Nutzung der Wasserkraft - Planungsgrundlagen und Wirtschaftlichkeit kleiner Wasserkraftanlagen

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1 Nutzung der Wasserkraft - Planungsgrundlagen und Wirtschaftlichkeit kleiner Wasserkraftanlagen Von Harald Hersel, Rodenbach Entsprechend dem Themenbereich dieser Fachzeitschrift beschränken sich die folgenden Ausführungen auf die im ländlichen Bereich vorwiegend anzutreffenden Kleinwasserkraftanlagen mit Leistungen bis zu ca. 0,5 MW, wobei die überwiegende Anzahl der vorhandenen bzw. reaktivierbaren Anlagen bei Leistungen zwischen ca. 20 kw und 200 kw sowie kleinen Fallhöhen unter ca. 5, 00 m liegt. Die Standorte der meisten Kleinwasserkraftanlagen (Mühlen, Sägewerke etc.) bestehen seit Jahrhunderten. Nach der weitgehenden Stillegung dieser Gewerbebetriebe in den letzten Jahrzehnten ist nur noch ein Bruchteil der ursprünglich vorhandenen Kleinwasserkraftanlagen erhalten geblieben. Diese werden größtenteils zur Stromeinspeisung in das Überlandnetz (meist abzüglich des Eigenbedarfs) genutzt. Derzeitige Situation Ein kostendeckender oder gar gewinnbringender Betrieb ist nur bei einem Teil der Kleinwasserkraftanlagen gegeben und hängt von vielen verschiedenen Randbedingungen ab. Diese bewirken in ihrer Gesamtheit sehr große Unterschiede in der Wirtschaftlichkeit selbst technisch gleichartiger Anlagen (51), hierauf wird später noch eingegangen. Seit Inkrafttreten des Stromeinspeisungsgesetzes Anfang 1991 sind zwar die Erlöse gestiegen, doch nehmen seither auch die Belastungen durch wasserrechtliche und ökologisch bedingte Auflagen (energetische Verluste durch erhöhte Restwasserabgaben, Schwemmgutentsorgung, Errichtung von Fischtreppen, Gebühren für nachträglich verlangte Gutachten, Umweltverträglichkeitsstudien etc.) in immerstärkerem Maße zu. Die Überlebenschance bestehender und die an sich technisch sowie wirtschaftlich sinnvolle Reaktivierung stillgelegter Anlagen sind hierdurch in vielen Fällen gefährdet. Dies gilt sowohl für die Situation in den alten als auch in den neuen Bundesländern, wo noch ein großer Nachholbedarf in der Reaktivierung bzw. Modernisierung vorhandener Kleinwasserkraftanlagen besteht [1]. Trotz der verbesserten Einspeisevergütungen (derzeit rd. 15 Pf/kW bei Ausbauleistungen bis 500 kw) und trotz verschiedener Förderprogramme muß in der Regel mit außerordentlich langen Amortisationszeiträumen für das eingesetzte Kapital gerechnet werden (bis zu 30 Jahre und länger), sofern kein steuerlicher Ausgleich mit anderweitigen hohen Gewinnen des Investors möglich ist. Generell ist festzustellen, daß Errichtung, Überholung und Betrieb kleiner Wasserkraftanlagen in den meisten Fällen ohne beträchtliche Eigenleistungen und ohne ein erhebliches Maß an Idealismus der Betreiber kaum möglich ist. Gerade im ländlichen Raum wird die Kleinwasserkraft in der Regel als spätere Beihilfe zur Altersversorgung und Investition für die Kinder bzw. Enkel betrachtet. Allgemeine Planungsgrundlagen Bei einer fachgerechten technischen Planung sind für Reaktivierung, Umbau oder auch Neubau einer Kleinwasserkraftanlage die gleichen grundsätzlichen Überlegungen und Untersuchungen anzustellen. Dabei stellt es sich oft heraus, daß aufgrund vorhandener Gegebenheiten die Umbauten problematischer sein können als die Neubauten [2, 31. Im folgenden wird nicht näher auf die Themen Wasserrecht und Finanzierung eingegangen, sondern nur auf die grundsätzlichen Überlegungen bzw. Untersuchungen. Konstruktive Einzelheiten werden nur stichpunktartig angeschnitten. Hierbei stehen die Maschinensätze im Mittelpunkt, vor allem die von ihnen erzielbare Jahresenergie als wichtigste Grundlage für die Wirtschaftlichkeit aller Investitionen.

2 Welche technischen Untersuchungen sind nun erforderlich, um den nötigen Überblick über die Ausbaumöglichkeiten und den möglichen Ertrag einer Anlage zu erhalten, bevor man sich zu irgendwelchen Investitionen entschließt? Von ganz wenigen Sonderfällen abgesehen besteht die Aufgabe der Wasserkraftanlage darin, den technisch und wirtschaftlich größtmöglichen Betrag an Jahresenergie zu gewinnen, damit dieser entweder im Eigenverbrauch und/oder durch Einspeisung ins Überlandnetz verwertet werden kann. Man wird also danach trachten, das aus Wasserdargebot und Fallhöhe verfügbare Energiepotential möglichst vollständig zu nutzen. Die hierzu erforderlichen technischen Untersuchungen gliedern sich in die in Tafel 1 gezeigten Planungsschritte, weiche teilweise parallel zueinander durchzuführen sind. Dazu einige wesentliche Hinweise.

3 Verfügbares Wasserdargebot Die Ermittlung des natürlichen Wasserdargebots wird für große sowie mittelgroße Wasserstände und Fallhöhen Bild 3: Wasserstände und Fallhöhen (Beispiel) Bild 2: Abfluß Dauerlinien (Beispiel) Gewässer von den zuständigen Wasserwirtschaftsämtern vorgenommen und in tabellarischer Form oder als Diagramm für einzelne Jahre und Jahresreihen zur Verfügung gestellt. Für ausgewählte Pegel werden diese jährlich aktualisierten Daten in den Gewässerkundlichen Jahrbüchern für die einzelnen Hauptstromgebiete (Donau, Rhein, Elbe, Weser etc. mit Nebenflüssen) veröffentlicht. Zu unterscheiden ist zwischen den sogenannten Abflußganglinien und den Abflußdauerlinien. Ein entsprechendes schematisches Beispiel zeigt Bild 1. Hierin zeigt die Abflußganglinie die tatsächlichen Abflußdaten an den einzelnen Kalendertagen des betrachteten Zeitraums. Aus der Abflußganglinie wird durch Umrechnung die Abflußdauerlinie gewonnen, wobei selbstverständlich die Anzahl der Tage für Gang sowie Dauerlinie gleich bleibt. Zur Berechnung der Jahresenergie sind die Ganglinien weniger geeignet als die Dauerlinien.

4 Für die Darstellung der Abflußdauerlinien gibt es zwei verschiedene Formen, je nachdem, ob man nach steigenden oder fallenden Abflußwerten ordnet. Die hier gezeigte Form mit Überschreitungstagen wird für Energieberechnungen meist bevorzugt. Die von den Wasserwirtschaftsämtern im allgemeinen bevorzugte Form mit Unterschreitungstagen ist genau spiegelbildlich. Die Form der Dauerlinie, besonders ihre Neigung und Krümmung, hat sehr großen Einfluß auf die Auslegung der Maschinensätze bei Neu und Umbauten bzw. auf die Ausnutzbarkeit vorhandener Maschinensätze sowie auf die erzielbare Jahresenergie. Ideal wäre natürlich eine horizontale Linie als Abflußdauerlinie. Die Wirklichkeit sieht aber leider anders aus. Bild 2 zeigt die Abflußdauerlinien von drei einzelnen Jahren und für das Durchschnittsjahr bei einer reaktivierten Anlage in Sachsen. Gut zu erkennen ist hier, daß die Dauerlinien der einzelnen Jahre mehr oder weniger ausgebeult sein können. Die Dauerlinie des Durchschnittsjahrs ist dagegen wegen der Mittelwertbildung aus vielen Einzeljahren fast immer sehr gleichmäßig gekrümmt.

5 Für sehr kleine Gewässer sind Abflußdauerzahlen meist nicht verfügbar, da keine Pegel existieren. Manchmal kann das zuständige Wasserwirtschaftsamt aufgrund des Einzugsgebiets und der regionalen Niederschlagsmengen ungefähre Anhaltswerte liefern. Diese sind aber in jedem Fall wesentlich unsicherer als Pegeldaten, vor allem hinsichtlich ihrer zeitlichen Häufigkeit. Es ist deshalb ratsam, nach Möglichkeit über einen längeren Zeitraum hinweg selbst Abflußmessungen vorzunehmen und sich bei Betreibern bestehender Oberlieger bzw. Unterlieger Anlagen zu informieren. Hierbei ist allerdings Vorsicht geboten, sofern diese Anlagen seit längerer Zeit nicht mehr betrieben werden. Es sind viele Fälle bekannt besonders an kleinen Gewässern, in denen sich das Wasserdargebot im Laufe der Jahre erheblich verringert hat. Andererseits sind auch viele alte Anlagen nach heutigen Kriterien zu klein bemessen, da seinerzeit nicht die maximale Energienutzung sondern eine möglichst lange Vollast Verfügbarkeitsdauer maßgebend war. Bruttofallhöhe Als Bruttofallhöhe ist der Höhenunterschied zwischen Ober und Unterwasserstand zu verstehen. Sie darf nicht mit der stets etwas kleineren Nettofallhöhe verwechselt werden. Beide Wasserstände, Oberwasser (OW) sowie Unterwasser (UW), hängen vom Gesamtabfluß des Gewässers und teilweise auch vom Kraftwerksdurchfluß ab. Letzterer Einfluß ist dann am geringsten, wenn das Kraftwerk direkt am Wehr liegt, also keine sogenannte Triebwasserleitung (Kanal oder Rohrleitung) hat und wenn die Wasserstandsregelung bei größeren Zuflüssen durch einen regelbaren Wehraufsatz und/oder Grundablaß erfolgt. Zweckmäßigerweise werden Ober sowie Unterwasserstände in einem gemeinsamen Diagramm über dem Gesamtabfluß dargestellt. Diese Darstellung zeigt dann zugleich die Bruttofallhöhe und ihre Änderungen über den gesamten Betriebsbereich. Wird für den Abfluß eine logarithmische Skala gewählt, dann kann der gesamte Bereich von Abfluß, Wasserständen sowie Fallhöhen vom geringsten Niedrigwasser bis zum größten Hochwasser übersichtlich dargestellt werden. Ohne auf die entsprechenden Berechnungen im einzelnen einzugehen, werden nachfolgend drei typische Beispiele für kleine Niederdruckanlagen gezeigt. Bild 3 zeigt den Verlauf der Wasserstände und Fallhöhen der Anlage, deren Abflußdauerlinien in Bild 2 dargestelltsind. Hier wird der Oberwasserstand bis zu einem Abfluß von ca. 20 M3 /s durch die Turbinenregelung sowie durch ein bewegliches Wehr konstant gehalten. Bei größerem Abfluß steigt der Wasserstand am Wehr und damit auch am Krafthaus vor dem Rechen an, bis die Freibordhöhe überschritten wird und der Zufluß im Obergraben ausufert. Der Unterwasserstand zeigt den für Niederdruckanlagen typischen Rückstau. Wie bereits erwähnt, zeigen alle diese Darstellungen nur die Bruttofallhöhe. Die an der Turbine tatsächlich wirksame Nettofallhöhe ist stets geringer und ergibt sich aus der Bruttofallhöhe abzüglich der Fallhöhenverluste.

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7 Fallhöhenverluste Diese können besonders bei Niederdruckanlagen prozentual beträchtlich sein. Ihre Nichtbeachtung hat schon oft zu gravierenden Planungsfehlern geführt. Die Fallhöhenverluste der Niederdruckanlagen entstehen vor allem im Rechen und Einlauf sowie im Saugrohraustritt. Sie steigen mit dem Quadrat des Turbinendurchflusses. Es können also mehrere in der gleichen Anlage unter gleicher Bruttofallhöhe parallel arbeitende Turbinen durchaus verschiedene Nettofallhöhen haben. Dies muß in der Energieberechnung berücksichtigt werden, und in allen Berechnungstabellen sollten deshalb die Fallhöhenverluste stets zusammen mit den Nettofallhöhen dargestellt werden. Maschinencharakteristiken Dieser Untersuchungsschritt ist besonders umfangreich. Er muß unabhängig für die drei Hauptkomponenten Turbine, Getriebe sowie Generator durchgeführt werden. Nur dann ist es z.b. möglich, für unterschiedliche Generatoren bei unterschiedlichem Wirkungsgrad gerechtfertigte Mehrkosten durch den Mehrertrag an Jahresenergie zu bestimmen. Dies gilt ebenso für Getriebevarianten. Besonders sei darauf hingewiesen, daß es bei Turbinen von Niederdruckanlagen nicht genügt, nur die für konstante Fallhöhe geltenden typischen Wirkungsgradkurven aus Lieferantenprospekten oder aus der Fachliteratur zu verwenden. Es müssen für die Berechnungen sogenannte Muschelkurven verwendet werden, die den wechseiseitigen Einfluß der variablen Größen Fallhöhe, Durchfluß und Drehzahl berücksichtigen Bei den Generatoren ist der lastabhängige Wirkungsgradabfall weniger gravierend als bei den Turbinen, muß aber bei sorgfältigen Leistungs und Energieberechnungen berücksichtigt werden, da er in Überlagerung mit dem ebenfalls lastabhängigen Getriebewirkungsgrad dazu führt, daß der Gesamtwirkungsgrad bei Teillast schneller abfällt als der Turbinenwirkungsgrad. Auch diese Tatsache wird vielfach übersehen. Schwierig wird die Ermittlung der Betriebskennlinien bei alten Maschinen, deren Hersteller nicht mehr existieren. In solchen Fällen bleibt nichts anderes übrig als vorsichtig zu rechnen, d.h., entsprechende Abschläge an den bekannten Betriebscharakteristiken ähnlicher Maschinen vorzunehmen. Zwei Beispiele von Betriebskennlinien für durchgeführte Anlagenberechnungen sollen hier noch gezeigt werden.

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9 Bild 4 zeigt die Betriebskennlinien für die beiden vorhandenen Maschinensätze einer reaktivierten Anlage von 170 kw Ausbauleistung. Der Übersichtlichkeit halber sind hier die Turbinenwirkungsgrade nur durch zwei Kurven angegeben. Tatsächlich gerechnet wurde aber mit angepaßten Muschelkurven, womit auch die Fallhöhenänderungen berücksichtigt werden. Erst wenn die beschriebenen vier Schritte der technischen Untersuchungen, also die Ermittlung von Wasserdargebot, Wasserständen, Fallhöhenverlusten Anmerkung *) 1975: Stillstand Februar bis August wegen Reparatur und Umbau der Turbine 1 Beispiel Jahresenergle Übersicht laut Stromrechnung gelieferte Jahresenergie (= Gesamtenergie abzügl. 2,5 % Umspannverlust) nach hydrologischen Daten mögliche Jahresenergie im betreffenden Jahr henverlusten und Maschinencharakteristiken, durchgeführt sind, kann der fünfte Schritt, die Variantenuntersuchung, vorgenommen werden. Variantenuntersuchung Hierzu werden die Ergebnisse der ersten vier Schritte sowie vorgegebene Parameter in den Computer eingegeben. Das Gesamtjahr wird hierbei in Zeitintervalle unterschiedlicher Dauer unterteilt. Je nach Anzahl der zu untersuchenden Varianten bzw. Abflußjahre werden mehrere solcher Beispiele mit verschiedenen Eingaben berechnet. Die Ergebnisse können graphisch dargestellt werden in Form eines sogenannten Leistungsplans. Bild 5 zeigt den Leistungsplan einer Reaktivierungsstudie für eine Anlage mit zwei Maschinensätzen. Man kann hier folgendes erkennen: Die Abflußdauerlinie ist relativ steil, die Kleinstabflüsse sind gering und werden noch weiter verringert durch die relativ hohe Restwasserabgabe von 1,20 m3/s. Für diese Anlage wurde eine Variante mit einer alten Francisturbine und einer neuen Kaplan Rohrturbine untersucht. Da letztere einen insgesamt besseren Wirkungsgrad hat, ist sie der kleineren Francisturbine sogar im Teillastbereich überlegen und läuft das ganze Jahr hindurch.

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11 Bild 6 zeigt einen graphischen Variantenvergleich, der sich anbietet, wenn eine rößere Anzahl von Varianten unterschiedlicher Leistung untersucht wird, um einen vollständigen Überblick über die Ausbaumöglichkeiten der Anlage zu gewinnen. Es handelt sich in diesem Fall um ein Neubauprojekt. Die untere Kurve zeigt die Leistungen, die obere Kurve zeigt die zugehörige Jahresenergie für die vier untersuchten Ausbauvarianten mit neuen Kaplan oder Rohrturbinen. Deutlich sichtbar ist, daß

12 oberhalb des Ausbaudurchflusses (entsprechend ca. 40 Uberschreitungstagen im Regeljahr) die Jahresenergie nur noch gering zunimmt. Interessant ist außerdem die Feststellung, daß Leistung und Jahresenergie im wesentlichen vom Ausbaudurchfluß und nur geringfügig von Anzahl bzw. Typ der Maschinensätze abhängen.

13 Bild 7 zeigt das Beispiel einer Jahresenergie Übersicht. Hierbei handelt es sich um eine bestehende Anlage mit nur einem Maschinensatz, deren ins Überlandnetz gelieferte Energie für die Jahre 1964 bis 1990 als Balkendiagramm dargestellt ist (dicke Linien). Für die bekannten Abflußdauerlinien von fünf ausgewählten Einzeljahren und für das Durchschnittsjahr 1968 bis 1985 wurden jeweils die Jahresenergien für eine vergrößerte Ausbauleistung mit einem zweiten Maschinensatz errechnet. Die errechneten Jahresenergien sind bei den betreffenden Jahren eingetragen und geben einen anschaulichen Vergleich über den Streubereich der bisher genutzten und durch Ausbau mit einem zweiten Maschinensatz zusätzlich gewinnbaren Jahresenergien, entsprechend dem Bild 10: Saugrohr einbetoniert, Schalungsbeginn Saugrohrkonus unterschiedlichen Wasserdargebot der einzelnen Jahre.

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17 Auswahl der Maschinensätze Nachfolgend werden die wesentlichsten Gesichtspunkte zur Auswahl der Maschinensätze im meist vorliegenden Niederdruckbereich kurz zusammengefaßt: Turbinen Über die Eigenschaften der verschiedenen Turbinentypen, ob Francis, Kaplan ode Durchströmturbinen, gibt es viele mehr ode weniger informative Veröffentlichungen und Unterlagen von Herstellerfirmen. Es fehlt je doch bisher immer noch eine umfassende gründliche und herstellerneutrale Darstel lung der Auswahlkriterien von Turbinen, die dem heutigen Stand der Technik entsprechen. Praxisgerechte Bücher wie das 196 erschienene Taschenbuch für Wasserkraft anlagen" von Alfred Rauch [1 ] existieren zu Zeit nicht. Die weitaus meisten älteren Kleinwasserkraftanlagen sind mit einer oder zwei Francisturbinen oder mit einer Durchströmturbine ausgerüstet. Es ist aber festzustellen, daß in jüngerer Zeit bei der Reaktivierung bzw. der Modernisierung von Kleinwasserkraftanlagen im Niederdruckbereich mehr und mehr die Kaplanturbinen in verschiedener Bauweise (vertikal mit zylindrischem Leitrad oder als Rohrturbinen mit konischem Leitrad) auch bei relativ kleinen Leistungen bevorzugt eingesetzt werden, seitdem hierfür konstruktiv einfachere Ausführungen zur Verfügung stehen als früher [6]. Das Vordringen der Kaplan und Rohrturbinen ist trotz höherer Kosten nicht nur durch deren besseren Wirkungsgrad bedingt, sondern auch durch weitere Eigenschaften wie kompakte Bauweise und höhere Drehzahl. Durch die wesentlich höhere (zwei bis über vierfache) Drehzahl der Kaplanturbine gegenüber der Francis oder Durchströmturbine kann der Abtrieb mit der Drehzahlübersetzung wesentlich kompakter

18 ausgeführt werden. In vielen Fällen kann ein einstufiger Riementrieb verwendet werden, wo früher ein Zahnradgetriebe in ein oder sogar zweistufiger Bauart eingesetzt wurde. Es ist in diesem Zusammenhang erwähnenswert, daß einstufige Flachriementriebe für Kaplansowie Rohrturbinen bereits seit Jahren mit Einheitsleistungen bis 1800 kw und nachweislich hervorragenden Wirkungsgraden im Einsatz sind [2, 3, 4]. Wenn in Einzelfällen negative Erfahrungen mit Riementrieben gemacht wurden, so aufgrund mangelhafter Bemessung und Ausführung. Auch darf nicht unerwähnt bleiben, daß die Bevorzugung der Zahnradgetriebe durch die Mehrzahl der Turbinenlieferanten und reparaturbetriebe u.a. damit zusammenhängt, daß das Getriebe nach Katalog von anderen Lieferfirmen bezogen werden kann. Außerdem ist geringere Konstruktionsarbeit sowie wesentlich weniger Fertigungsaufwand seitens des Turbinenherstellers erforderlich. Wasserräder Wenig bekannt ist, daß auch heute noch unter bestimmten Voraussetzungen das Wasserrad eine durchaus konkurrenzfähige, manchmal sogar überlegene Alternative zur Turbine sein kann. Auch kann eine Kombination von Turbine und Wasserrad vorteilhaft sein. Derartige Überlegungen sind nach Ansicht des Verfassers für Maschinensätze im Leistungsbereich bis zu ca. 60 kw sinnvoll. Als Wasserrad Bauform mit guten Wirkungsgraden kommen heute nur noch unterschlächtige Zuppingerräder für Fallhöhen bis ca. 2,50 m sowie oberschlächtige Wasserräder für Fallhöhen bis ca. 8,00 m in Frage. Unabhängig vom Raddurchmesser beträgt bei modernen Konstruktionen die maximale Schluckfähigkeit je m Radbreite beim oberschlächtigen Wasserrad etwa 250 I/s und beim Zuppingerrad etwa 1400 I/s. Als Hauptvorteile für beide Bauarten der Wasserräder können genannt werden: guter Wirkungsgrad (auch bei Teillast), Unempfindlichkeit gegen Schwemmzeug bzw. Verstopfung, einfache Wasserstandsregelung, geringer, leicht korrigierbarer Verschleiß, einfacher, für Eigenleistungen geeigneter Wasserbau sowie Teile der Maschinensätze sind für Selbstbau geeignet, fachkundige Anleitung und handwerkliches Geschick vorausgesetzt. Natürlich dürfen auch die Nachteile der Wasserräder nicht unberücksichtigt bleiben, diese sind: geringe Drehzahl, Empfindlichkeit gegen Vereisung, lautes Geräusch sowie< Empfindlichkeit gegen Unterwasseranstieg. Hierzu ist festzustellen, daß die geringe Drehzahl bei den heute verfügbaren kompakten Getriebetypen weniger problematisch ist als früher. Der Vereisung kann durch bauliche Maßnahmen begegnet werden. Ob die Geräuschbildung zum Problem werden kann, mußvon vornherein abgeklärt werden, wobei zu berücksichtigen ist, daß das Geräusch des Wasserrads selbst oft als weniger störend empfunden wird als das unter Umständen im Gebäude durch Körperschall relativ weit übertragene Getriebegeräusch. Inwieweit der Anstieg des Unterwassers zur Leistungsminderung führt, muß im Rahmen der zuvor erläuterten allgemeinen Untersuchungen ebenso wie im Falle von Turbinen geklärt werden. Zu erwähnen ist in diesem Zusammenhang die noch nicht allgemein bekannte Tatsache, daß beim oberschlächigen Wasserrad bei entsprechender Konstruktion ein Eintauchen des Rades bis zu ca. 10 % des Durchmessers keine gravierende Leistungseinbuße ergibt. Es ist also nicht im gesamten Betriebsbereich ein Freihang des Wasserrades über dem Unterwasserspiegel erforderlich.

19 Elektroausrüstung Für die Elektroausrüstung (Generatoren, Transformatoren, Schalt und Steuerungsanlagen, Gleichstromversorgung etc.) stehen bewährte, in Serien gefertigte Komponenten zur Verfügung. Auf Einzelheiten wird hier nicht näher eingegangen, da die Elektroausrüstung auf die Gesamtkonzeption und bauliche Gestaltung der Wasserkraftanlage von wesentlich geringerem Einfluß ist als die maschinelle und stahlwasserbauliche Ausrüstung.

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22 Wirtschaftlichkeit Die Wirtschaftlichkeit der Wasserkraftwerke ist abhängig von einer Vielzahl von Anlage zu Anlage unterschiedlicher Einflußgrößen (Energieausbeute, Energiebewertung je nach dem Anteil von Einspeisung oder Bezugskostenersparnis durch Eigennutzung, Umfang und Zustand der Wasserbauten sowie elektromechanischen Ausrüstung, Wartungs bzw. Betriebskosten, Finanzierung, steuerliche Behandlung, Möglichkeit und Bewertung der Eigenleistungen usw.). Die Bandbreite der daraus resultierenden Kosten bzw. Erlöse ist so groß, daß die spezifischen Vergleichswerte (z.b. Kosten DM/kWh oder DM/kW) außerordentlich stark streuen [5]. Dies ist bei anderen, weniger ortsabhängigen Energieanlagen mit genauer kalkulierbaren Komponenten (thermische Kraftwerke, Windkraft und Solaranlagen) nicht im gleichen Maße der Fall. Ein einfaches, allgemein gültiges Berechnungsverfahren unter Verwendung statistischer Kostenfaktoren ist deshalb für Wasserkraftanlagen nicht genügend zuverlässig. Die Wirtschaftlichkeitsanalyse muß von Fall zu Fall auf der Basis hinreichend ausführlicher Vorentwürfe und Untersuchungen individuell ausgearbeitet werden. Die aus Veröffentlichungen bekannten bzw. von anderen Wasserkraftanlagen umgerechneten spezifischen Kosten können hierbei nur als ungefähre Vergleichswerte dienen, wobei u.a. auch die unterschiedlichen Baujahre zu berücksichtigen sind. Als ungefähre Anhalts und Vergleichswerte können die in Tafel 2 aufgeführten spezifischen Kosten verwendet werden.

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24 Ausführungsbeispiele Die Bilder 8 bis 19 aus der Praxis des Autors zeigen eine Auswahl von Fotos mit Komponenten kleiner Wasserkraftanlagen aus dem ländlichen Raum, ausgerüstet mit Maschinensätzen unterschiedlicher Bauweise (Kaplan und Rohrturbinen, Wasserrad). Von diesen Anlagen sind acht mit Kaplan und Kaplan Rohrturbinen ausgerüstet, zwei Anlagen mit Zuppinger Wasserrädern.

25 Schrifttum [1] Rauch, A.: Taschenbuch für Wasserkraftanlagen. Franckh Verlag, Stuttgart 1962 [2] Mönchmeler, R.J.: Ein Ostwestfale und die Wasserkraft in Sachsen Anhalt. Wassertriebwerk Spezial 2/95, S , Verlag Moritz Schäfer, Detmold 1995 [3] Hersel, H.; Mönchmeier, R.J.: Die ersten Rohrturbinen an der Saale. WassertriebwerkSpezial 4/95, S. 2 11, Verlag Moritz Schäfer, Detmold 1995 [4] Coumans, X; Fontaine, B.: Belt driven Straflo unitsfora small low head scheme. International Water Power & Dam Construction, Juni 1989 [5] Wassertriebwerk Spezial 1/95, S , Verlag Moritz Schäfer, Detmold 1995 [6] Funke, A.: Neuerungen bei kleinen Kaplanturbinen im Bereich niedriger Fallhöhen. Wassertriebwerk Spezial 1/96, S , Verlag Moritz Schäfer, Detmold 1996