AUSLEGUNG VON PUMPSPEICHER- UND LAUFKRAFTWERKEN

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1 AUSLEGUNG VON PUMPSPEICHER- UND LAUFKRAFTWERKEN Prof. Helmut Jaberg Institut für Hydraulische Strömungsmaschinen Technische Universität Graz A-8010 Graz Kopernikusgasse 24 / IV sekretariat.hfm@tugraz.at -1-

2 Einleitung: Inhalt In der Auslegung von Kraftwerken sind umfangreiche Voruntersuchungen seit Jahren Standard. Beispiele von Berechnungen und deren Vorhersagegenauigkeit Standortstudie für Hybridkraftwerk auf Kreta Optimierung von Zu- und Ausläufen von Kraftwerken Schnellste Umschaltzeiten bei Large Hydro: ± 500 MW Pumpspeicherkraftwerk Hydraulikdesign, Bifurkation und Auslauf für Kraftwerk in der Steiermark - Small Hydro Kraftwerksberechnungen zur Gesamtanalyse Saugrohr-Pulsationen einer Kaplanturbine -2-

3 Standortstudie: 5 MW Hybridkraftwerk Pumpspeicherkraftwerk im Verbund mit Windpark Elektrisch isolierte Insel Pilotkraftwerk zur Netzstabilisierung Privater Investor 5 MW Windkraft + 5 MW Turbinen + 5 MW Pumpen Lower reservoir Upper reservoir (b) Vertical section Turbine building Lower reservoir Pump building (a) Plan view Geplanter Standort Upper reservoir -3-

4 Standortstudie: Lastfälle 1. Pumpspeicherung aus Windkraft 2. Erzeugung Spitzenenergie 3. Pumpsspeicherung aus Netz () Hydraulischer Kurzschluß vorerst ausgeschlossen Operation mode 02: 0 % pump, 100% turbine, 0% windturbine No pumping mode via windturbines, full turbine mode (power production) upper reservoir G G G 100 % (5 MW) 1100 l/s 1100 l/s lower reservoir M M M M M M 0 % (0 MW) 0 % (0 MW) 100 % (5 MW) 2 1 Operation mode 01: 100 % pump, 0% turbine, 100% windturbine Full pumping mode via wind turbines, no turbine mode (no power production) Operation mode 03: 100 % pump, 0% turbine, 0% windturbine Pumping mode via grid, no turbine mode (no power production) 3 upper reservoir 750 l/s upper reservoir 750 l/s 100 % (5.1 MW) 0 % (0 MW) 0 l/s 0 l/s G G G 750 l/s G G G 0 % (0 MW) lower reservoir M M M M M M 0 % 100 % (5.1 MW) (0 MW) 0 % (0 MW) lower reservoir M M M M M M 100 % 100 % (5.1 MW) (5.1 MW) -4-

5 Standortstudie: Rovas wind park, averaged Wann powerist wieviel Wind? Power [kw] Umrechnung eines benachbarten Windparks auf den Standort Tagesverlauf der Windkraftwerke als Monatsmittelwerte Geringere Produktion in den Morgenstunden über das ganze Jahr Time Averaged power of wind park per machine Der arithm. Mittelwert gibt jedoch nicht sinnvolle Bemessungsgrößen: Bei dieser Mittelwertbildung erzeugen die Turbinen immer relativ viel Strom, genauere Segmentierung notwendig! Power [kw] hour Jan Average Feb Average March Average April Average May Average June Average July Average Aug Average Sept Average Oct Average Nov Average Dec Average Year Average -5-

6 Standortstudie: Genauere Segmentierung der Windsituation Weitere Segmentierung der Monatswerte in beste und schwächste 10-Tages- Mittelwerte. Power [kw] Power [kw] Averaged value based on strongest 10 days Averaged value based on strongest 20 days August, Wind Power August, Wind Power Hours Hours Average Min Average Max Min 10 Max days ave min 2010 days ave ave min min 1020 days ave ave max min 2010 days ave ave max 20 days ave max One month, power sorted from highest power to lowest power Averaged value based on weakest 20 days Averaged value based on weakest 10 days Es gibt auch in guten Monaten Zeiten wo kein (oder fast kein Wind) bläst. -6-

7 Standortstudie: Netzsituation im Jahresüberblick Basierend auf 2007 und 2008, 15 min Werte Minimum 100 MW, Maximum 6 mal höher. Load Crete Load MW : :00 AUSLEGUNG VON PUMPSPEICHER :00-7-

8 Standortstudie: Monatliche und Tageszeitenschwankungen Netz am stärksten beansprucht im Juli and August (gefolgt von Juni und September) Großer Unterschied im Tagesminimum und -maximum (Faktor 2) 600 Power [MW] average Jan average Feb average March average April average May average June average July average Aug average Sept average Oct average Nov average Dec average Year Hour -8-

9 Standortstudie: Kraftwerkslizenz und Dimensionierung Garantierte Produktion und sicherer Betrieb: 8h/Tag mit 5MW (40 MWh) Faktor Q Tu / Q Pu = 147% (auf Basis geschätzter Wirkungsgrade) % Damit gleiche Spiegelkoten nach 24h vorhanden sind: Maximale Stunden Turbinenmodus: 9.73h Dafür Stunden Pumpen erforderlich Oberwasser m 3, damit h ununterbrochene Energieproduktion bei Start mit Kote Oberwasser Maximimum Head losses [mwc] Q=1.10 m³/s Q=0.75 m³/s Q=0.35 m³/s 7.96% 7.08% 6.19% 5.31% 4.42% 3.54% 2.65% 1.77% 0.88% Losses [%] Auswahl geeigneter Rohrdurchmesser ist eine Verlustoptimierung % Pipe diameter D [m] Wasserverdunstung gering -9-

10 Power [MW] Load Crete [MW] Standortstudie: Fahrszenario Beispielsszenario mit mittlerem Wind. Kein Zukauf aus dem Netz notwendig zur Erfüllung der Lizenz (40 MWh ) Scenario August Load REP DAY Power from REP Total power for pumping Guar. power from turbine Total guar. power Power from grid for pumping 10 days ave min 20 days ave min 10 days ave max 20 days ave max Creta Load [MW] -10-

11 Power [MW] Load Crete [MW] Standortstudie: Fahrszenario Beispielsszenario, gleiches Monat niedrigem Wind. Zukauf aus dem Netz notwendig zur Erfüllung der Lizenz (40 MWh ) 6 5 Scenario August, 10 days min Load REP DAY Power from REP Total power for pumping Guar. power from turbine Total guar. power Power from grid for pumping 10 days ave min 20 days ave min 31 days ave 10 days ave max 20 days ave max Creta Load [MW] -11-

12 Standortstudie: Cycle - Wirkungsgrad Wälzfaktor (elektr./mech./hydraul.//hydraul./mech./elektr.) Umspannung auf 10kV nicht berücksichtigt % 95.00% 90.00% 85.00% 80.00% 75.00% 70.00% 65.00% 60.00% Accumulated - 2 Pumps / 1 Turbines (P=33%) Accumulated - 3 Pumps / 2 Turbines (P=50%) Accumulated - 4 Pumps / 2 Turbines (P=66%) Accumulated - 5 Pumps / 3 Turbines (P=80%) Accumulated - 6 Pumps / 3 Turbines (P=90%) Accumulated - 6 Pumps / 3 Turbines (P=100%) Power from REP/GRID Motor Head losses pump mode Turbine Freuency Converter Pump Head losses turbine mode Generator -12-

13 Standortstudie: Druckstoßberechnung Numerisches Modell / Anlagenschema GRP pipe, L=940,5m steel pipe, L=869m Oberwasser Druckrohrleitung (GFK / Stahl) pipe pump building penstock: L=150m, D=0.6m 3 Turbinen mit Verrohrung 4 od. 6 od. 8 Pumpen mit Verrohrung turbine piping L=30m, D=0,3m pump piping L=30m, D=DN Press pump suction pipe L=100m, D=0.7m Unterwasser -13-

14 Standortstudie: Ergebnis Druckstoßberechnung 3 Turbinen, Stop in 20s Gleichzeitiges Abstellen aller Turbinen in 20 sec. (Düsennadeln und Kugelschieber schließen) Oberwasser max. (UR max ) transiente Ergebnisse Upper Reservoir: Flow Rate Pump Ball Valve: Pressure Penstock end: Pressure Pelton Turbine 1: Flow Rate Pelton Turbine 1: Nozzle Positon -14-

15 Standortstudie: Ergebnis Druckstoßberechnung 3 Turbinen, Stop in 20s Gleichzeitiges Abstellen aller Turbinen in 20 sec. (Düsennadeln und Kugelschieber schließen) Oberwasser max. (UR max - Einhüllende) transiente Ergebnisse max head min head stationary head pipe profile -15-

16 Standortstudie: Ergebnis Druckstoßberechnung 6 Pumpen Lastabwurf Hersteller A, Trägheitsmoment=10.5 kgm² (PU+Motor+Kupplung) Oberwasser max; Unterwasser min: transiente Ergebnisse Pump 1: Flow Rate Pump Ball Valve: Pressure Pump Ball Valve: Opening Penstock end: Pressure Pump 1: Rotational Speed -16-

17 Standortstudie: Ergebnis Druckstoßberechnung 6 Pumpen Lastabwurf Hersteller A Trägheitsmoment=10.5 kgm² (PU+Motor+Kupplung) Oberwasser max; Unterwasser min: transiente Ergebnisse max head stationary head min head pipe profile -17-

18 Standortstudie: Druckstoßberechnung Pumpen Lastabwurf Hersteller B UR min, 75 kgm², D=0.7, TU-Start UR max, 25 kgm², D=0.7 Verschiedene Lastfälle UR min, 75 kgm², D=0.7 UR max, 75 kgm², D=0.5 UR max, 75 kgm², D=0.7 Einhüllende (GFK pipe) 5 Lastfälle: 3 Oberw.- max. 2 oberw.- min. -18-

19 Standortstudie: Zusammenfassung Erkenntnisse der Druckstoßrechnung Die Berechnungen zeigen, dass ein System ohne Wasserschloss oder Windkesssel möglich ist. Gleichzeitiger Lastabwurf aller Pumpen ist der kritischte Lastfall. Zusätzliche Schwungmasse für die Pumpen ist notwendig um Kavitation in System zu vermeiden. Für die GFK-Leitung ist ein höchster Bemessungsdruck von PN40 ausreichend; für den Bereich der Stahlleitungen und Absperrorgane (Pumpen, Turbinen, ) ist PN63 ausreichend. Erkenntnisse der Machbarkeitsanalyse Maschinenkonzept wird erneut überarbeitet um Stichleitung der Anbindung des Kraftwerksstandortes nicht umrüsten zu müssen Wirtschaftlichkeit ist gegeben -19-

20 Zu- und Auslauf von Niederdruckmaschinen Turbine intake (angle between weir axis and powerhous axis: 80 ) Street behind the tailrace structure Tailrace structure Inlet structure version 5 Existing DSIstructure Tailwater Headwater Für eines der ersten Rohrturbinenprojekte, die in der Türkei überhaupt erst realisiert wurden Ziel: möglichst homogene Geschwindigkeitsverteilung am Eintritt der Turbinen zu erreichen. Berechnungen für Volllast im Ein- und Zweimaschinenbetrieb Volllast: 150 m³/s Bilder bei Baubeginn, Oberwasserkote: 935 m.a.s.l -20-

21 Zu- und Auslauf: Modellbereich Nach Analyse der geplanten Maschinenkonfiguration wurde die Längsachse stärker in den Flußlauf gedreht und dadurch insbesondere die Auslaufsituation stark verbessert. 140 m Flussaufwärts Auslauf Zulauf Turbine 1 Turbine 2-21-

22 Zulauf: Geometrievariationen Die Zuströmung wurde kontinuierlich verbessert bis das Zuströmprofil an der Turbine in allen Lastfällen die hohen Anforderungen des Turbinenlieferanten erfüllt -22-

23 Zu- und Auslauf: optimierte Geometrie 2-Maschinenbetrieb 1-Maschinenbetrieb mit Turbine Nr.1-23-

24 Zu- und Auslauf: Kraftwerk in Betrieb Inbetriebnahme erfolgte zur Zufriedenheit aller Beteiligten, weitere Kraftwerksstufen in Detailplanung Fischfreundlich Zwischenversion -24-

25 Schnellste Umschaltzeiten bei PSP-Kraftwerken: Kops II upper chamber Rise shaft and aeration pipe throttle 2 towards resrvoir throttle 1 throttle 3 Lower chamber towards power house HPP KOPS 2 - Vorarlberg Österreich Panorama-Ansicht und Wasserschlösser -25-

26 Pumpspeicher: Betriebsmodi KOPS II ist konzipiert und gebaut für 4 Einsatzbereiche: 1) Produktion von Spitzenenergie, 2) Konventionelles Pumpspeichern, 3) Frequenz und Netzstabilisierung, 4) Minutenreserve. Frequenz und Netzstabilisierung: Gesamte Breite von 510 MW Erzeugung bis 450 MW Verbrauch (auch Phasenschieben mit 0 MW) mit hydraulischem Kurzschluß. Minutenreserve: Schnellstart in den Pumpen oder Turbinenbetrieb (mit Synchronisation des Generators) Wechsel in 30 bis 40 Sekunden vom Turbinenbetrieb (510 MW, 72 m³/s Durchfluß) in den Pumpenbetrieb (450 MW, 54 m³/s) - und vice versa. -26-

27 Pumpspeicher: Numerisches Modell Oberes Wasserschloß Gegendruck Peltonturbine Unteres Wasserschloß Maschinenschnitt 3-stufige Pumpe -27-

28 Druckstoßberechnungen : Numerische Methode Methode der Charakteristiken Kommerzielles Software Paket Flowmaster (als Löser, Verbessert durch eigene Codeentwicklung), auch mit trennende Wassersäulen. Antrieb für die Absperrklappe Gedrosseltes 2 Kammern Wasserschloß Gegendruck Peltonturbine -28-

29 Ergebnisse: Vergleich Messung und Rechnung Wasserschlossparameter bei zyklischem simultanem Pumpentakten und Refelexionsdruckstoß shaft (meas., red) shaft (calc., green) Separation of water columns: shaft - aeration aeration (meas., blue) aeration (cal., yellow) Pump (pink) and turbine (blue) operation Reflection water hammer -29-

30 liquid level [mwc] opening [-] Ergebnisse: Vergleich Messung und Rechnung Hydraulischer Kurzschluss: Leistungsregelung bei konstantem Pumpbetrieb und variabler LC103 Turbinenleistung. Wasserspiegel im Wasserschloss shaft (meas., red) shaft (calc., green) Slight reaction of upper chamber only aeration (meas., blue) aeration (cal., yellow) shaft aeration pipe upper chamber shaft - calculation aeration pipe - calculation upper chamber - calculation turbine opening pump ball valve opening time [s] Pump (pink) and turbine (blue) operation Reflection water hammer 0-30-

31 0 Ergebnisse: Vergleich -50 Messung und Rechnung -100 Druck in den 3 Druckluftwasserschlössern der Gegendruckpeltonmaschinen Lastfall: Zyklisches simultanes -150 Pumpentakten bar Abs. pressure, bar müa M1DLK_Luf tdruck_mp6a M2DLK_Luf tdruck_mp6a M3DLK_Luf tdruck_mp6a Turbine 1: pressure in counter pressure chamber v.time, n=1.4, 1770/ Turbine 2: pressure in counter pressure chamber v.time, n=1.4, 1770/ Turbine 3: pressure in counter pressure chamber v.time, n=1.4, 1770/ M1DLK_Pegel_ME6 M2DLK_Pegel_ME6 M3DLK_Pegel_ME6 Identical frequency Different pressures in all 3 Pelton chambers, meas./calc. identical Rel. pressure, bar Druck im DWS <bar> WSGU_u_Kam_Pegel WSGU_Pegel_Sonde BeckenRif a_pegel_a 0.0 müa Time <s> -31-

32 Ergebnisse: Vergleich Messung und Rechnung Unkonventionelle Lastfälle Schnelle Betriebsmodi Diese Maschinenkonfiguration hat das Potential für die Stabilisierung bei sehr schnellen Veränderungen im Netz Die sehr schnellen Umschaltzeiten der Maschinensätze bedingen Zugeständnisse bei der Lebensdauer Programmumgebung für anspruchsvolle Berechnungen wurde geschaffen und die Messungen bestätigen den getätigten Aufwand durch aussergewöhnlich gute Übereinstimmung zwischen Berechnung und Messung -32-

33 CFD und Small Hydro 2 vertikale Kaplanmaschinen: Nominale Leistung P=1.5 MW (1750kVA) Nettofallhöhe H= 25.72m Durchfluß je Turbine Q=6.22m³/s Spezifische Drehzahl n q =109.18rpm 6 Laufschaufeln, Laufraddurchmesser: 1.1m Druckrohrleitung: GFK, L= 2850m, D= 2.4m River Poels Turbine 1 Turbine Flowrate [m³/s] River Poels Flowrate for power plant (-Residual water) Possible flowrate each turbine River Mur Das Wasserregime erlaubt die wirtschaftliche Installation von 2 Maschinen: 5 ½ Monate laufen beide Turbinen und an 355 Tagen zumindest eine Maschine Months per year Basis: Die Umweltaspekte und Kraftwerksauswirkungen waren essentiell in dieser sensiblen Region. -33-

34 CFD und Small Hydro: Krafthaus und Umgebung Blick vom Abflussbereich der Mur stromaufwärts -34-

35 CFD und Small Hydro: Hydraulikneutentwicklung Neues Laufraddesign, basierend auf Yamaguchi, Sievo, Lugaresi und Thomann Das Laufschaufelprofil wurde basierend auf der Potentialtheorie nach Czibere optimiert. Numerische Simulation Laufradstellungen alle 2.5 Grad in Summe 10 Stellungen Für die Leitschaufel wurde ein flaches NACA 65 Profil verwendet. Leitschaufelstellungen alle 2 Grad -35-

36 CFD und Small Hydro: Bifurkation - Hosenrohr Durchfluss-abhängige Verlusthöhe für die beiden Betriebsarten Maschinen 1 Maschine Hv [m] S Q [m³/s] Durchfluss Q [m³/s] Parameterstudie und 3D-CFD-Berechnung zur Evaluierung und Optimierung der Strömungsverluste in der Rohrleitungsverzweigung (2-stufig: händisch und mit MOGA Optimierung ( Multi Objective Genetic Algorithm ) Gegeben: - Anschlussdurchmesser der Rohrleitungen - Achsabstand der beiden Turbinen Gesucht: - Optimales Hosenrohrdesign mit minimalen Verlusten im Zwei-Maschinenbetrieb - und minimalen Verlusten im Ein-Maschinenbetrieb CFD-Geschwindigkeitskonturen im 2-Maschinenbetrieb CFD-Geschwindigkeitskonturen im 1-Maschinenbetrieb -36-

37 CFD und Small Hydro: Einbindung ins Unterwasser Mit leichten Veränderungen der Geometrie kann ein sanfter Übergang in das Murbett erreicht werden. Eine stehende Welle kann vermieden werden. River Poels Turbines River Poels Turbines River Mur River Mur Betoniertes Turbinenunterwasser, dessen Bereich in 2 Teilsegmente unterteilt ist. Zwischenwand stabilisert die Unterwasserströmung. -37-

38 eff/eff_ref [-] CFD und Small Hydro: Messung vs. Rechnung Im Bereich von 60% Teillast bis zum Nenndurchfluß gibt es eine sehr gute Übereinstimmung zwischen Rechnung und Messung Guarantee efficiency Measurement envelope FELDMESSUNG Garantiemessung: 5- Tages Messkampagne Strikt nach IEC Durchflussmessung mit Gibson Methode (pressure time method) 0.93 Measurement inaccuracy +x% Measurement inaccuracy -x% Envelope CFD flowrate/flowrate_ref [-] Gesamte Messungenauigkeiten für den Wirkungsgrad +/- 1.46% (Leistung: 0.91%, Höhe 0.24%, Gibson 1.11%) -38-

39 Saugrohrpulsationen: Kraftwerksbeschreibung H nenn =3.65 m Q nenn =27 m 3 /s N= 115 [U/min] n q = rpm n S = rpm D 2a = 2512 mm Die neue Turbine wird parallel zu zwei alten Turbinen betrieben. Besonders bei niedrigen Fallhöhen, d.h. hohen Durchsätzen, erzeugt die neue Turbine zu wenig Energie. Defizite in der Jahresleistung Pulsierender, schwankender Betrieb der Maschine Analyse des Kraftwerkes von geg. RB, Einlauf, hydraulischen Komponenten... Quelle: Anlagenbetreiber -39-

40 Saugrohrpulsationen: CFD-Modelle (b) Simples Modell mit einer Leitschaufel-Passage, einer Laufrad-Passage und dem vollen L-Saugrohr Das komplexe Modell mit der Spirale, einem vollen 360 Leitschaufelring, einem 360 Laufrad und dem L-Saugrohr mit einem Outblock Das transiente Model mit einer Leitschaufel, dem vollen Laufrad und dem L-Saugrohr und einem Outblock Das volle Modell: zusätzlich zum komplexen Modell der gesamte Zulaufbereich -40-

41 Saugrohrpulsationen: Einzelkomponente: Zulaufbereich Nach den letztgültigen Plänen modelliert Wasserspiegel an der Oberfläche Mehrphasig, das volle Setup = gesamte Maschinenkonfiguration Instationäre Berechnungen mit SST- SAS Turbulenzmodel, Kavitationsauswertung mit dem Histogrammverfahren -41-

42 Saugrohrpulsationen: Einzelkomponente Zulaufbereich Der Trennpfeiler hat einen signifikanten Einfluss auf die Zuströmung der Spirale, aber

43 Saugrohrpulsationen: Einzelkomponente Zulaufbereich Dieser Einfluss wird jedoch durch die korrekt arbeitende Spirale und den Leitapparat insofern vergleichmäßigt, sodass es zu keiner ungleichmäßigen Anströmung des Laufrades mehr kommt. -43-

44 Teillast Volllast Saugrohrpulsationen: Einzelkomponente Spirale Ungleichmäßige Anströmung der Spirale über den Umfang

45 Saugrohrpulsationen: Einzelkomponente Laufrad Ungleichmäßige Anströmung der Spirale über den Umfang von vorne ist am Laufrad nicht mehr feststellbar -45-

46 Saugrohrpulsationen: Saugrohr Rückstromzonen im Saugrohr Beaufschlagung einseitig links instationäre Wirbel im Unterwasser -46-

47 Saugrohrpulsationen: Transiente Betrachtung Sekunden [s] Value / Value max Q/Qmax 2 H/Hmax 2 H_Moment/H_Moment_max 2 eta abs eta_abs SST-SAS eta_abs Wirkungsgrad [%] Revolutions [Umdr.]

48 Saugrohrpulsationen: Saugrohr Neben den Problemen im Saugrohr konnten auch dem Kraftwerksplaner massive Fehler nach der Anlagenmessung und CFD-Berechung nachgewiesen werden. Wirkungsgradvergleich Gesamtwirkungsgrad Eta-ges. [%] _ (Auswertung Anlagenbesitzer) Eta-Gesamt (Auswertung Anlagebesitzer) Eta-Gesamt (Auswertung - bereinigt) Eta-Gesamt (Simulation volles Rechensetup) Messung RAF falsch berechnet, in Real. zu geringe Fallhöhe Transiente Simulation der Ausgangslage Durchfluss Q-Tu [m³/s] _ -48-

49 Saugrohrpulsationen: Verbesserung des Wirkungsgrades Durch Saugrohrmodifikationen kann ein deutlich besseres Betriebsverhalten erreicht werden Wirkungsgradvergleich Gesamtwirkungsgrad Eta-ges. [%] _ Eta-Gesamt (Auswertung (Auswertung Anlagenbesitzer) Anlagebesitzer) Eta-Gesamt (Auswertung - bereinigt) Eta-Gesamt (Simulation volles Rechensetup) Messung Transiente Simulation der Ausgangslage Transiente Simulation Saugrohr NEU Durchfluss Q-Tu [m³/s] _ -49-

50 Referenzen Amt der Steiermärkischen Landesregierung, Hydrologisches Gutachten, GZ FA19A 18 Po-2007/2, Land Steiermark, Hydrographie, Pölsbach, Atrops, H., Stählerne Druckrohrverzweigungen, Entwurf und Berechnung, Springer Benigni, H., Jaberg, H., Meusburger, P., Schiffer J., Optimization of power plant equipment with numerical methods, Internationales Seminar Wasserkraftanlagen, Wien, Benigni, H.; Jaberg, H.; Schiffer, J., Numerical Simulation and Optimisation of Power Plant Equipment with Project Realisation 16. Internationales Seminar Wasserkraftanlagen, Wien, 2010 Benigni, H.; Jaberg, H.; Schiffer, J.; Pühringer, M.; Zotter, R.: CFD and small hydro power: HPP Poels a case study, Hydro CFX, Documentation of Ansys CFX5.7, PDF-files of the documentaion on installation CD, Ansys Inc., Czibere, T., Berechnungsverfahren zum Entwurf gerader Flügelgitter mit stark gewölbten Profilschaufeln, Különnyomat Az Acta Technica 28, and , Electric energy production license, English translation submitted by ABB based on Greek license from Flowmaster Ltd., Flowmaster Reference Help. Towcester, Northants, United Kingdom, 2009 Giesecke, J., Mosonyi, E., Wasserkraftanlagen, ISBN , 2. Auflage, Springer Verlag, 1998., ISBN , DOI / , Springer, International Standard, IEC Field acceptance tests to determine the hydraulic performance of hydraulic turbines, storage pumps and pump-turbines, CEI, Third edition Jaberg, H.; Mader, R.; Meusburger, P. L.: Waterhammer simulations for Kops II pumped storage HPP and comparison with measurements Hydro 2011 Mader, R., Eigenwertanalyse des Kraftwerks Kops. Internal Report, Vorarlberger Illwerke Schruns, Mader, R., KOPS II Wasserführung - Druckstoß- und Wasserschlossberechnung. Internal Report. Vorarlberger Illwerke Schruns, 2007 Menter, F.R., Two-equation eddy-viscosity turbulence models for engineering applications, AIAA-Journal, 32 (8), Menter, F.R., Egorov, Y., A Scale-Adaptive Simulation Model using Two-Equation Models, AIAA , 2005 Meusburger, P.L., Die 1D transiente, numerische Simulation von modernen Hochdruckwasserkraftanlagen. Diss. University of Technology Graz, Mosshammer, M., Automated application of optimisation algorithms in the numerical simulation of hydraulic fluid machinery, Diploma thesis, Graz University of Technology, Raabe, J., Hydraulische Maschinen und Anlagen, 2nd edition, ISBN , VDI Verlag GmbH, Ševcík, P., KW Penz VAEE, Guarantee measurement M1 and M2, Final Report, German language, OSC, a.s., TZ 1905/3000, November Spalart, P.R., A young person s guide to Detached Eddy simulation grids, NASA/CR , Spalart, P.R., Strategies for turbulence modelling and simulations, Int. Journal of Heat and Fluid Flow 21, pp , Thomann, R., Wasserturbinen, ihre Berechnung und Konstruktion, Verlag Konrad Wittwer, Zenz G., Dobler W., Projekt Nr. D , May 29,