei der Ermittlung der Druckwellengeschwindigkeit die Betonstarke durch Multiplikation mit dem Verhaltnis der Elastizitatsmodule von Beton zu Stahl in ein aquivalentes Stahkohr umzuwandehi, wobei noch die aquivalente Wandstarke der Bewehrung hinzuzuzahlen ist. Das Verhaltnis EB/ES liegt im Normalfall zwischen 1/10 und 1/15; ein Verhaltnis 1/20 ist jedoch empfehlenswert, da bei Stahlbetonrohren stets mit Rissen im Beton zu rechnen ist. Bei dieser Verfahrensweise bleibt jedoch unberiicksichtigt, daB die Spannungen in einem dickwandigen Rohr nicht wie in einem dunnwandigen gleichmaBig in der Rohrwand verteilt sind. Fiir ein dickwandiges Rohr (s. Abb. 8.8a) ohne Beachtung der Einspannverhaltnisse der Leitung errechnet sich die Druckwellengeschwindigkeit zu: 7+ SB

Betonwanddicke

df/si

\

2\l + dilsB)

[m/s]

(8.20c) [m]


218

1400 1300 1200 1100 1000 900 800 700

^s\

\ \ .

Dehnungsstiicke vorhanden behinderte Langsdehnung Langsdehnung einseitig moglich s^

i^ '^

>.âhl

Vs.

A 'K

"

A 'A

•

•

^

^^r ^ ^ ^ ^ s ^

^v%

•

• • • ^ • . • : :

^^^;;r:r^^..^

^-^^^^^^

.^GuBeisen "

V

•

^

^^^^^^î^^^

•XSv

'"'•^•^•-•:7

xs^

\\\\

*

""^

400 —"Â 300

>^.^

'•.\X

a [m/s] 600

500

• :V\^

" • • " ^ • ' ^ • > .

;--^....,^Beton und Etemit

NX

200 " • • ^ " ^ ^ ^ ^ ^ ^

^^^^^^^'^^^^^^=^^:i=rt

PVC - hart

100 d/s[-]-^

0

Abb. 8.7:

50

100

150

200

250

300

Druckwellengeschwindigkeit a in Wasserrohrleitungen aus unterschiedlichen Materialien[8.18]

Der Wert im Zahler in (8.20c) entspricht der Schallgeschwindigkeit fur Wasser. Bei Stollen, die durch den Pels geschlagen sind, muB die Elastizitat EG des Gebirges mit in den Ansatz gebracht werden, so daB fiir einen PanzerstoUen (s. Abb. 8.8b) gilt: [m/s]

(8.20d)

mit

7

+— +

8 =

EB

{di-\-2's)'{di-\-2'S-\-2'SB)

EG

[-]

(8.21a)

£o E-Modul des Felsens/Gebirges [N/mm^] JUG Querdehnungszahl des Felsens/Gebirges H Aus (8.20d) folgt fur den ungepanzerten betonierten Druckstollen mit ^ = 0: a = Py^/ylU2'E,,'S

[m/s]

(8.20e)

mit

2 EB

SB-id^-^SB) 1 f, 7 ^ T-^^ ^ +— + 7+ — di'[di+2'SB) Eg [^ [lay

[-]

(8.21b)

8 Dmckrohrleitungen

219

Wird der EinfluB der Querdehnung des Felsens auBer acht gelassen, so wird fiir einen rohen FelsstoUen (s. Abb. 8.8d) mit SB = 0:

"fK/f

2-E„

EG

[m/s]

y

1 EB/

(8.20f) EG

d

1sB\

s-y

(

ÊR

b

a Abb. 8.8: 8.3.2

^ •c

d

Verschiedene Wasserleitungen: a) dickwandiges Rohr; b) PanzerstoUen; c) betonierter Druckstollen; d) FelsstoUen [8.18] DruckstoBberechnung

Ftir die DruckstoBberechnung werden grundsatzlich die vier folgenden Annahmen getroffen[8.18]: - Die Geschwindigkeit und der Druck sind liber den FlieBquerschnitt gleichmaBig verteilt. - Die Rohrleitung ist voll mit tropfbarer Flussigkeit gefiillt. - Die Geschwindigkeitshohe ist im Vergleich zur DruckstoBhohe vemachlassigbar klein. - Die Wasserspiegelhohe in dem Behalter, aus welchem die Rohrleitung gespeist wird Oder in welchen sie ausmiindet, bleibt flir die Zeit bis zum Abklingen der DruckstoBe konstant, da diese Vorgange meist nur wenige Sekunden, selten Minuten, andauem. Eine naherungsweise Berechnung des DruckstoBes ist moglich, wenn zusatzlich eine ideale (reibungsfreie und inkompressible) Fliissigkeit und eine vollig starre Rohrleitung angenommen wird. 8.3.2.1 Joukowsky-StoB Zur Abschatzung von DruckstoBen kann der Extremfall eines plotzlichen SchlieBens einer Absperrarmatur herangezogen werden. An einem einfachen Rohrleitungssystem mit Behalter, Rohrleitung und Absperrarmatur (siehe Abb. 8.9) laBt sich der zeitliche Druckverlauf anschaulich darstellen. Durch das schlagartige Absperren und die damit verbundene plotzliche Verzogerung der FlieBgeschwindigkeit um Av entsteht eine Druckerhohung Appu = a -p -Av, die Joukowsky-StoB bzw. Allievi-Joukowsky-StoB genannt wird. Der DruckstoB lauft als Uberdruckwelle mit der Druckwellengeschwindigkeit a in der Rohrleitung bis zum offenen Ende am Behalter. Die Laufzeit Ti der Druckwelle Uber die gesamte Rohrlange / errechnet sich nach der Formel: TL

- 1/

[s]

(8.22)

220


Die Reflexionszeit TR ist der Zeitraum, d e n die Druckwelle benotigt, u m wieder z u m A u s g a n g s p u n k t zurtickzukehren, u n d ergibt sich zu: TR=2'T,=2'1/

(8.23)

[S]

TL Laufzeit der Druckwelle [s] TR Reflexionszeit [s] Erreicht die Druckwelle am Ende der Laufstrecke einen freien Wasserspiegel mixp = const, so erfolgt eine Totalreflexion der Druckwelle bei Umkehrung des Vorzeichens. Die Vorzeichenumkehr fiihrt zu einer Entlastung an der Armatur. An einem verschlossenen Ende einer Rohrleitung tritt ebenfalls eine Totalreflexion ein; hier bleibt jedoch das Vorzeichen erhalten. Betragt die Zeit, in der sich der DurchfluB und damit die FlieBgeschwindigkeit andert, weniger als die Reflexionszeit TR, SO kann es in dieser Zeit zu keiner Entlastung an der Armatur durch die an der freien Wasserflache reflektierte Welle kommen. In diesem Fall ergibt sich - wie oben schon erwahnt - die maximale DruckstoBhohe infolge des Joukowsky-StoBes zu: a-Av '*a,jonion = ± [m] max ha. g max hajov maximale DruckstoBhohe infolge Joukowsky-StoB Behälter ^ t=0

0 < t < 0,5

ThEl

[m]

l \ Absperrarmatur

v

Überdruck Unterdruck

TR

t = 0,5 T R

^ 0,5 T R < t < T R

t = T,

Abb. 8.9:

(8.24a)

v =v0

v=0

.*r .+5p. 3 -

^^p.

TR^0 die maximale DruckstoBhohe haôo ansteigen. Dies steht im Widerspruch zu dem in Wirklichkeit auftretenden Ergebnis. ErfahrungsgemaB werden nur dann noch praktisch verwertbare Ergebnisse erzielt, sofem die Bedingung 7 [s] > / [km] eingehalten wird. Der groBte DruckstoB nimmt linear bis auf den Wert Null an den Einmttndungs- bzw. Ausmiindungsstellen der Rohrleitung in einen Behalter mit freiem Wasserspiegel ab (s. Abb. 8.12a). Die Bedingung des dynamischen Gleichgewichts fiihrt fur eine in n Teillangen abgestufte Rohrleitung mit konstanten FlieBflachen At fiir jede Teilstrecke in Kombination mit der Bedingung nur eines moglichen Drucks an jeder Sprungstelle des FlieBquerschnittes zu dem Ergebnis, daB in (8.30) und (8.31b) die Summe aus If/Ai eingesetzt werden muB, wobei (8.31c) dann nur separat fiir jede Teilstrecke gilt. In der Bedingung 7 > / ist dann // einzusetzen. 8.3.2.4 DruckstoB nach der Theorie der elastischen Wassersaule Fiir die Berechnung des DruckstoBes in langen Rohrleitungen und bei kurzen Regelzeiten muB die Kompressibilitat der Flussigkeit und die Elastizitat der Rohrwand berucksichtigt werden, da an der Storstelle Dichteanderungen, die sich mit der Druckwellengeschwindigkeit a in der Rohrleitung ausbreiten, entstehen. Der DruckstoB an einem beliebigen Ort zu einem beliebigen Zeitpunkt ist dann die Folge superponierter, an ausgezeichneten Stellen reflektierter und transmittierter Druckwellen. Fiir die Erfassung des transienten Stromungsverhaltens von Fliissigkeiten in Rohrleitungen ist eine mathematische Formulierung der Grundgleichungen, die alle fiir den Transportvorgang bedeutende Einfliisse und Bedingungen beschreiben, erforderlich. Ausgehend von einer Impulstransportbilanz, die auf der Basis des Newtonschen Grundgesetzes samtliche am Transportvorgang beteiligten Krafte erfaBt, kann mit den Mitteln der Hydromechanik die Beschreibung eines Stromungsvorganges formuliert werden. Der EinfluB der Warmeleitung wie er in der Thermodynamik iiber eine Energiebilanz zum Ausdruck gebracht wird, ist fiir die hier anstehende Problematik von untergeordneter Bedeutung.


225

Wenn man die am Transportvorgang beteiligten Krafte auf mechanische GroBen beschrankt, also Krafte aus elektrostatischen Wirkungen, chemischen Prozessen sowie Nuklearwirkungen ausschlieBt, sind die nachfolgend genannten Gleichungen ftir die Beschreibung des transienten Stromungsverhaltens von Flussigkeiten in Rohrleitungen relevant (siehe auch Abb. 8.13a): - Bewegungsgleichung: Beschreibung des Zusammenwu*kens von Massen-, Tragheits-, Druck- und Reibungskraften an einem infiniten Raumelement in Form einer differentiellen Impulstransportgleichung. - Kontinuitatsgleichung: Formulierung des Prinzips der Massenerhaltung (Quellen- und Senkenfreiheit) an einem infiniten Raumelement in Form einer differentiellen Massentransportbilanz. - Zustandsgleichung: Erfassung des thermischen Zustands durch einen Zusammenhang zwischen Dichte, Druck und Temperatur als Ersatz ftir eine Warmetransportbilanz. - Materialgleichung: Beriicksichtigung des Reibungsverhaltens der Fltissigkeit im turbulenten Stromungszustand. Reine DruckstoBvorgange in Rohrleitungen konnen in den meisten Fallen ausreichend genau durch die Bewegungs- und Kontinuitatsgleichung erfaBt werden. Die Bewegungsgleichung ergibt sich aus dem Kraftegleichgewicht an einem Rohrelement mit der endlichen Lange dx\ b{pi'A\ ^^ --dx-Xo -n-di'dx-pf 5x

- g-A-dx-sina

= pfA'dx

dv dt

[N]

(8.32a)

To Wandschubspannung [N/m^] [°] a Winkel zwischen der Rohrachse und der Horizontalen Der erste Term in der Bewegungsgleichung (8.32a) beinhaltet die Resultierende aus den Druckkraflten in und entgegen der FlieBrichtung, der zweite die Reibungskraft aufgrund der Wandschubspannung, die entgegen der FlieBrichtung wirkt, der dritte die Komponente der Schwerkraft in FlieBrichtung und der vierte Term das Produkt aus Masse mal Beschleunigung. Die Ortsvariable x entlang der Rohrachse und die Zeitvariable t sind die unabhangigen Veranderlichen, wahrend die mittlere Querschnittsgeschwindigkeit v und der Druck/7/ orts- und zeitabhangig sind. Bei einem unveranderlichen Kreisquerschnitt A vereinfacht sich die Gleichung durch Kiirzen mit dx und A = TT - df/4 : -^-pp' — -pp'g'Sina— 'io=0 dx dt dj Fiihrt man den empirischen Ansatz: T, = - ^ ^ . v | v |

[N/m^]

[N/m^]

(8.32b)

(8.33)

o

ftir die Wandschubspannung in die Gleichung ein, ergibt sich: ^ OX

+ p,.^

+ p,.g.sina dt

+^ - v \ y \ = 0 2-di

[N/m']

(8.34)


226

Das vollstandige Differential von v(t,x) ist: (8.35a) dt [m/s] dy = — dx-\ dx dt Durch Kiirzen mit dt ergibt sich mit der Beziehung fur die Geschwindigkeit dv = dx/dt die substantielle Beschleunigung, die sich aus einer konvektiven und einer lokalen Beschleunigung zusammensetzt: dv

5v

^

r

— = v— +— dt dx dt

, 2T

(8.35b)

[m/s]

Unter der weiteren Beriicksichtigung von sin J3= dz/dx lautet die Bewegungsgleichung: 7

dpi PF dx

dv dx

dv dv dt

dz dx

X 2'di

i i

/i

r / 2i

(8.36)

Die Bilanz der pro Zeiteinheit zu- bzw. abflieBenden Fluidmengen in einem Rohrelement der endlichen Lange dx fiihrt zur Kontinuitatsgleichung: pF'A-v-

d{pf'A'v)

d(^Pf

PF 'A'V-\-—^

-'dx

-A'dx^

[kg/s]

dt

dx

(8.37a)

Nach partieller Ableitung und Kiirzen mit dx und p^ A ergibt sich: dv

V

dpf

V dA

1 dA

1

dpF

dx

Pf

dx

A dx

A

pp

dt

dt

=0

(8.37b)

[1/s]

Unter Benicksichtigung der totalen Ableitungen nach der Zeit:

1 ^ A

dt

dA ^ dA A V dA 1 dA + dx + dt \ = dx dt J A dx A dt

A'dt

J_ dpF dt

PF

5P-.^^^.^H = dt

dx

pfdt

V

,,, , [1/s]

ap^ ^ 1 dx

PF

Pf

(8.38a)

dpF dt

[1/s]

(8.38b)

kann (8.37b) umgeformt werden zu:

dv_ J_ dpF _^±^dA

= 0 [1/s] A dt dx PF dt Die Beziehung fur die Dichte kann weiter umgeformt werden zu: 1

dpf _ 1

Pf

dt

Pf

dpF

dpi _ 1

dpi

dt

Pf

1 Uf

dpi _ dt

1 Gf' Ef

. ^ dt

[1/s]

(8.39)

(8.40)

wobei die Gleichung durch die Druckwellengeschwindigkeit und den Elastizitatsmodul der Fliissigkeit vereinfacht werden kann. Unter Beriicksichtigung des Zusammenhanges: A

dt

A dpi

dt

[1/s]

(8.41)


227

laBt sich (8.39) wie folgt umformulieren: dv 1 —+ —

Qf

dA dpi

A

dpi = 0 [1/s] dt

(8.42)

Mit dem Zusammenhang fur die Wellenfortpflanzungsgeschwindigkeit a in einer Rohrleitung aus elastischem Werkstoff aus (8.19) und unter Berticksichtigung des totalen Differentials: dt

dx

[N/m' • s]

dt

(8.43)

lal3t sich die Kontinuitatsgleichung folgendermaBen darstellen: dv dx

PF

8.3.3

^dpi_^dp^ dx dt

-a

(8.44)

= 0 [1/s]

Charakteristikenverfahren

Die Bewegungs- und Kontinuitatsgleichung ((8.36) und (8.44)) als Grundgleichungen zur Beschreibung der instationaren Rohrstromung sind partielle nichtlineare Differentialgleichungen vom hyperbolischen Typ. Das Charakteristikenverfahren zur Losung dieser beiden Differentialgleichungen beruht darauf, dafi sich Storungen (Wellenfronten von Druck- oder Geschwindigkeitsanderungen) entlang von Bahnlinien (Charakteristiken) in der x-r-Ebene ausbreiten (s. Abb. 8.13b+c). Durch diese Annahme vereinfachen sich die partiellen Differentialgleichungen zu gewohnlichen Differentialgleichungen, die einer numerischen Losung leichter zuganglich sind. Die Steigung der Charakteristiken entspricht der Fortpflanzungsgeschwindigkeit der Druck- und Geschwindigkeitsanderungen, sofem die FlieBgeschwindigkeit v viel kleiner als die Druckwellengeschwindigkeit a ist. Dies trifft bei Wasserleitungen im Normalfall immer zu. Druckhöhenlinie p g·p

t . ^ • ^

t

tP

dx dt

dx dT=v-a Xlt

a

to=2Atf ^ î^^T.

/^ P /K

:·7i·d·dx g·p·A·dx Bezugsniveau

(b

xU

xP

xR x (c^

, Ax

, U Ax I

R

x

Abb. 8.13: a) Kraftebilanz an einem Rohrelement; b) Graphische Darstellung von Charakteristiken; c) Berechnungsgitter fur das Charakteristikenverfahren Nach Multiplikation der Kontinuitatsgleichung (8.44) mit der Druckwellengeschwindigkeit a erhalt man: dv

1 a-\-

dx

PF

'^

dx

dt

[m/s^]

(8.45)


228

Die Bewegungsgleichung (8.36) zeigt sich nach einer Umstellung in der folgenden Form: ^v

dv

1 dpi

— + v- — + dt dx Pf

dz

—-^g dx

X

I I /, r / 2i

+

V- V = 0

dx

(8.46)

[m/s^]

2'dj

Wird (8.45) zur Bewegungsgleichung (8.46) addiert bzw. von ihr subtrahiert, ergibt sich: dv

/ ^ \ dv ^

dt

dx

1 PF

-a

dx

I

^ dz dx

X 2'di

dx

\ \ ' '

J

^

, 2^

re

^ [m/s^] n

A^ ^

(8.47a)

Die Terme (v±a) = dx/dt werden als Charakteristiken (s. Abb. 8.13b) definiert, ftir die somit die folgende Gleichung gilt: dv dt

dx dv dt dx

1 (dx -a \dt

PF

dpi dx

dpt | g ~ + -^-v\v\ dx j ^ dx 2'di

=0

[m/s']

(8.47b)

Mit den totalen Differentialen: dv dv dv dx — =— + dt dt dx dt dPL^^^^.^ dt dt

^ / 2-. [m/s^]

(8.48a)

[N/m^.s]

(8.48b)

dx dt

ergibt sich die Gleichung (8.47b) zu: dv_^ dt

1 PF

dPK^g.d^^J^,y,UÔ ^ dx 2'di

'Ci dt

[m/s^]

' '

(8.49)

Der zweite Term in (8.49), der den absoluten Druck enthalt, kann auch als Piezometer Oder Druckhohe dargestellt werden: 1 PF

dpi _ g f dh

'Ci dt

a \dt

dz^ dt

[m]

(8.50)

Eingesetzt in (8.49) erhalt man: dt

^ dh a dt

dz^ dt

dz dx

X 2'di

I I

/,

r / 2i

(8.51)

Der Ausdruck dz/dx laBt sich wie folgt umformen: dz dx dz ^ , ^ dz ^ , ^ = (v±a] [m/s] — = dt dt dx ^ ^ dx und (8.51) verandert sich damit zu: dv ^g (dh — ± —• dt a [dt

/ ^ ^dz^ dz X \v±a)— +e + ^ ^ dx) dx 2'di

(8.52)

11 n V- V = ^ ' '

r / 2n [m/s 1

(8.53)


229

Bei Fliissigkeitsstromungen ist die Annahme, daB die FlieBgeschwindigkeit v viel kleiner als die Druckwellengeschwindigkeit a ist, gerechtfertigt. Dadurch entfallen auch die konvektiven Terme v • dv/dx und v • dp/dx in (8.47a) und auch der Term dz/dx in (8.53). Diese Vereinfachung Hefert genaue Ergebnisse, solange die Bedingung v =/?/ in die Gleichung fiir die Vergleichsspaimung eingesetzt werden. Damit erhalt m a n die Vergleichsspaimung nach der Schubspannungshypothese aus (8.72a) zu: Ov,scH=^^-{-Pi)

[N/mm']

(8.75a)

Oder = 1,5 [-] Die beiden Diagramme in Abb. 8.15 kann man jeweils in drei Bereiche einteilen: 1. Fur Lastspielzahlen unter 3000 bei nahtlosen und unter 500 bei geschweiBten Rohren gelten die fiir ruhende Belastung bekannten Festigkeitswerte. 2. Bei Lastspielzahlen von 3.000-3-10^ bei nahtlosen und von 700-310^ bei geschweiBten Rohren ist man im Bereich der Zeitschwellfestigkeit. 3. Uber einer Lastspielzahl von 3-10^ wird die Dauerschwellfestigkeit unabhangig von der Lastspielzahl. Weitere Sonderregelungen sind in der DESf 2413 [8.22] aufgefiihrt.


238

700 600 + 2 550 3[N/mm] 500 450 400 350 300 Jr 250 200 ^Sch

^500^ , _ , .-

,

150

100

Lastspielzahl n I I li III

2 550 [N/mm ] 500 450

® Abb. 8.15: Schwellfestigkeit CTsch fur a) nahtlose und b) geschweiBte Rohre {\^N= UO) [8.22] 8.4.2

Einbeulen und Verformen

In geraden Rohrabschnitten unter auBerem tJberdruck ist neben dem Nachweis gegen die Vergleichsspannung nach der Schubspannungshypothese noch zusatzlich die Gefahr des Einbeulens zu Uberprufen. Hierbei ist zu unterscheiden zwischen - elastischem Einbeulen und - plastischem Verformen. Im zweiten Fall tritt un Gegensatz zum ersteren eine Beanspruchung bis Uber die Streckgrenze hinaus ein, so daB bleibende Verformungen die Folge sind.


239

Die Bestimmung des zulassigen auBeren LFberdrucks ist im AD-Merkblatt B6 [8.23] geregelt. Danach betragt der zulassige Druck fur den Lastfall elastisches Einbeulen: Pkrit,ei=

]'^^''l

[N/mm^]

(8.81)

Pkritei zulassiger Druck (Lastfall elastisches Einbeulen) SK Sicherheitsbeiwert gegen elastisches Beulen beim Berechnungsdruck fj, Querkontraktionszahl, fur Stahl i. d. R. // = 0,3

[N/mm^] [-] [-]

SK ist fur Unrundheiten ^„ < 1,5 % (s. Gleichungen (8.83a) und (8.83b)) unabhangig vom Werkstoff mit *S'A:=3,0 anzusetzen; fur du> 1,5% ist *Sj^ = 2,25 + 0,5 ' du. Die erforderliche Wanddicke s kann auch aus Abb. 8.16, die ftir eine Querkontraktionszahl von /u = 0,3 gilt, ermittelt werden. Fiir den Lastfall plastisches Verformen ist der zulassige Druck folgendermaBen definiert: _2'K Pkrit.pl — —

s d.

^^

l,5'd,\l-0,2'dall)'da lOO'S^

[N/mm^]

Pkrit,pi zulassiger Druck (Lastfall plastisches Verformen) du Unrundheit s. (8.83a) bzw. (8.83b) / Beullange = Lange zwischen zwei wirksamen Versteifungen S Sicherheitsbeiwert beim Berechnungsdruck s. Tabelle 8.9 Die Unrundheit du berechnet sich bei Ovalitat aus: du=2'

•100

[%]

(8.82) [N/mm^] [%] [mm] [-]

(8.83a)

und bei Abflachung aus: d,= — 'q'100 da

[%]

(8.83b)

q Abflachunggemafi Abb. 8.14d [mm] Ist das betrachtete Rohr mit Versteifungen in sehr kurzen Abstanden versehen, d. h. ist das Verhaltnis des AuBendurchmessers zur Beullange da/l> 5, ergibt sich der zulassige Betriebsdruck als der groBere der beiden folgenden Werte: Pkru,pi=^~ S da

[N/mm^]

(8.84a)

Pkr,,pi=^~

[N/mm^]

(8.84b)

Die erforderliche Wanddicke s kann fiir eine Unrundheit von du= 1,5% auch aus Abb. 8.17 bestimmt werden.

240

8 Druckrohrleitungen î

Q

97 \1 >// // // /// // (d) // II ? ^ z,3

y

^ n

J,U

J,D

d 0 4,U 4 ^ 4,!>

SLW 60

y

y

i

y'

V

D,0

> •

7 ^ o,U

J

op •

^p •

Abb. 8.19:

Bodenspannungen infolge StraBenverkehrslasten pv,s\ fiir /? = 0,5-2,0 m: a) SLW 60, b) SLW 30, c) LKW 12, d) fur h = 2,0-10,0 m


245

Die fiir Eisenbahnverkehrslasten relevanten Bodenspannungen pv,E konnen aus der nachfolgenden Tabelle 8.11 entnommen werden, eventuell relevante Zwischenwerte sind linear zu interpolieren. Bei diesen Lastangaben ist die lastverteilende Wirkung von Schienen und Schwellen beriicksichtigt. Fiir die Mindestiiberdeckung gilt der groBere der beiden Werte h=\,5m oder h = dj. Der StoBbeiwert ^VÊ fur Rohre unter Gleisen betragt: i^yE= 140-0J-m-^ (pvE

'(h-0,50m)>

10

(8.90)

[-]

StoUbeiwert fiir Rohre unter Gleisen

H

Tabelle 8.11: Bodenspannungen aus EisenbahnverkehrslastenP(/,£

p^M 1 pv,E [kN/m^l, eingleisig

1,50 48 48

|/?p^,£ [kN/m^], mehrgleisig

2,75 39 39

5,50 20 26

> 10,00 10 15

Bei eingeerdeten Leitungen sind zusatzlich noch Erdlasten zu beachten (s. Kapitel 8.4.3.2). Aus dem resultierenden Moment laBt sich die Langsbiegespannung berechnen gemaB der bekannten Formel: a,,=/,.(M,/fr,)

[N/mm^]

(8.91)

mit dem Widerstandsmoment Wi des Kreisrings: (8.92)

^^=y^'^~'^Ya f^^'^

<Jljj Biegespannung in Langsrichtung [N/mm^] fb Spannungserhohungsfaktor, fur gerade Rohre : ^ = 1 [-] Wi Widerstandsmoment des Kreisrings [mm^] Ml Moment in Langsrichtung (s. a. Abb. 8.18) [kNm] Die Biegespannungen in Rohrbogen und -formstucken weichen von der Spannungsverteilung in geraden Rohrabschnitten ab. Um dies zu beriicksichtigen, werden Spannungserhohungsfaktoren fb definiert, welche die Biegespannungen in Form einer mittleren Langsspannung angeben. Ausfuhrliche Angaben zu den FaktoxQn fb sind z. B. in der Norm ANSI B 31.1 [8.26] gegeben. Aufgrund des Hangabtriebes wird in geneigten Rohrleitungen auBerdem durch die rohrparallele Komponente des Eigengewichts eine Langskraft hervorgerufen, die in den nichtverschieblichen Auflagem aufgenommen wird. Das heiBt, die zugehorige Spannung erhoht sich mit der Leitungslange zwischen den Auflagem. Aus diesem Gmnd wird hier nur die sich ergebende Langsspannung aus Eigengewicht (Tig pro laufendem Meter Rohrleitung angegeben: Y;. 'li'dm î,g

P

=

'S'Sin^

• jr 'Sin^

[N/mm m]

(8.93)

Ti'dnt'S

Langsspannung aus Eigengewicht pro Ifd. Meter Rohmeigungswinkel

[N/mm^m]


246

Zusatzlich sind Krafte in Rohrlangsrichtung zu berticksichtigen, die sich aus den Druckangnffsflachen an Stopfbuchsen und Kegelstucken fiir die Durchmesseranderung ergeben (s. Abb. 8.20a + b). Drucklinie

Degenrohr -nbh

J

AJl]

w

'////////// -p.

Jl

^^^

a Abb. 8.20:

a) Stopfbuchsenkraft; b) Kegelsttickkraft

So laBt sich die Stopfbuchsenkraft FM durch den Druck/7, auf die Rohrstimflachen berechnen zu: FM =-Pi'2'n'rm'S FM

[N]

(8.94a)

Stopfbuchsen- bzw. Muffenkraft

[N]

Die damit verbundene Langsspannung aus den Stopfbuchsenkraften entspricht, wie aus Abb. 8.20a leicht zu ersehen, dem Innendruck/?,: îM = -Pi (JIM

(8.94b)

[N/mm^]

Langsspannung aus den Stopfbuchsenkraften

[N/mm^]

Durch die Rohrverjiingung am kegelformigen Ubergangssttick (s. Abb. 8.20b) erhalt man gleichermaBen eine Kegelstuckkraft Ft), die sich ermitteln laBt aus: Fo=-

Pi,l + Pi,2

Fij

'n\r^j-r^2)

(8.95a)

[N]

Kegelsttickkraft im Ubergangssttick

[N]

wobei der Index 1 fiir den Leitungsabschnitt mit groBerem Durchmesser und der Index 2 fiir den Leitungsabschnitt mit kleinerem Durchmesser angesetzt werden. Damit erhalt man die Langsspannung aus der kegelformigen Rohrverjiingung: Pi,J + Pi,2 CJ/A7

<Jii}

=

[r^,i-r^,2)

[N/mm^]

Langsspannung aus kegelformiger Rohrverjungung

(8.95b) [N/mm^]

Die ringspannungsbedingte radiale Dehnung des Rohres ruft ebenfalls eine Verformung in Langsrichtung hervor. Wu*d diese Dehnung vollstandig behindert, erhalt man die maximale Langsspannung aus der Ringdehnung zu: a/,, =ZrER= 0,01 als ausreichend bemessen, sofem sie fachgerecht verlegt sind und nur Verkehrslasten bis SLW 60 aufhehmen miissen [8.25]. Als iibliche Einerdung gelten dabei Uberdeckungshohen von 1-6 m, wie sie bei Triebwasserleitungen von Wasserkraftanlagen ebenfalls vorkommen. Bei einem Verhaltnis von s/da< 0,01 sowie bei der Notwendigkeit einer genaueren Bemessung fur s/da > 0,01 ist ein exakter Nachweis zu fohren. Bei der Berechnung eingeerdeter Rohrleitungen bestehen fur die Bestimmung der Erdauflast verschiedene Ansatze. In der Vergangenheit wurde vor allem das Verfahren nach MARSTON bevorzugt, das auf der Silotheorie beruht und von der Ausbildung senkrechter Gleitflachen durch unterschiedliche Setzungen im Bodenkorper ausgeht. Daraus folgt eine Unterteilung in die Damm- und Grabenbedingung, je nachdem, ob die in den Gleitflachen wu-kenden Reibungskrafte be- oder entlastend wirken. AuBerdem geben das VdTUV-Merkblatt 1063 [8.27] sowie die ONorm B 5012 [8.28] Vorschlage zur Berechnung eingeerdeter Rohrleitungen. Im folgenden soil das im ATV-DVWK-Arbeitsblatt 127 [8.24] vorgeschlagene Verfahren zur Berechnung eingeerdeter Rohrleitungen naher beschrieben werden. Dieses beruht ebenfalls auf der Silotheorie, unterscheidet aber nicht zwischen Graben- und Dammbedingung, sondem geht bei letzterer von einem unendlich breiten Graben aus. Konzentrationsfaktoren A, die vom Steifigkeitsverhaltnis Rohr Boden abhangig sind, bilden die Grundlage fiir die Erdlastermittlung (s. Abb. 8.24). Zunachst wird anhand der Silotheorie die Spannung PE in Rohrscheitelhohe bestimmt. Die Reibungskrafte in den Grabenwandungen werden dabei iiber den Abminderungsfaktor /c fur Erdlasten bzw. fCo fur gleichmaBig verteilte Flachenlasten erfaBt. Damit gilt fur Graben mit parallelen Wanden nach Abb. 8.21 fur Erdlasten: PE=K'yB'h

[kNW]

(8.100a)

fiir gleichmaBig verteilte Flachenlasten: PE=KO-PO

[kNW]

(8.100b)

und damit insgesamt: PE.ges =K'yB'h-\-Ko'Po PE fc fCo n h Po

[kWw?]

Bodenspannungen infolge Erdauflast Abminderungsfaktor fiir Erdlasten nach der Silotheorie Abminderungsfaktor fur gleichmaBig verteilte Flachenlasten nach der Silotheorie Wichte des Bodens, i. d. R. /b = 20 kN/m^ Uberdeckung ab Hohe Rohrscheitel Flachenlast

(8.100c) [kN/m^] [-] [-] [kN/m^] [m] [kN/m^]


249

Abb. 8.21: Graben: a) mit parallelen Wanden; b) mit geboschten Wanden [8.24] Die Abminderungsfaktoren /rund KQ werden folgendermaBen berechnet:

r

h

\

-2—Kitanb

K =

1-e Ko=e

*

-2—Ki-tanb b

h

'Ki'tanb\

(8.101a)

[-]

(8.101b)

[-]

Kj Verhaltnis von horizontalem zu vertikalem Erdruck s. Tab. 8.12 [-] 8 Wandreibungswinkel [°] Die Werte fiir Kj und ^werden in Abhangigkeit von den folgenden Uberschtittungsbedingimgen Al - A4 angesetzt und konnen aus Tabelle 8.12 entnommen werden: Al: - Lagenweise gegen den gewachsenen Boden verdichtete Grabenverftillung (ohne Nachweis des Verdichtungsgrades); gilt auch fiir Tragerbohlwande (Berliner Verbau). A2\ - Senkrechter Verbau des Rohrgrabens mit Kanaldielen oder Leichtspundprofilen (bis zu einer Profllhohe von 80 mm), die erst nach dem Verfullen gezogen werden; - Verbauplatten oder -gerate, die bei der Verftillung des Grabens schrittweise entfemt werden; - unverdichtete Grabenverflillung; - Einspulen der Verftillung (nur geeignet bei Gi-Boden (s. Tabelle 8.13)). A3: - Senkrechter Verbau des Rohrgrabens mit Spundwanden, Holzbohlen, Verbauplatten oder -geraten, die erst nach dem Verfullen entfemt werden. A4: - Lagenweise gegen den gewachsenen Boden verdichtete Grabenverftillung mit Nachweis des nach ZTVE-StB [8.24] erforderlichen Verdichtungsgrades; gilt auch fur Tragerbohlwande (Berliner Verbau). - Die Uberschtittungsbedingung A4 ist nicht anwendbar bei G^-Boden (s. Tabelle 8.13). Tabelle 8.12: Erddruckverhaltnisse Kj und Wandreibungswinkel S in Abhangigkeit von der Uberschtittungsbedingung und dem inneren Reibungswinkel cp' [8.24] 1 Uberschtittungsbedingung KJ

W

s

Al 0,5 2/3 y

A2 0,5 1/3 J 7 ^

AJ 0,5 0

^44

1

0,5

1

(P'

W

8 Dnickrohrleitungen

250

Bei Graben mit geboschten Wanden (s. Abb. 8.21b) ergeben sich fur gleiches h und b in Rohrscheitelebene hohere Spannimgen, so daB K und KQ durch die Abminderungsfaktoren bei geboschten Wanden K^ und Kpo ersetzt werden (s. FluBdiagramm in Abb. 8.29a-8.29b). Die Gesamtbelastung eines in einem Stufengraben verlegten Rohres ergibt sich aus dem Mittelwert zweier Lastfalle, die der Grabenausbildung links und rechts der Rohrachse entsprechen. Die Berechnungsgrabenform dieser Lastfalle ergibt sich durch Spiegelung jeweils eines Grabenteils an der Symmetrieachse des Rohres, wie in Abb. 8.22 beispielhaft dargestellt. 11t

121 22 23]

F1 F2

B11=2b11

B12=2b12

B22=2b22

L F 11

PF'12^

1-

^ ^ ^ 11 11

F'22 I

½ ^ · F'

12

12

sF22

F1 = F 1 1 +F12

Abb. 8.22:

/

/

/

/

/

/

F ' 2 2 F 21 ½ ^y F2 = F 2 2 + F 2 1

Ersatzgleichflachenlast der GroBe begrenzte Flachenlast der GroBe p . p /^ a^ +T hh P^ ^

i i i i iiiiiii iiiiiil i i i 1 i ; i ; di /

½

F 21,

Lastfalle am Stufengraben [8.29]

begrenzte Flachenlast der GroBe p \

/

B21=2b21

-1\

/

•

/

/

y/yyy///////

y yy yy yy

^

ML

yy:yy/y/yyyyy

Ersatzgleichflachenlast der GroBe

u

JJJ>

2:1/

® Abb. 8.23: EinfluB begrenzter Flachenlasten Der EinfluB begrenzter Flachenlasten wird naherungsweise wie folgt angesetzt: wenn die begrenzte Flachenlast sich innerhalb eines unter der Neigung 2 : 1 begrenzten Druckausbreitungsbereichs befindet: Berechnung als Gleichflachenlast/>' innerhalb der von der Druckausbreitung unter 2 : 1 begrenzten Flache (siehe Abb. 8.23a); wenn sich die begrenzte Flachenlast auBerhalb oder teilweise auBerhalb eines unter der Neigung 2 : 1 begrenzten Druckausbreitungsbereichs befindet: Berechnung als Gleichflachenlast p^ innerhalb der von der Druckausbreitung unter 1 : 1 begrenzten Flache (siehe Abb. 8.23b); wenn sich die begrenzte Flachenlast auBerhalb eines unter der Neigung 1 : 1 begrenzten Druckausbreitungsbereichs befindet: kein EinfluB der begrenzten Flachenlast.


251

SchlieBlich sind noch die eventuell auftretenden Verkehrslasten zu beriicksichtigen (s. Abschnitt 8.4.3). Lastaufteilung bei eingeerdeten Druckrohrleitungen Durch die unterschiedliche Verformungsfahigkeit von Rohr und umgebendem Boden erfolgt eine Umlagerung der berechneten mittleren Bodenspannungen PE> Diese Umlagerung wird rechnerisch durch bereichsweise konstante Konzentrationsfaktoren X beriicksichtigt. Uber dem Rohr wird der Konzentrationsfaktor XR angesetzt, im Bereich 1,5 -da links und rechts neben dem Rohr der Konzentrationsfaktor XB. Bei Rohrgraben mit einer Breite b < 4 -da wird ein Konzentrationsfaktor XRG defmiert (s. Abb. 8.24). V//JL///////////////////////////////////A ^•pE

^R-PE ^B • P E ,

y////////////////,

®

o

PE =

,

PE =

K-YB-h

K-YB-h

Hr '///////////////I 4d i

V////////A///////,

'4-4

1^ Abb. 8.24: Umlagerung der Bodenspannungen: a) biegesteifes; b) weiches Rohr [nach 8.24] Der Konzentrationsfaktor XR tiber dem Rohr berechnet sich aus:

XR

4' K2 max X-l maxX'Vs +a'--0,25 ^ - 1,0, ri < 0,1 Diese gilt fur Druckrohre mit geringer Verformungsfahigkeit, bei denen kein Reroundingeffekt auftritt; ftir die Bemessung ist die Summe der Spannungen aus der AuBenbelastung und aus der Innenbelastung da + o} maBgebend.


270

Klasse 2: Z < 4 Anzuwenden fiir Druckrohre, bei denen ein Reroundingeffekt eintritt, aber die resultierende Spaimung groBer ist als jede der beiden Einzelspannungen (Ja und o}; for die Bemessung ist die resultierende Spaimung maBgebend, die aus den Diagrammen in Abb. 8.33 schnell ermittelt werden kann. Klasse 3: Z >: 4 Darunter fallen Druckrohre mit groBer Verformungsfahigkeit, bei denen ein so starker Reroundingeffekt auftritt, daB die resultierende Spannung kleiner ist als die groBere der beiden Einzelspannungen (Ja und <Ji\fiirdie Bemessung ist die groBere der Einzelspannungen maBgebend. 1,0

nR 0,9

0,8

0,7

0,6

m = 1,0 0,5

o

o

o

o o o oo^

1,0

nR

^ ^ ^ !^^

a/ 10 ,0 o/ r r

0,9

\

^\

" • ^ ^

•

Va

\

0,8

î/â= 0,6 -^ cT/aa= 0,8 ^ cTi/aa= 1,0 "

\\\

0,7

\ c

\

\ \ ^ \

\

\

\\ \ \\\

r| = 4,0 0,5

Abb. 8.33:

NX \ W \

(N o'

m o'

^ o

^ o

;5 [I:; 2 S 2 : ^ o o o'o'o

o

o

o

o o o ooo

o

o

o

'

^

\ \

\

•

\

\\ \ \\\ \ \\\

0,6

• •

\ \ \ \\ \ \

\ Z

o o o ooo

Spannungsabminderungsfaktoren UR. fiir r| = 1,0 (oben) r| = 4,0 (unten) und verschiedene GJ / 1,0//7; = po, d. h. der Innendruck steht am Schichtubergang noch voU an und wird erst in der auBeren Schicht abgebaut. Wird dieser resultierende Druck aus (9.26) dimensionslos gemacht, indem man ihn ins Verhaltnis zum Ausgangsdruck/?o setzt, erhalt man: Po.res

= 1-

k] - a ;

kz/k, 10'

(9.27)

[-]

ro

{kj-hk2)

Po

k d/r = 0,05 d/r = 0,5

10

AA

10

0.0 Abb. 9.9:

0.2

0.4

0.6

0.8

P0,res/P0

1.0

Belastung der Auskleidung im Verhaltnis zum Innendruck/7o,/-e5/iô in Abhangigkeit von den Durchlassigkeitsbeiwerten fur verschiedene Verhaltnisse d/r

(a=l)[9.5]

300

9 Druckstollen und Druckschachte

Diese Gleichung ist in Abb. 9.9 fiir verschiedene Verhaltnisse der Auskleidungsdicke d zum Stollenradius r und einem Benetzungsgrad cO=[A ausgewertet. Es zeigt sich, daB ab einer Auskleidung (Index 1), die ca. lOmal dichter als der Pels (Index 2) ist, die Sickerstomung kaum EinfluB beziiglich der Druckwirkung auf die Auskleidung hat. Ist der umgebende Pels hingegen dichter als die Auskleidung, ergibt sich schon ab einem Verhaltnis k2/ki = 0,1 der Extremfall b), in dem der gesamte Druck erst an der Pelslaibung abgebaut wird. Liegen die Durchlassigkeiten der Auskleidung und des Gebirges im selben Bereich (I/IO < k2/k]

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