NEUE ENERGIEN 2020 - speicherinitiative.atspeicherinitiative.at/assets/Uploads/09-GWS-Linz-Abschlussbericht-.pdf · GWS Linz Klim a- und En ergief onds des Bu ndes – Abwickl u ng

GWS Linz Kl i m a - u n d En e r g i e f o n d s d e s Bu n d e s – Ab w i c k l u n g d u r c h d i e Ö s t e r r e i c h i s c h e F o r s c h u n g s f ö r d e r u n g s g e s e l l s c h a f t F F G

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e!Mission.at Programmsteuerung: Klima- und Energiefonds

Programmabwicklung: Österreichische Forschungsförderungsgesellschaft mbH (FFG)

Projektnummer: 843937

Machbarkeits-Vorstudie eines saisonalen Groß-Wärmespeichers für Linz

Abschlussbericht der Sondierung

Mai 2015


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Titelbild: Christian Ludwig Attersee „Mittagssonne“

Ausschreibung 4. Ausschreibung e!Mission.at

Projektstart 01.02.2014

Projektende 31.03.2015

Gesamtprojektdauer

(in Monaten) 12 Monate +2 Monate Verlängerung

ProjektnehmerIn

(Institution) Ingenieurbüro ste.p ZT-GmbH

AnsprechpartnerIn Dipl.-Ing. Christoph Muser

Postadresse 1040 Wien, Mommsengasse 31

Telefon 01 505 56 87

Fax 01 5050 39 84

E-mail [email protected]

Website www.step-zt.at

mailto:[email protected]

http://www.step-zt.at/


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Machbarkeits-Vorstudie eines saisonalen

Groß-Wärmespeichers für Linz

Abschlussbericht der Sondierung

AutorInnen:

Dipl.-Ing. Christoph Muser

Dipl.-Ing. Dr.techn. Petra Drucker

O. Univ.-Prof. Dr. Wolfgang M. Samhaber

Mag. Martin Jung

Dr. Robert Spendlingwimmer

Dieses Projekt wird aus Mitteln des Klima- und Energiefonds gefördert und im Rahmen des Programms „ENERGY MISSION AUSTRIA“ durchgeführt.


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Inhaltsverzeichnis

1 Einleitung ............................................................................................................................................... 6

1.1 Aufgabenstellung ...................................................................................................................... 7

1.2 Stand der Technik .................................................................................................................... 9

1.2.1 (Alternative) Wärmequellen im urbanen Raum ..................................................................... 9

1.2.2 Wärmespeichertechnologie ............................................................................................... 10

1.2.3 Wärmepumpen .................................................................................................................. 14

2 Inhaltliche Darstellung ........................................................................................................................ 17

2.1 Ausgangssituation – Anforderungen der Linz AG Fernwärme ................................................. 17

2.2 Thermodynamik Energie- und Verfahrenstechnik .................................................................... 19

2.2.1 Einleitung .......................................................................................................................... 19

2.2.2 Bemessungsgrößen .......................................................................................................... 20

2.3 Standort.................................................................................................................................. 34

2.3.1 Bewertungskatalog für mögliche Standorte ........................................................................ 35

2.3.2 Naturräumliche Grundlagen für die Standortanalyse ............................................................. 36

2.3.3 Mögliche Standorte im Raum Linz ..................................................................................... 50

2.3.4 Schematische geologische Standortmodelle als Basis für Baukonzepte .............................. 50

2.3.5 Grundwasser-Bewirtschaftung in Linz entlang der Donau .................................................. 55

2.4 Bautechnik / Geotechnik ......................................................................................................... 58

2.4.1 Grundlagen ....................................................................................................................... 58

2.4.2 Zylindrische Tankspeicher aus Stahl .................................................................................. 76

2.4.3 Bauwerksspeicher (Stahlbeton) ......................................................................................... 81

2.4.4 Erdbeckenspeicher ............................................................................................................ 85

2.4.5 Kombinierte Bauform ......................................................................................................... 90

3 Ergebnisse und Schlussfolgerungen ............................................................................................ 95

3.1 Großwärmespeicher – Konzept für den Standort Linz ............................................................. 95

3.1.1 Speichertyp und Speicherbau ............................................................................................ 96

3.1.2 Apparate und Verfahrenskonzept ...................................................................................... 98

3.1.3 Mögliche Speicherstandorte in Linz .................................................................................. 101

3.2 Wirtschaftlichkeitsbetrachtung .............................................................................................. 104

3.2.1 Herstellungskosten .......................................................................................................... 104

3.2.2 Weitere einmalige Kosten ................................................................................................ 107

3.2.3 Zusammenfassung der Wirtschaftlichkeit des GWS Linz .................................................. 107

4 Ausblick und Empfehlungen für die weiterführende Machbarkeitsstudie .................................. 110

4.1 Verfahrenstechnische Themen ................................................................................................. 111

4.1.1 Thermodynamik ............................................................................................................... 111

4.1.2 Thermohydraulik .............................................................................................................. 111

4.1.3 Apparative Ausstattung .................................................................................................... 111


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4.1.4 Verfahrenskonzepte und Systemverhalten .......................................................................... 112

4.2 Bautechnische und geotechnische Themen ............................................................................. 112

4.2.1 Materialtechnologie .............................................................................................................. 112

4.2.2 Baukonstruktionen ........................................................................................................... 112

4.2.3 Geologie und Geotechnik ................................................................................................ 113

4.3 Wirtschaftlichkeitsuntersuchung ............................................................................................ 113

4.4 Gesellschaftliche Machbarkeit .............................................................................................. 113

4.5 Vorschlag eines Konsortiums................................................................................................ 114

4.5.1 ForschungspartnerInnen .................................................................................................. 114

4.5.2 Nutzer/Betreiber – Beratungskonsortium ......................................................................... 115

5 Literaturverzeichnis ..................................................................................................................... 116

6 Anhang ............................................................................................................................................... 119

Anhang 6.1 Beschreibung der untersuchten Standortmöglichkeiten ............................................. 119

Anhang 6.2 Themengruppen und Einzelkriterien für die Ausweisung eines Standortes –

Auswertematrix 158

Anhang 6.3 Kostenschätzung Bauherstellung .................................................................................... 159

7 Kontaktdaten ................................................................................................................................ 164


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1 Einleitung

Aktuelle Prognosen zur Entwicklung des Wärmebedarfs in Deutschland ergeben, dass der Bedarf an

Niedertemperaturwärme (Raumwärme, Warmwasser), infolge der zunehmenden Energieeffizienz-

steigerung der Abnehmer (z.B. Gebäudesanierungen) zukünftig abnehmen wird. Der verbleibende

Wärmebedarf wird zunehmend durch erneuerbare Energiequellen gedeckt werden, wie bspw. in

Abbildung 1 dargestellt ist.

Abbildung 1: Prognose zur Entwicklung der Raumwärme 2009 – 2050 in Deutschland [1].

Trotz des zu erwartenden insgesamt abnehmenden Wärmebedarfs wird der Bedarf an Wärmespeichern,

aufgrund der steigenden Nutzung erneuerbarer Energien und wärmegeführter / stromentkoppelter KWK-

Anlagen, zunehmen. Gleichzeitig gewinnt die Integration des Wärmesektors über seine Kopplung und

Konvergenz mit dem Stromsektor an Bedeutung. Daraus folgernd werden Wärmespeicher auch aus

Sicht des Stromsektors sehr wichtig, da sie der thermischen Erzeugung im Stromsektor mehr Flexibilität

verleihen. Die Speicherpotentiale für den Wärmesektor sind sehr groß und können über verschiedene

Einspeichertechnologien wie z.B. GuD-KW mit angekoppelten Wärmepumpen oder Power-to-Heat

erschlossen werden. [1]

In Österreich steigt der Verkauf von Nah- bzw. Fernwärme seit 1990 konsequent an, siehe Abbildung 2.

Dies ist auf die stetige Verdichtung der Versorgungsnetze in den Ballungsräumen und Erschließung von

Neubaugebieten zurückzuführen, sodass eine zunehmende Reduktion bestehender, dezentraler und

überwiegend fossil betriebener Wärmeerzeugungsanlagen eintrat. [2]

Der österreichweite Wärmeverkaufszuwachs bis zum Jahr 2021 wird mit jährlich 1,4% prognostiziert.

Damit wird die Fernwärmenachfrage weiterhin deutlich schneller wachsen als der Gesamtmarkt,

gemessen an der gesamten Energienachfrage österreichischer Endkunden. [www.fernwaerme.at,

abgerufen am 23.01.2015]

http://www.fernwaerme.at/


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Abbildung 2: Entwicklung des Energiebedarfs der Letztverbraucher und des Wärmeverkaufs in Österreich [2].

1.1 Aufgabenstellung

Während der Sommermonate fällt im Fernwärmenetz (FWN) der Stadt Linz Überschusswärme an, die in

ein Wärmereservoir eingespeichert und über die Wintermonate in das FWN zurückgeführt werden

könnte. Dabei besteht aus heutiger Sicht im Projektgebiet Linz der Bedarf an einer durchschnittlichen

Wärmeleistung von 40 – 50 MW, die im Temperaturbereich zwischen 90° und 100° C in das FWN

eingespeist werden müsste. Darüber hinaus ist, im Hinblick auf thermische Effizienzsteigerung und CO2-

Emissionsreduzierung, eine weitergehende Nutzung von Überschusswärme aus Kraftwerken und

industrieller Tätigkeit anzustreben.

In Abstimmung auf die Gegebenheiten der Stadt Linz, ihrer Wärmeversorgungseinrichtungen im Bereich

des Fernwärmenetzes und den (hydro)geologischen Verhältnissen, ist ein saisonaler Fernwärme-

speicher denkbar. Hohe Wärmeverluste und daraus folgende schlechte Wirkungsgrade von

thermischen Speichern sind bislang nur durch entsprechende Wärmedämmung der Speicher zu

verhindern. Die Ausgangsüberlegung des ggst. Forschungsprojekts fußt auf der Tatsache, dass mit

zunehmender Größe des Speichers sein Volumen mit der dritten Potenz zunimmt, während die

Oberfläche, über die die Wärmeverluste stattfinden, nur mit zweiter Potenz anwächst. Möglichst große

und gedrungene Speicherformen sind daher, bei vergleichbarer Wärmedämmung, kleinen

Wärmespeichern energietechnisch überlegen.

Drei wesentliche Randbedingungen prägen die Anforderungen an einen saisonalen Groß-

Wärmespeicher und stellen somit die Ausgangsüberlegungen für das Speicherkonzept dar:

die erforderliche energetische Speichergröße,

die erforderliche Rückführtemperatur und

die mittlere Speicherdauer von etwa einem halben Jahr.


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Die für eine grundsätzliche Speicherkonzeptionierung erforderlichen Angaben über das Fernwärmenetz

Linz wurden vom Kooperationspartner Linz AG zur Verfügung gestellt.

Die Sondierung „GWS Linz“ wurde im Rahmen der 4. Aussschreibung e!MISSION 2013 eingereicht

und gefördert. Die Projektidee erfüllt das Programmziel 11) in hohem Maße, da ein Groß-Wärmespeicher

die Energieeffizienz der Stadt Linz deutlich steigern würde indem bislang ungenützte industrielle

Abwärme einer Fernwärmenutzung zugeführt werden könnte. Weiters könnte vorhandene

Überschussenergie aus (alternativen aber auch konventionellen) Stromerzeugungsanlagen, in Form von

Heißwasser, „gespeichert“ werden. Ein Linzer Groß-Wärmespeicher wäre somit ein maßgebender

Beitrag zur Erfüllung der energie- und klimapolitischen Vorgaben der österreichischen Bundesregierung.

Darüber hinaus wird auch das Programmziel 32) erfüllt, da selbst bei einer Nicht-Realisierung eines

saisonalen Groß-Wärmespeichers der Erkenntnisgewinn aus der Vormachbarkeitsstudie einen Beitrag

zur Stärkung der Technologiekompetenz der Projektpartner mit sich bringt. Die kapazitive Größe des

angestrebten Wärmespeichers stellt eine bisher nie dagewesene Dimension dar, aus der sich Erforder-

nisse für neue Konstruktionsprinzipien und technische Konzepte ergeben, was längerfristig zur

Festigung, aber auch Steigerung der Wettbewerbsfähigkeit der beteiligten Forschungspartner führt.

Folgende Projektziele wurden für die Machbarkeitssondierung eines Groß-Wärmespeichers der Linz

AG definiert:

1. Festlegung von systembestimmenden Rahmenbedingungen:

- Speichertyp, Speicherdimension und davon abgeleitet Flächenbedarf

- Bautechnische Machbarkeit der wesentlichen Konstruktionselemente

- Auslegungsskizzen, Wärmebilanzen, Speichernutzungswerte

- Umgebungsanforderungen an mögliche Speicherstandorte

2. Eingrenzung der sinnvollen Möglichkeiten für Errichtung und Betrieb:

- Ideenfindung für die technischen Lösungsmöglichkeiten

- Aufzeigen der jeweiligen Vor- und Nachteile

- Kostenüberlegungen zu Errichtung und Betrieb

3. Konzeptvorschlag eines möglichen saisonalen Fernwärmespeicher der Stadt Linz, als Grundlage

für die Durchführung einer Machbarkeitsstudie

1) Programmziel 1: Beitrag zur Erfüllung der energie-, klima- und technologiepolitischen Vorgaben der österreichischen

Bundesregierung: Priorität haben technologische Entwicklungen und Maßnahmen, die maßgeblich dazu beitragen die

Energieeffizienz zu steigern und den Anteil der erneuerbaren Energien am Energiemix zu erhöhen.

2) Programmziel 3: Aufbau und Absicherung der Technologieführerschaft bzw. Stärkung der internationalen

Wettbewerbsfähigkeit österreichischer Unternehmen und Forschungsinstitute auf dem Gebiet innovativer Energietechnologien.

Durch die Stärkung der Technologiekompetenz und Wettbewerbsfähigkeit wird der Wirtschafts- und Innovationsstandort

Österreich gestärkt und es ergeben sich neue Möglichkeiten, die internationale Klimaschutzpolitik Österreichs zu unterstützen.


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In vorliegendem Endbericht der Sondierung sind die wesentlichen Projektergebnisse der Arbeitspakete

„Thermodynamik, Energie- und Verfahrenstechnik“ (AP 1), „Bautechnik, Geotechnik“ (AP 2) und

„Geologie, Hydrogeologie, Ökologie, Raumplanung“ (AP 3) zusammengestellt.

1.2 Stand der Technik

1.2.1 (Alternative) Wärmequellen im urbanen Raum

Wie der Abbildung 3 zu entnehmen ist, erfolgt die heutige Wärmeerzeugung in Österreich zur Hälfte

mittels Einsatz von fossilen Brennstoffen (hauptsächlich Erdgas), gefolgt von Müllverbrennung und

biogenen Brennstoffen (z.B. Hackschnitzel). Die zukünftige Entwicklung der Fernwärmeerzeugung in

Österreich ist jedoch ungewiss: Der dramatische Wandel auf den internationalen Energiemärkten hat

dazu geführt, dass vor allem die gasbefeuerten KWK-Anlagen nicht mehr rentabel betrieben werden

können. [2]

Abbildung 3: Brennstoffeinsatz für Wärmeerzeugung in Österreich (2013). [Quelle: http://www.fernwaerme.at abgerufen 23.1.2015]

Als denkbare Alternative zu den herkömmlichen Fernwärme-Quellen kommt die Nutzung von urbaner

Abwärme in Betracht, siehe Abbildung 4. Die „klassischen“ Wärmequellen, welche im urbanen Raum zur

Verfügung stehen und bislang großteils ungenutzt bleiben, sind grundsätzlich bekannt:

Oberflächengewässer

Grundwässer

industrielle Prozess- und Abwärme

Abwasser / Kanalisation

Tunnel und Einhausungen

Geothermie mittels aktivierten Tiefgründungselementen und Sonden

Außen- und Abluft

Fernwärme: Rücklauf und Kalte Fernwärme

http://www.fernwaerme.at/


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Abbildung 4: Potentielle natürliche und anthropogene Wärmequellen in urbanen Gebieten [Quelle: http://www.agw.kit.edu/downloads/Ingenieurgeologie/www.klima-

umwelt.kit.edu_downloads_KIT_Newsletter_6-13.pdf , abgerufen 11.03.2015]

Für die effizienten Wärmenutzung dieser Wärmequellen sind jedoch Wärmespeicher erforderlich, damit

aus der Vielzahl dezentral vorliegender, vergleichsweise „kleiner“ Wärmequellen, eine maßgebliche

Wärmemenge gewonnen werden kann, die zum richtigen Zeitpunkt für das Fernwärmenetz der Stadt zur

Verfügung steht.

Die Vorteile einer saisonalen Wärmespeicherung für die Erschließung sommerlicher Überschusswärme

(z.B. Sonneneinstrahlung, Abwärme von KWK-Anlagen) als Wärmequellen für die winterliche Wärme-

versorgung in bestehenden Wärmenetzen sind einfach nachvollziehbar. Für die Zukunft werden,

aufgrund des erwarteten Anstiegs der Brennstoffpreise und des Fortschritts in der Speichertechnologie,

größere Langzeitspeicher zunehmend interessant. [12], [13]

1.2.2 Wärmespeichertechnologie

Thermische Energie (Wärme und Kälte) kann prinzipiell sensibel, latent oder thermochemisch

gespeichert werden. Sensible Wärmespeicher verändern beim Laden und Entladen ihre fühlbare

Temperatur („sentire“ lat. „fühlen“). Bei Latent-Wärmespeichern ändert sich die Temperatur nicht

maßgeblich, jedoch ändert sich der Aggregatzustand des Speichermediums und die Wärme wird latent

(verborgen) gespeichert. Thermochemische Speicher speichern die thermische Energie durch

endotherme (Energie aufnehmende) bzw. exotherme (Energie abgebende) Reaktionen. [9]

Stand der Technik für die Bereitstellung von Raumwärme und Warmwasser sind sensible

Wärmespeicher, die auch als kapazitive oder konvektive Speicher bezeichnet werden. Da die Betriebs-

temperaturen überwiegend kleiner als 100°C sind, bietet sich hierbei als Speichermedium Wasser an,

da es folgende (positive) Eigenschaften hat (nach [1]):

fast überall in großen Mengen verfügbar,

kostengünstig,

leicht zu transportieren,

http://www.agw.kit.edu/downloads/Ingenieurgeologie/www.klima-umwelt.kit.edu_downloads_KIT_Newsletter_6-13.pdf




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T

umweltverträglich, da nicht toxisch, nicht aggressiv, nicht brennbar, nicht explosiv;

einfach zu handhaben (große Erfahrung im Umgang mit Wasser, die Technologie wird gut

beherrscht);

hohe spezifische Wärmekapazität (4,219 − 4,185 kJ/(kg K), siehe auch Tabelle 1);

geringe Wärmeleitfähigkeit (0,562 − 0,560 W/(m K)), dies erschwert den Wärmeaustausch

zwischen heißem und kaltem Wasser Speicherschichtung: direktes Abzapfen von warmem

Wasser aus oberem Speicherbereich ohne zusätzliches Aufheizen möglich;

fünf unterschiedliche Dichten bei verschiedenen Temperaturen Schichtung möglich;

relativ niedrige Viskosität (1,792 − 1,003 × 10−6 m2/s);

sehr gutes Wärmetransportmedium und erlaubt dadurch hohe Be- und Entladeleistungen;

sehr gute Lösungsmitteleigenschaften;

Bei der Brauchwassererwärmung ist Wasser nicht nur Wärmeträger- und Wärmespeicher-

medium, sondern auch das benötigte Medium.

Der Energieinhalt eines thermischen Speichers steigt direkt proportional mit seinem Volumen an:

Q cp V T

mit: Q [kJ] … gespeicherte thermische Energie

[kg/m³] … Dichte des Speichermediums

cp [kJ/(kgK)] … spezifische Wärmekapazität des Speichermediums

V [m³] … Volumen des Speichermediums

T [K] … Temperaturdifferenz des Speichermediums

Tabelle 1: Vergleich der spezifischen Wärmekapazitäten cp verschiedener Medien

Medium cp [kJ/(gK)]

Flüssigkeiten bei 20° C Wasser 4,18

Methanol 2,43

Festkörper 0 – 100° C

Beton 0,88

Granit 0,84

Eisen 0,46

Wesentlicher Nachteil von sensiblen thermischen Speichern sind die thermischen Verluste und daraus

folgende, schlechte Wirkungsgrade (und die deshalb erforderliche Wärmedämmung). Die Energie-

verluste durch Abwärme sind u.a. stark von der Hüllfläche des Speichers bestimmt:

qT U T A

V

mit:

q [W/m²] … Transmissionswärmeverlust bezogen auf die

Behälterhüllfläche bei gegebener Temperaturdifferenz

U [W/m-2 K-1] … Wärmedurchgangskoeffizient der Behälterwand

A/V [m-1] … Oberfläche-Volumen-Verhältnis des Behälters

ΔT [K] … Temperaturdifferenz zwischen Innen- und Außenseite der

Behälterwand


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Während also der Energiegehalt (das Speichervolumen) eines thermischen Speichers mit der 3. Potenz

der Speicherausdehnung wächst, nehmen die Energieverluste bei sensiblen Speichern nur mit der 2.

Potenz der Speicherabmessungen zu. Der prozentuale Langzeit-Wärmeverlust nimmt somit mit zu-

nehmender Größe des Speichers ab. Anders gesprochen, erfordern größere sensible Wärmespeicher

geringere Wärmedämmung als kleinere, bei gleichbleibenden Wärmeverlusten.

Für die Speicherung sensibler Wärme im Speichermedium Wasser sind vier prinzipielle Bauformen

bekannt, welche auch miteinander kombiniert werden können (siehe im Detail z.B. [1], [14], [20], [23]):

Tankspeicher (auch als Druckspeicher möglich)

Erdbeckenspeicher (auch mit Kies-Bodengemisch als Speichermedium; in Fels auch als

Kavernenspeicher möglich)

Erdsondenspeicher (in Festgestein als Enklavenspeicher bezeichnet)

Aquiferspeicher (natürliche und künstlich stimulierte Grundwasserleiter möglich)

Sowohl Erdsonden- als auch Aquiferspeicher bedingen jedoch sehr spezifische geologische und hydro-

geologische Anforderungen an die Untergrundverhältnisse, was die Standortsuche für diese Bauformen

maßgeblich erschwert.

Als Beispiele für Wärmespeicher mit sehr großem Speichervolumen sind zu nennen (siehe dazu

weiter in [10], [12], [20] sowie 3) 4)):

Lyckebo (SE), 1982 (Felskaverne, 100.000 m³)

Friedrichshafen (D), 1996 (Ortbetonbehälter 12.000 m³)

Neckarsulm (D), ab 1997 (Erdsonden-Speicher, Speichervolumen ges. 63.360 m³)

Rostock (D), 2000 (Aquifer-Speicher 20.000 m³)

München (D), 2007 (Ortbetonbehälter 5.700 m³ Speichervolumen)

Crailsheim (D), 2007 (Erdsonden-Speicher Speichervolumen 37.500 m³)

Marstal (DK), 2012 (Erdbeckenspeicher, 75.000 m³)

Berliner Reichstag (D) (Aquifer-Speicher) 5)

Timelkam (A), 2009 (Stahltank, 20.000 m³)

Salzburg Nord (A), 2011 (Stahltank, 29.000 m³)

Linz Mitte (A), 2004 (Stahltank, 35.000 m³)

Theiß bei Krems (A), 2008 (Stahltank 50.000 m³)

Wien Simmering (A), 2014 (Stahltank, 11.000 m³, 6 – 10 bar)

Vojens (DK), drzt. in Bau (Erdbeckenspeicher, geplant: 203.000 m³)

Gram (DK), drzt. in Bau (Erdbeckenspeicher, geplant 110.000 m³)6)

3) http://www.aee.at/aee/index.php?option=com_content&view=article&id=309&Itemid=113 (abgefragt 17.04.2014)

4) http://www.saisonalspeicher.de/Default.aspx (abgerufen am 05.06.2013)

5) http://www.bine.info/publikationen/publikation/aquiferspeicher-fuer-das-reichstagsgebaeude/ (abgefragt 13.01.2015)

6) www.gseworld.com (abgefragt 16.01.2014)

http://www.aee.at/aee/index.php?option=com_content&view=article&id=309&Itemid=113

http://www.saisonalspeicher.de/Default.aspx

http://www.bine.info/publikationen/publikation/aquiferspeicher-fuer-das-reichstagsgebaeude/

http://www.gseworld.com/


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Die Energieeinspeisung und -entnahme kann bei sensiblen thermischen Speichern entweder direkt,

durch Zugabe bzw. Entnahme von heißem Speichermedium, oder indirekt, mit Hilfe von Wärme-

austauschern, erfolgen.

Unter Stratifikation wird die Aufrechterhaltung der Temperaturschichtung im Speichermedium

verstanden, was mittels sog. Schichtbeladeeinrichtungen und durch eine sorgfältige Speicherbewirt-

schaftung erreicht werden kann. Gute Stratifikation verringert die Exergieverluste des Speichers, damit

bleibt die Qualität der thermischen Energie, manifestiert durch die thermodynamische Temperatur,

erhalten. Nach [20] ist dadurch eine Effizienzsteigerung des Wärmespeichers um bis zu 5-10% möglich.

Für die Abdichtung von großen Saisonal-Wasserwärmespeichern kommen bereits heute Kunststoff-

halbzeuge (sogenannte Liner) zum Einsatz. Stand der Technik bei Kunststofflinern ist derzeit eine

Langzeitbeständigkeit (mehr als 20 Jahre), bei Temperaturen von 60°C bis 85°C. Im gegenständlichen

Projekt liegen die Anforderungen mit einem Betriebstemperaturfenster zwischen 80°C bis zu 100°C

nochmals deutlich höher.

Was die Temperaturbeständigkeit von Beton betrifft, so ist bekannt, dass es ab etwa 100°C durch

hydrothermische Reaktionen zum Verlust des chemisch und physikalisch gebundenen Wassers kommt.

Untersuchungen zur Speicherauskleidung mit Beton im Heißwasserbereich wurden bis dato nur

vereinzelt (z.B. Prof. Hans-Wolf Reinhardt, Prof. Müller Steinhagen, Universität Stuttgart bzw. Dichtheit

von Heißwasser-Langzeitspeichern aus Hochleistungsbeton, Jooß, M., Dissertationen Stuttgart 2001)

mit Hochleistungsbeton oder einer Edelstahlblechauskleidung durchgeführt.

Selbstverständlich kommen grundsätzlich auch andere Speichermedien als Wasser infrage bzw. auch

praktisch zum Einsatz: Feststoffwärmespeicher (z.B. Energiebunker Hamburg7), Felsenklavenspeicher,

generell: Gebäudebauteile) weisen jedoch hohe Energieverluste auf und ergeben daher eine vergleichs-

weise geringe Wärmeausbeute. Fluidspeicher mit Thermoölen oder Flüssigsalzen sind bislang nur mit

kleinen Volumina realisierbar, da die eingesetzten Speichermedien noch sehr teuer sind [20].

Durch Wärmespeicherung wird eine zeitliche Entkopplung von Wärmeerzeugung und Wärmeverbrauch

erzielt. Nach der Speicherdauer werden Kurzzeit-Wärmespeicher (Pufferspeicher) und Langzeit-

speicher unterschieden. Letztere werden theoretisch über den Verlauf eines Jahres jeweils einmalig be-

und wieder entladen und werden daher auch als saisonale Speicher bezeichnet. Während

Kurzzeitspeicher bereits als Großserienprodukt bei solar unterstützten Heizungsanlagen gelten, ist die

Zahl der bislang realisierten Langzeitspeicher überschaubar [12].

Nach der Situierung des Speichers im jeweiligen Energiesystem wird zwischen zentralen und

dezentralen Speichern unterschieden.

7) http://www.baulinks.de/webplugin/2014/0999.php4 (abgefragt 16.6.2014)

http://www.baulinks.de/webplugin/2014/0999.php4


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1.2.3 Wärmepumpen

Eine Wärmepumpe ist eine Einrichtung, die einen Wärmestrom bei niedriger Temperatur aufnimmt (kalte

Seite) und unter Aufwand hochwertiger Energie bei höherer Temperatur wieder abgibt (warme Seite).

Es können folgende Arten von Wärmepumpen unterschieden werden:

Kompressionswärmepumpen

Absorptionswärmepumpen

Gas-Klimageräte

Brüdenverdichter

Die Wärmequelle ist ein essentieller Bestandteil einer Wärmepumpenanlage, siehe auch Abbildung 5.

Im Gegensatz zu konventionellen Heizungssystemen wird durch die Erschließung einer Wärmequelle

regenerative Wärme nutzbar gemacht. Diese Erschließung resultiert in den meisten Fällen in

zusätzlichen Investitionen bei der Anschaffung, dafür steht aber die Umweltwärme beim Betrieb der

Anlage kostenlos zur Verfügung bzw. im Fall der Abwärmenutzung entfallen bzw. verringern sich die

Kosten der „Wärmeentsorgung“. [3]

Abbildung 5: Funktionsschema einer Kompressionswärmepumpe [3]

Die Funktionsweise von Wärmepumpen und Kälteanlagen wird z.B. in [8] wie folgt beschrieben: „Im

Inneren eines geschlossenen Kreislaufs der Anlage zirkuliert ein Arbeitsmittel, das einer Wärmequelle im

Verdampfer (Wärmetauscher) Wärme entzieht, wodurch dieses vom flüssigen in den gasförmigen

Aggregatzustand übergeht. Das Arbeitsmittel gelangt dann in einen meist von einem Elektromotor

angetriebenen Kompressor (Verdichter), in dem der Druck erhöht wird. Zugleich erhöht sich die

Temperatur so weit, dass die der Wärmequelle entzogene Wärme im so genannten Verflüssiger

abgegeben werden kann. Durch diese Wärmeabgabe wird das Arbeitsmittel wieder flüssig. Im

Expansionsventil wird es auf geringeren Druck entspannt. Dadurch sinkt der Siedepunkt und das

Arbeitsmittel kann beim neuerlichen Verdampfen wieder Wärme aufnehmen.“


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Um die Wirtschaftlichkeit einer Wärmepumpe beurteilen zu können, wird, wie auch bei anderen

Energiesystemen, das Verhältnis von nutzbarem Wärmestrom zu aufgewendeter Energie gebildet.

Bei elektrisch betriebenen Wärmepumpen spricht man von der so genannten Leistungszahl ε

beziehungsweise von dem COP-Wert (coefficient of performance). Die beiden Größen unterscheiden

sich dahingehend, dass bei dem COP-Wert nach DIN EN 255 nicht nur die Leistungsaufnahme des

Kompressors in die Berechnung der Leistungsaufnahme der Wärmepumpe eingeht, sondern auch die

möglichen Hilfsenergien wie zum Beispiel die Leistungsaufnahme der Wärmequellen- und

Heizkreispumpen und der Regelung. Somit berechnen sich diese Werte nach folgenden Gleichungen:

Überschlägig kann die Leistungszahl einer Wärmepumpe auch folgendermaßen berechnet werden:

mit:

T [K] … absolute Temperatur der Wärmesenke

T0 [K] … absolute Temperatur der Wärmequelle

T … Differenz zwischen absoluter Wärmesenken- und Wärmequellentemperatur

Daraus wird ersichtlich, dass eine Wärmepumpe umso wirtschaftlicher betrieben werden kann, je kleiner

die Temperaturdifferenz zwischen Wärmequelle und Wärmesenke und je größer die Temperatur der

Wärmequelle ist. Zum Beispiel bedeutet eine Leistungszahl von 3, dass aus zwei Teilen Umweltenergie

und einem Teil Antriebsenergie drei Teile Heizwärme bereitgestellt werden.

Da die Leistungszahl aber nur eine Momentaufnahme bei speziell definierten Bedingungen darstellt, der

Betrieb aber Schwankungen unterliegt, wie zum Beispiel eine veränderliche Quellentemperatur,

verwendet man zur gemittelten Bewertung der Wärmepumpe über ein Jahr die Jahresarbeitszahl β

(engl. seasonal performance factor).

Eine Wärmepumpe kann umso wirtschaftlicher betrieben werden, je kleiner die Temperaturdifferenz

zwischen Wärmequelle und Wärmesenken ist und je größer die Temperatur der Wärmequelle ist. Reicht

die Quelltemperatur aus, um die benötigte Wärmemenge zur Verfügung zu stellen, spricht man von

einem monovalenten Betrieb. Wird eine zusätzliche Wärmequelle benötigt, z.B. ein Kessel, spricht man

von einem bivalenten Betrieb. [1]

mit:

Qab [W]

Pzu,verd [W]

…

…

abgegebene Heizwärmeleistung am Kondensator

Leistungsaufnahme des Verdichters

Pzu, hilf [W] … benötigte Hilfsenergie


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Stand der Technik bei Wärmepumpen ist heute eine Leistung von bis zu 1.500 kWth, mit möglichen

COP-Werten ≥ 3. Das erreichbare Temperaturniveau kommerziell verfügbarer, einstufiger industrieller

Wärmepumpen liegt bei ca. 65° C bis 75° C, im zweistufigen Betrieb sind ca. 80° C erreichbar. Es

existieren auch bereits Anlagen (Sonderanfertigungen) die in der Lage sind, bis ca. 90° C zu pro-

duzieren, bei einer thermischen Leistung von ca. 300 kWth. Hinsichtlich des realisierbaren Temperatur-

niveaus von Wärmepumpen sind neue Kältemittel in der Entwicklung, die zukünftig Temperaturen von

ca. 90° bis über 100° C realistisch erscheinen lassen.

Bei der Integration einer Wärmepumpe kommt auch der Planung und Auslegung der notwendigen

Wärmeaustauscher eine große Bedeutung zu. Diese müssen dazu geeignet sein, mit dem Abwärme-

medium (in der Regel Kühlwasser) wartungs- und verschleißarm betrieben zu werden und gleichzeitig

sollten die auftretenden Übertragungsverluste minimiert werden können. [3]

Vor allem in der Schweiz ist die Nutzung von Abwärme aus Abwasser bereits sehr weit verbreitet und

die Anlagen werden mit großem Erfolg betrieben. Weiters werden Wärmepumpen für Fernwärme- bzw.

-kältenetze seit Jahren erfolgreich in Frankreich und in Skandinavien eingesetzt. Diese Anlagen stellen

mehrere Megawatt an Nutzenergie z. B. aus Meerwasser zur Verfügung. Als Best-Practice-Beispiel wird

gerne die Fernwärmeversorgung von Oslo angeführt, bei der mittels zweier Großwärmepumpen

Rohabwasser als Wärmequelle genutzt wird (Wärmeleistung: 18,4 / 9,2 MW th, elektrische Leistungs-

aufnahme: 6,6 / 3,2 MWel COP = 2,8 bis 2,9; Abwasser-Eingangstemperatur: 9,6° C, Ausgangs-

temperatur 5,5° C; Heizkreislauf Wärmepumpe-Vorlauf 80° C, Rücklauf 60° C) [3].


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2 Inhaltliche Darstellung

2.1 Ausgangssituation – Anforderungen der Linz AG Fernwärme

Linz ist die Stadt mit dem höchsten Fernwärmeanteil (60%) in Österreich. Die Fernwärmeerzeugung

erfolgt hier derzeit durch die Fernheizkraftwerke Linz Süd (GuD-Anlagen), Linz Mitte (GuD-Anlagen,

Biomassekraftwerk und Reststoffheizkraftwerk) sowie dem Fernheizwerk Dornach, welches haupt-

sächlich zur Spitzenabdeckung bei sehr großem Wärmebedarf eingesetzt wird. Weiters existiert am

Standort Linz Mitte ein 24h-Pufferspeicher mit rd. 35.000 m³ Speichervolumen. Als Energieträger kommt

überwiegend Erdgas zum Einsatz, ersatzweise ist teilweise auch Heizöl möglich. Biomasse-KW und

Reststoff-KW produzieren gemeinsam rd. 27 MWel und 61 MWth, die Gesamtfernwärmeleistung der

Linz AG beträgt bis zu 380 MWth.

Die Auslegungswerte und Rahmenbedingungen wurden von der LINZ AG, der Fernwärme-Betreiberin in

Linz, angegeben. In einem ersten Schritt wurden zur Grobdimensionierung des Verfahrenskonzepts die

grundsätzlichen Auslegungsdaten des Linzer Fernwärmesystems gemäß Tabelle 2 festgehalten.

Tabelle 2: Grundsätzliche Auslegungsdaten der Fernwärme Linz

Winter Sommer Außentemperatur (-12°C ) (+12°C)

Nennleistung maximal 450 MW minimal 45 MW

Temperatur Vorlauf maximal 130 °C 80 °C

minimal 80 °C 80 °C Druck Vorlauf

maximal 25 bar 14 bar

minimal 12 bar Temperatur Rücklauf

maximal 67 °C 67 °C

minimal 53 °C 53 °C Druck Rücklauf

maximal 25 bar 14 bar

minimal 12 bar

Die Fernwärme-Datenbasis des Jahres 2012 erscheint repräsentativ und geeignet, um den Linzer

Fernwärmebedarf mittel- bis langfristig zu beschreiben. Wie in Abbildung 6 gezeigt, ist der

Fernwärmeverbrauch von der herrschenden Außentemperatur geprägt und schwankt somit saisonal

sehr stark. Während bei winterlichen Kälteperioden Bedarfsspitzen bis über 450 MW zu verzeichnen

sind, sinkt der Fernwärmebedarf während der Sommermonate auf ein Minimum von ca. 45 MW.


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Abbildung 6: Fernwärmebedarf Linz 2012 (stündlich erfasste Werte) in Abhängigkeit von der herrschenden Außentemperatur, Quelle: Linz AG

Auf Grundlage der Daten für die Fernwärme Aufbringung durch die Kraftwerke der LINZ AG der Jahre

2011 bis 2013 erfolgte eine erste Verfahrensskizze zur Einbindung eines Großwärmespeichers in das

bestehende Fernwärmesystem, siehe Abbildung 7.

Abbildung 7: Erste Verfahrensskizze zur Einbindung eines Großwärmespeichers in das Fernwärmesystem Linz.


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2.2 Thermodynamik Energie- und Verfahrenstechnik

2.2.1 Einleitung

Wärme, die im Winter benötigt wird, wird im Bereich der Fernwärme heute noch zu einem hohen Anteil

mittels Öl- oder Gaskesseln erzeugt. In Zeiten, wo Kraftwerke stromgeführt arbeiteten, wurde die dabei

anfallende Abwärme für die Fernwärmeaufbringung eingesetzt. Durch den niedrigen Strompreis werden

heute diese Kraftwerke wärmegeführt gefahren und es müssen, durch den geringeren Anfall von

Abwärme im Winter, gezielt fossile Brennstoffe für die Fernwärmeaufbringung eingesetzt werden. Eine

andere Möglichkeit würde nun darin bestehen, die während der wärmeren Monate nicht verwendete

Abwärme über Speicher zu bevorraten, um diese Wärme während der kälteren Jahreszeit für die

Fernwärme zur Verfügung zu stellen. Den Ersatz fossiler Brennstoffe zur Erzeugung von Raumwärme ist

heute als prioritärer Schritt zu sehen, der wesentlich zur Reduzierung von CO2-Emission und damit auch

zur Verbrauchsreduktion von Gas und Öl beiträgt und somit auch zur Schonung unserer nicht

regenerierbaren Ressourcen.

Um nun eine Stadt wie Linz mit nahezu 200.000 Einwohner unabhängig von Gas und Öl mit Wärme zu

versorgen, benötigt man in ausreichendem Maße große Wärmequellen und einen großen Wärme-

speicher, der die Wärme, die auch zu Zeiten ohne Heizwärmebedarf anfällt, aufzunehmen vermag, um

diese dann wieder in Zeiten von hohem Wärmebedarf bedarfskontrolliert abgeben zu können. Durch

diese Entkoppelung von Wärmeerzeugung und Wärmebedarf kann der Anteil an fossilen Brennstoffen in

der Fernwärmeproduktion verringert werden und somit die Wärmelieferung aus thermischer Verwertung

von Reststoffen und Biomasse für die Wärmeproduktion entsprechend Speichergröße und Abwärme-

nutzung wesentlich erhöht werden.

Der Großwärmespeicher, der als Titel zu dieser Vorstudie steht, ist so aber nicht das eigentliche Ziel

dieser Projektidee sondern es ist der Weg zur weitgehenden Reduzierung der Verwendung von nicht

regenerierbaren Brennstoffen für die Fernwärmeaufbringung. Ein thermischer Speicher, der zur

Reduktion von fossilen Brennstoffen in der Fernwärmegewinnung und Fernwärmeversorgung einer Stadt

am Beispiel von Linz eingesetzt werden soll, erzielt darüber hinaus ebenso bedeutende Reduktion von

CO2-Emissionen im Bereich der Stadt. Den Ausgang und die Idee zu diesem Projekt entstand aus der

Beschreibung eines Lösungsansatzes seitens der Linz AG, dass die zusätzliche Verfügbarkeit von

50 MW Wärme über die kalte Jahreszeit einen wesentlichen Schritt zur Reduzierung von fossilen

Brennstoffen bei der Fernwärme möglich machen würde.

Die Fernwärmeaufbringung über die derzeit betriebenen Kraftwerke in Linz-Mitte und Linz-Süd betrug in

den letzten Jahren zwischen 1.000 und 1.200 GWh jährlich, wobei die Wärmeleistungen in den warmen

Monaten von April bis September im Mittel bei 50 MW lagen und in den kalten Monaten von Oktober bis

März um 200 MW betrugen. Bei extremen Kaltperioden aber können diese erforderlichen Wärme-

leistungen, die meist im Januar oder Februar auftreten, Werte bis 450 MW erreichen, was einem

Heizbedarf von ca. 2,5 kW pro Einwohner entsprechen würde. Daraus folgt, dass 80% der gesamt

erforderlichen Fernwärme in den Monaten von Oktober bis März benötigt wird und nur 20% zwischen

April und September für Warmwasser verbraucht wird.


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2.2.2 Bemessungsgrößen

Am Beginn dieses Projekts stand als Idee das Ziel im Vordergrund, einen saisonalen Speicher zu

dimensionieren, der in den Wintermonaten 50 MW Wärmeleistung liefern sollte. Dies war, wie schon

erwähnt, eine Vorgabe seitens der Geschäftsleitung der LAG, die in Folge zu dieser Projektidee führte.

Die Rechnung ergab hier für die 6 Monate, also für die 180 Tage der kalten Jahreszeit mit 24 h/d einen

Startwert für die Speicherkapazität von 216 GWh. Bei einer Temperaturdifferenz zwischen Vorlauf und

Rücklauf von und zum Speicher von 40 K ergibt sich ohne Berücksichtigung der thermischen Verluste

ein theoretisches Speichervolumen von über 4,6 Mio. m3 Wasser. Diese erste Idee für eine Speicher-

größe diente als Richtwert, um eine Größenordnung zur Behandlung der übrigen Faktoren für die

Vorstudie zur Machbarkeit zu haben. Die grundlegende Ausrichtung der Dimensionierung eines

Fernwärmespeichers erfolgte im Laufe der Bearbeitung damit, dass die Größe des Speichers daraus

abgeleitet wurde, wie groß die erforderlichen Wärmeenergie für die Fernwärme über die Wintermonate

eines ausgewählten und repräsentativen Jahres war und welche laufende Wärmeeinträge dafür

aufzubringen waren.

Ein Speicher hat also in dieser Weise das Ziel, die Wärmelieferung ganz oder teilweise von der

Wärmeproduktion zu entkoppeln. Eine vollständige Entkopplung mit einem idealen Speicher (kein

Wärmeverlust) wäre also in dieser Hinsicht ein 1.200 GWh Speicher, aus dem der gesamte Jahres-

bedarf ungeachtet der aktuellen Wärmeproduktion für den Speicher aus dem Speicher entnommen

werden könnte. Damit wäre eine vollständige Entkopplung gegeben, jedoch aber gleichzeitig ein

unzweckmäßig großer Wärmespeicher (nahezu 20 Mio. m3 Speichervolumen) erforderlich.

Mit einem anderen Ansatz lässt sich die Dimension des erforderlichen Speichervolumens noch anders

betrachten. Die Wärmeleistung, die in den Wintermonaten dem Fernwärmenetz bereitzustellen ist, setzt

sich einmal aus der aktuell verfügbaren Wärmeenergie, die aus Überschüssen oder Abwärme stammen,

zusammen. Zum anderen muss die noch restliche bzw. fehlende Wärme entweder erzeugt oder aus

einem Wärmespeicher genommen werden. Die gespeicherte Wärmeenergie muss dafür z. B. über die

Sommermonate aus verfügbarer Überschuss- oder Abwärme eingelagert werden und hat dann über die

Wintertage die erforderliche Wärmeenergie quasi als Ergänzung zu den anderen verfügbaren Wärme-

strömen aus dem Speicher bereitzustellen. Wärmeanfall und Wärmelieferung sind hier zeitlich versetzt,

wodurch Wärme genutzt werden kann, die bisher ungenutzt blieb. Die Größe eines Speichers kann nun

ausgerichtet werden entweder nach der zusätzlich erforderlichen Wärme, die in der kalten Jahreszeit

erforderlich ist, oder sicherlich zweckmäßiger nach der in der warmen Jahreszeit verfügbaren

Überschusswärme.

Für die Dimensionierung der Speichergröße wurden die folgenden Einflussfaktoren betrachtet:

1. Verfügbare Überschuss- und Abwärme – Nutzungsgrad von Wärme aus den RHKW und BHKW mit

Wärmepumpenbetrieb

2. Parallel zur Wärmeaufbringung aus den RHKW und BHKW produzierter Strom

3. Betriebstage der Kraftwerke für die zusätzlich erforderliche Wärmeenergie

4. Nutzungsgrad des RHKW mit Wärmepumpenbetrieb

5. Erforderliche maximal mögliche Entladeleistung


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2.2.2.1 Verfügbare Überschuss- und Abwärme

Die maximal über das gesamte Betriebsjahr verfügbare Überschuss- und Abwärme wird in dieser

Vorstudie für die Ausrichtung der Speichergröße verwendet. Die verfügbaren Wärmequellen, die in der

Folge betrachtet werden, sind Wärme aus Kraftwerken und Wärme aus Wasser aus der

Grundwasserhaltung der Stadt Linz. Die Wärmeenergie aus dem Grundwasser, das Temperaturen um

15 °C aufweist (siehe Abschnitt 2.3.5) wird über Großwärmepumpen auf das Temperaturniveau des

Speichers angehoben.

In der folgenden Tabelle 3 sind die vorhandenen Linzer Kraftwerke und deren Betriebsvarianten mit den

jeweiligen Leistungsdaten zusammengestellt.

Zur Untersuchung des erforderlichen Speichervolumens wurden die Laufzeiten der zur Verfügung

stehenden Wärmequellen bzw. Wärmeproduzenten für unterschiedliche Speichergrößen zur Deckung

der Fernwärme auf Basis von Monatsmittelwerten gemäß Daten von 2012 ermittelt.

Tabelle 3: Wärmequellen und potenzielle Wärmelieferanten

Bezeichnung Kurzbez. Brennstoff Betriebsart MWelektr MWtherm

Biomasse Heizkraftwerk BHKW Biomasse KWK 8,9 21

Biomasse Heizkraftwerk BHKW Biomasse ohne DT 8,9 29,9

Reststoff Heizkraftwerk RHKW Reststoffe KWK 18 40

Reststoff Heizkraftwerk RHKW Reststoffe ohne DT 18 55

Gas- u. Dampfkraftwerk GUD-L1A Gas KWK 100 85

Gas- u. Dampfkraftwerk GUD-L1A Gas ohne DT 75 109

Gas- u. Dampfkraftwerk GUD-L1B Gas KWK 112 86

Gas- u. Dampfkraftwerk GUD-L1B Gas ohne DT 90 107

In Tabelle 4 sind die Anschlussdaten der beiden Wärmepumpen angegeben, die einmal elektrisch vom

RHKW gespeist werden und zum anderen vom BHKW.

Tabelle 4: Wärmeproduktion über Wärmepumpen mit Betriebsdaten ohne ECO

Bezeichnung Kurzbez. elektr. Anschluss

in MW COP

Wasser

m3/s

Tein °C MWtherm

Wärmepumpe RHKW WP-RHKW 18,0 3,0 1,75 10 54,0

Wärmepumpe BHKW WP-BHKW 8,9 3,5 0,55 14 31,0

Speichergrößen von 2,5 bis 300 GWh wurden in der Folge betrachten, wobei darauf abgezielt wurde,

möglichst keine bzw. nur so wenig als möglich Wärme mittels Gas als Brennstoff über die GUDs

herstellen zu müssen. Ferner sollte die Wärme prioritär aus dem RHKW über das ganze Jahr (8000

Betriebsstunden) genutzt werden und dieser RHKW-Betrieb sollte soweit wie möglich immer in

Kombination mit einer Großwärmepumpe betrieben werden. Das Biomasse-Heizkraftwerk BHKW sollte

ebenso nur in Kombination mit der WP betrieben und der Betrieb nur bei vollständiger Ladung des

Speichers abgefahren oder reduziert werden. In Zeiten hohen Wärmebedarfs, war es das Ziel, lediglich


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mit nur einer GUD-Linie das Auslangen zu finden, um die restlich erforderliche Wärme für die

Fernwärmeversorgung sicherstellen zu können.

Der Speicher ist also in der Größe zu dimensionieren, sodass die gesamte Wärme, die über die

Jahresbetriebszeit mit den RHKW und nach Erfordernis zusätzlich mit dem BHKW produziert wird, im

Speicher aufgenommen werden kann. Das RHKW erbringt in Kombination mit einer WP zusammen eine

thermische Leistung von 94 MW, das BHKW liefert in Kombination mit einer Wärmepumpe 52 MW. Bei

8000 Betriebsstunden pro Jahr wären das beim RHKW 745 GWh, was 66% der gesamt erforderlichen

Fernwärme, wiederum bezogen auf das Jahr 2012 entsprechen würde.

Die Wärmeleistung aus dem RHKW wäre quasi als Grundlast im gesamten Betriebsverlauf einzusetzen

und die Wärme aus dem BHKW mit jener aus der damit gekoppelten WP, soweit es eben die

vorgesehene Speichergröße zulässt, als erweiterte Grundlast zu verwenden. Damit sollte erreicht

werden, dass nur jene Wärmeenergie aus einer GUD-Linie des Kraftwerks Linz-Mitte für die

Fernwärmeversorgung produziert wird, die eben gerade noch fehlt, um den aktuellen Bedarf

abzudecken. Dieser Fall tritt speziell in den extremen kalten Perioden auf, wozu möglichst mit einer

Kraftwerkslinie dieser Spitzenbedarf in der Zeit von Dezember bis Februar abzudecken wäre. Zur

Abschätzung einer zweckmäßigen Speichergröße sind hier in Folge die Grundlagen und Überlegungen

dazu zusammengestellt.

Tabelle 5: Spreadsheet-Daten zur Bewirtschaftung eines 80 GWh-Speichers

40.908 41.274 0 Monatsmittel-Werte MW 236 297 150 113 52 40 33 32 54 121 176 248 1 31.Dez.11 Jän.12 Feb.12 Mär.12 Apr.12 Mai.12 Jun.12 Jul.12 Aug.12 Sep.12 Okt.12 Nov.12 Dez.12 2 FW-Bedarf GWh 175 207 111 81 39 29 25 23 39 90 126 184 1.129,4

3 Speicherverluste 3,9 2,6 2,4 2,3 3,0 3,5 2,9 3,1 3,7 4,0 4,0 2,0 37,2 4 Betriebstage/Monat 31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31 335 max

28,5 5 Speicher -2,9 -53,9 -8,3 -4,6 28,5 22,8 -27,5 8,4 25,4 11,5 0,3 0,3 0,0

6 80 77,1 23,2 14,9 10,3 38,7 61,6 34,1 42,5 67,9 79,4 79,7 80,0 GWh Betrieb

7 GUD-1A - ohne DT 27 23 11 31 92 d

8 GUD-1B - ohne DT 0 d

9 Biom-HKW mit WP 31 28 31 10 0 0 31 30 31 192 d

10 Biom-HKW ohne WP 0 d

11 RHKW mit WP 31 28 31 30 31 24,5 0 15,5 30 31 30 31 313 d

12 RHKW ohne WP 0 d

13 RHKW 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

14 BHKW 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

15 GuD-1A - ohne DT 49 41 0 0 0 0 0 0 0 0 20 56 GWh 166

16 GUD-1A - KWK 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

17 GUD-1A ohne DT 71 60 0 0 0 0 0 0 0 0 29 81

18 GUD-1B - ohne DT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

241 27%

0 0%

19 Biom.-KW m. WP 35 32 35 11 0 0 0 0 0 35 34 35 220 57%

20 Biom.-KW o. WP 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0%

21 Restst.-KW m. WP 70 63 70 68 70 55 0 35 68 70 68 70 706 93%

22 Restst.-KW o. WP 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0%

23 IST GWh 176,1 155,4 105 79 70 55 0 35 68 105 131 187 1167 1.166,6

In Tabelle 5 ist in Zeile 2 der monatliche Bedarf an Fernwärme auf Basis der Daten von 2012 in GWh

angegeben. Diese Daten wurden aus den Wärmeleistungen als Mittelwerte über die entsprechenden

Monate bestimmt und ergeben in Summe über die Monate die Wärmeenergie, die über das gesamte

Jahr für die Fernwärme 2012 aufgebracht wurden. Dieser Jahreswert lag also im Jahr 2012 in Summe

bei 1.129 GWh. In Zeile 0 sind die Monatsmittelwerte der Wärmeleistungen in MW für die Fernwärme-


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versorgung eingetragen und es lässt sich daraus die gesamte Fernwärmeenergie bestimmen, die je

Monat in 2012 aufgewendet wurde. In Zeile 3 finden sich die jeweils berechneten thermischen Verluste

des Speichers, die entsprechend der aktuellen Temperaturdifferenzen zwischen außen und innen bei

den rechnerischen Überlegungen überschlagsmäßig bemessen werden. In Zeile 4 die monatlichen

Kalendertage, wobei der Februar mit 28 Tagen in den Berechnungen Verwendung findet, obgleich 2012

eigentlich ein Schaltjahr war und der Februar 29 Tage hatte. Die Zeile 5 zeigt die monatlichen

Veränderungen, wiederum in GWh, also die monatlichen Mittelwerte an Wärmeenergien, die dem

Speicher zuzuführen bzw. abzuführen sind. Die höchsten Werte hinsichtlich der Wärmeentnahme aus

dem Speicher lassen sich auf Basis der Daten vom Februar 2012 mit 54 GWh berechnen, die höchsten

Werte hinsichtlich der Wärmespeicherladung in den Monaten Oktober und November mit ca. 98 GWh

bestimmen. Die Dimensionierung der Pumpen und Wärmeübertrager ist sodann auf die maximalen

Entlade- und Beladeleistungen auszurichten.

In Zeile 6 der Tabelle 5 ist der mittlere monatliche thermische Ladezustand des Speichers zu ersehen,

der sich aus dem Ladezustand des Vormonats (ebenso in GWh) und der jeweiligen thermischen Be-

oder Entladung des betrachteten Monats ergibt. Bei allen angestellten Berechnungen wurde hierin

angenommen bzw. festgelegt, dass am 31. Dez. der definierte max. Speicherstand sich befinden sollte.

Festgelegt wurde für die Simulationen und rechnerischen Überlegungen der thermischen

Speicherbewirtschaftung unterschiedliche Speichergrößen in GWh, die dann eben jeweils am 31.12. zu

erreichen sind. Dieser Zeitpunkt ist sicherlich so einzuplanen, dass der Speicher jeweils am Beginn der

Kaltperiode den maximalen thermischen Ladezustand haben sollte.

Nun ist es möglich, auf Grundlage der beschriebenen Annahmen für unterschiedliche Speicher-

dimensionen mit einer maximalen thermischen Ladekapazität, in Verbindung mit einer dafür

ausgerichteten Wärmeproduktion und mit der Lieferung der erforderlichen Fernwärme, Faktoren zu

betrachten, die zur genaueren Bestimmung einer mindestens notwendig sich zeigenden Größe

herangezogen werden können. Das System besitzt verschiedene Einflussfaktoren und ebenso auch

Störfaktoren. Im Rahmen dieser Vorstudie, mit der hierfür angewandten Berechnungstiefe (Monatsmittel-

und Tageswerte) der Analyse, ist es verständlich, dass hiermit kein eindeutiger bzw. einziger Lösungs-

wert für die Bestimmung der Speichergröße erhalten werden kann, da noch weitere Freiheitsgrade

verfügbare sind.

In Abbildung 8 ist der Ladezustand eines 80 GWh-Speichers gemäß den vorher dargelegten Annahmen

und Vorgehen über das Berechnungsjahr 2012 aus Tabelle 5, Zeile 6 dargestellt.

Abbildung 8: Ladezustand des 80 GWh-Speichers über das Berechnungsjahr 2012 gem. Zeile 6 von Tabelle 5.


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Auf der einen Seite haben wir einen saisonalen Speicher zu betrachten, der über das Jahr hinweg aus

den verfügbaren zweckentsprechenden Wärmequellen aufzuladen ist. Auf der anderen Seite ist dieser

Speicher auch hinsichtlich seines Potenzials zu sehen, in extrem kalten Perioden möglichst Wärme zur

Verfügung zu stellen, um nur minimal zusätzliche Wärmeleistungen mittels fossiler Brennstoffe

einsetzten zu müssen.

Das RHKW, das 8000 h pro Jahr in Betrieb ist, hat hier mit der angekoppelten Wärmepumpe die

Jahresgrundlast zu liefern und bringt im KWK-Betrieb und mit der Wärmepumpe eine thermische

Gesamtleistung von 94 MW. Das BHKW bringt in gleicher Weise mit Wärmepumpe eine Leistung von

52 MW. Diese beiden Kraftwerke zusammen mit angekoppelter Wärmepumpe würden somit über die

Jahresbetriebszeit von 8000 h Wärmeenergie für ein Betriebsjahr von 1.168 GWh liefern, was in dem

betrachteten Jahr 2012 der gesamten aufgebrachten jährlichen Fernwärme (Jahr 2012: 1.129,58 GWh)

entsprechen würde.

Bereits alleine wären mit der Wärmepumpenkopplung von RHKW und dem BHKW signifikante

Einsparungen hinsichtlich der bestehenden heute erforderlichen Kraftwerksleistungen gegeben. Der

Betrieb von Wärmepumpen ist aber zudem noch an die Abnahme und Nutzung der Wärme gebunden,

die spezielle ohne Speicher in den Sommermonaten nicht realisiert werden können.

Ausgangspunkt dieser Studie war, wie schon dargestellt, ein Szenario für einen saisonalen Speicher, der

in den Wintermonaten 50 MW Wärme, die jeweils über die Sommermonate aus Überschuss- oder

Abwärme einzuspeichern ist, erbringen sollte. Daraus ergab sich anfangs ein einfach zu bestimmender

Rechenwert für die Speichergröße von 200 GWh.

In der Folge wurden nun in dieser Vorstudie detailliertere Überlegungen und Berechnungen in Richtung

spezieller Szenarien angestellt, in denen ausgehend von potenziellen Einflussfaktoren die Speicher-

größe von 2, 5, 20, 40, 60, 80, 100, 140 und 200 GWh in die Betrachtungen zur Bewirtschaftung

aufgenommen wurden.

Aus Abbildung 9 sind die jeweiligen Kraftwerksleistungen von Linz-Mitte und Linz-Süd bei der

Aufbringung der Fernwärme im Jahr 2012 dargestellt. Hier ist unmittelbar der Einfluss der jahres-

zeitlichen Wetter und Temperatursituation zu erkennen. Der Bedarf an mehr Wärme startet im Oktober

und läuft bis in den Mai hinein und vom Juni bis August sind hier die geringsten Anforderungen für

Fernwärmeaufbringung zu sehen.

Abbildung 9: Aufbringung der Fernwärme im Jahr 2012 durch die KW von Linz Mitte und Linz Süd


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200

180

160

140

120

100

80

60

40

20

0 Dez.11 Mär.12 Mai.12 Jul.12 Aug.12 Okt.12 Dez.12

In Tabelle 6 und Abbildung 10 ist die Situation mit einem 200 GWh-Speicher dargestellt. Die Zeilen 1 bis

6 sind bereits oben beschrieben worden. In Tabelle 6 zeigen die Zeilen 7 bis 12 die in Betrieb

befindlichen Kraftwerke, worin die Zahlen die monatlichen Betriebstage darstellen. Am rechten

Außenrand sind noch die jeweiligen Summen der Tage über das Betriebsjahr zu ersehen. Es zeigt auch

bei diesem Betriebsszenario mit einem 200 GWh Speicher noch die Notwendigkeit, dass 10 Tage im

Jänner, 11 Tage im November und den ganzen Dezember eine GUD-Linie mit einer thermischen

Leistung von 109 MW einzusetzen ist. Dieser 200 GWh-Speicher würde dann bis Ende Februar bis zu

einer Restladung von ca. 10% (wurde auch als Vorgabe in diesen Betrachtungen verwendet) entladen

werden, was aus Abbildung 10 zu ersehen ist.

Tabelle 6: Spreadsheet-Simulation zur Bewirtschaftung eines 200 GWh-Speichers

1 31.Dez.11 Jän.12 Feb.12 Mär.12 Apr.12 Mai.12 Jun.12 Jul.12 Aug.12 Sep.12 Okt.12 Nov.12 Dez.12 2 FW-Bedarf GWh 175 207 111 81 39 29 25 23 39 90 126 184 1.129,4

3 Speicherverluste 3,5 2,4 2,3 2,5 3,1 3,5 3,2 3,6 3,9 4,0 4,0 2,0 4 Betriebstage/Monat 31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31 365

5 Speicher -47,0 -113,9 -8,2 18,1 63,8 35,3 -27,9 42,8 25,2 11,5 -0,5 0,3 -0,5

6 200 153,0 39,1 30,9 48,9 112,7 148,0 120,2 163,0 188,2 199,7 199,2 199,5 GWh Betrieb

7 GUD-1A - ohne DT 10 11 31 52 d

8 GUD-1B - ohne DT 0 d

9 Biom-HKW mit WP 31 28 31 30 31 0 0 31 30 31 243 d

10 Biom-HKW ohne WP 0 d

11 RHKW mit WP 31 28 31 30 31 30 0 31 30 31 30 31 334 d

12 RHKW ohne WP 0 0 d

13 RHKW 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

14 BHKW 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

15 GuD-1A - ohne DT 18 0 0 0 0 0 0 0 0 0 19 56 GWh 93

16 GUD-1A - KWK 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

17 GUD-1A ohne DT 26 0 0 0 0 0 0 0 0 0 28 81 135 14%

18 GUD-1B - ohne DT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0%

19 Biom.-KW m. WP 35 32 35 34 35 0 0 0 0 35 34 35 278 67%

20 Biom.-KW o. WP 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0%

21 Restst.-KW m. WP 70 63 70 68 70 68 0 70 68 70 68 70 754 92%

22 Restst.-KW o. WP 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0%

23 IST GWh 132 95 105 102 105 68 0 70 68 105 130 187 1167 1.166,9

Abbildung 10: Spreadsheet-Simulation zur Bewirtschaftung eines 200 GWh-Speichers

Das RHKW mit WP kann über die gesamte Jahresbetriebszeit Wärme produzieren und in den Speicher

über die Sommerzeit laden. Im Juli wird üblicherweise das RHKW für die erforderlichen jährlichen

Revisionsarbeiten abgestellt, wobei das KW auf eine Jahresbetriebszeit von 334 Tage kommt, wie dies

Bevo

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ng

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GW

h


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3,5

3

2,5

2

1,5

1

0,5

0

31.Dez.11 01.Mär.12 01.Mai.12 01.Jul.12 31.Aug.12 31.Okt.12 31.Dez.12

aus Zeile 11 zu entnehmen ist. Die Revisionsarbeiten des BHKW sind dann im August üblich. Wie aus

Zeile 9 zu sehen ist kann dieses BHKW während 243 Tagen seine volle Leistung mit angekoppelter WP

für den Speicher und den Fernwärmebedarf erbringen. In den Zeilen 13 bis 16 sind die parallel zu den

GUDs oder auch beim Betrieb vom RHKW und BHKW im Falle die Wärmepumpen nicht eingekoppelt

sind, die parallel dazu produzierte elektrische Energie zu entnehmen. In diesem Szenario fallen eben

noch 93 GWh elektrische Energie an. In den Zeilen 17 bis 22 sind die produzierte thermische Energien

zu ersehen, wobei die Summe der gesamt produzierten Wärme aus der Zeile 23 rechts außen

(1.167 GWh) zu ersehen ist.

Zum Unterschied zu einem großen Speichervolumen ist in der folgenden Tabelle 7 und Abbildung 11 ein

sehr kleiner Speicher von 2,5 GWh (Zeile 6 und 2. Spalte) in gleicher Weise mit den getroffenen

Annahmen und Vorgaben beschrieben. Dieser relativ kleine Speicher weist ungefähr ein Speicher-

volumen von ca. 56.000 m3 auf.

Tabelle 7: Spreadsheet-Simulation zur Bewirtschaftung eines 2,5 GWh-Speichers mit WP

1 31.Dez.11 Jän.12 Feb.12 Mär.12 Apr.12 Mai.12 Jun.12 Jul.12 Aug.12 Sep.12 Okt.12 Nov.12 Dez.12 2 FW-Bedarf GWh 175 207 111 81 39 29 25 23 39 90 126 184 1.129

3 Speicherverluste 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 4 Betriebstage/Monat 31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31 365

5 Speicher 0,0 0,0 -0,9 0,9 -0,1 -0,3 0,3 0,1 -0,5 0,4 -0,1 0,0 0

6 2,5 2,5 2,5 1,7 2,6 2,4 2,1 2,5 2,6 2,1 2,5 2,5 2,5 GWh Betrieb

7 GUD-1A - ohne DT 26,7 27 2,0 9,4 30 95 d

8 GUD-1B - ohne DT 16 16 d

9 Biom-HKW mit WP 31 28 31 13 22 0 18 30 31 204 d

10 Biom-HKW ohne WP d

11 RHKW mit WP 31 28 31 30 7,3 0 7,2 31 30 31 227 d

12 RHKW ohne WP 23 30 24,8 23 101 d

13 RHKW 0 0 0 0 10 13 0 11 10 0 0 0 44

14 BHKW 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

15 GuD-1A - ohne DT 48 49 4 0 0 0 0 0 0 0 17 54 GWh 172

16 GUD-1A - KWK 0 38 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 38

17 GUD-1A ohne DT 70 71 5 0 0 0 0 0 0 0 25 79 249 26%

18 GUD-1B - ohne DT 0 41 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 41 4%

19 Biom.-KW m. WP 35 32 35 15 0 0 25 0 0 21 34 35 234 56%

20 Biom.-KW o. WP 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0%

21 Restst.-KW m. WP 70 63 70 68 16 0 0 0 16 70 68 70 511 62%

22 Restst.-KW o. WP 0 0 0 0 22 29 0 24 22 0 0 0 97 28%

23 IST GWh 175 207 111 83 39 29 25 24 38 91 127 184 1132 1.132

4

Abbildung 11: Spreadsheet-Simulation zur Bewirtschaftung eines 2,5 GWh-Speichers mit WP

Bevo

rratu

ng

ssta

nd

in

GW

h


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Ein kleiner Wärmespeicher kann naturgemäß nur wenig Energie aufnehmen und kann so auch nur

wenig Energie im Gegenzug an das Netz abgeben. In Zeile 5 sind diese monatlichen Energie-Aus- und

Einlagerungen von und zum Wärmespeicher dargestellt, die sich hierbei im Betrag unter 1 GWh

rechnerisch ergeben. Parallel zur Wärmeproduktion werden bei dieser Variante 253 GWh Strom

produziert, da für die Wärmeproduktion die GUD-Linien vom Kraftwerk Linz-Mitte während 111

Betriebstagen zu betreiben sind. Die Nutzung der Wärme vom RHKW mit Wärmepumpe ist hier nur

während 227 Tage möglich. Während 100 Tagen kann Wärme nur aus dem RHKW, und dies auch nur

ohne Wärmepumpe, für die Fernwärme genutzt werden. Wärme aus dem BHKW mit WP kann nur

während 204 Tagen für die Fernwärmeabdeckung eingesetzt werden.

Hier ist auch leicht zu erkennen, dass nicht regenerierbare Brennstoffe, wie z.B. Erdgas, nur durch

Reduzierung der Laufzeit der GUD-KW-Linien erreicht werden kann. D.h. die maximale Ausnutzung der

Wärmeproduktion aus den BHKW und RHKW mit angekoppelten Wärmepumpen bestimmen den Anteil

an regenerierbaren Brennstoffen (Reststoffe und Biomasse) in der Wärmeaufbringung für die

Fernwärmeversorgung der Stadt Linz unmittelbar mit.

Der Nutzungsgrad von Wärme aus den RHKW und BHKW mit Wärmepumpenbetrieb ist hier ein

Kriterium das hinsichtlich der Dimensionierung der Speichergröße zu beachten sein wird. In

Abbildung 12 sind die jeweiligen Nutzungsgrade für verschiedene Speichergrößen berechnet und

dargestellt. Auch mit einen 200 GWh Speicher können Wärmeenergien, die über die 8000 h pro Jahr bei

den RHKW und BHKW erzeugt werden können, nur bis knapp 89 % für die Fernwärme genutzt werden.

Abbildung 12: Nutzungsgrad der Wärme aus den RHKW und BHKW inkl. Wärmepumpen für die Fernwärmeproduktion in Funktion der Speichergröße in GWh.

2.2.2.2 Parallel produzierter Strom

Neben dem Speichernutzungsgrad hinsichtlich der Wärme, die aus regenerierbaren Quellen stammt, ist

in umgekehrter Form damit die Menge an erzeugter elektrischer Energie verbunden, die parallel im

Betrieb von wärmegeführten Gas- und Dampfkraftwerken im KWK Betrieb oder auch ohne Dampfturbine

anfällt. Hier wird also Strom parallel zur Wärmeproduktion erzeugt, wobei mit der hier getroffenen

Zielsetzung bei dem RHKW und BHKW der Strom, soweit es die Wärmeabgabe ermöglicht, zum Betrieb

der Wärmepumpen eingesetzt ist. Der parallel produzierte Strom und jener der aus den RHKW und


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BHKW anfällt und nicht für die Wärmepumpen verwendet werden kann, stellt hier ein weiteres Kriterium

dar, das bei der Speicherauslegung ebenso Betrachtung finden kann.

In Abbildung 13 sind diese Einflüsse der Speichergröße auf die jeweiligen Anteile an erzeugter Wärme

über Biomasse und Reststoffe auf der einen Seite dargestellt und auf der anderen Seite die Wärme, die

bei den betrachteten Speichergrößen über die DuGs-KW noch zusätzlich zu erzeugen ist.

Der Anteil an der Wärmeproduktion aus der Reststoffverbrennung und der Biomasse-Verwertung liegt

heute bei ca. 39%. Durch den Einsatz von Wärmepumpen in Verbindung mit einem thermischen

Speicher mit einer Größe von 2,5 GWh steigt dieser regenerierbare Anteil auf 74% an und erhöht sich

mit der Speichergröße bei z. B. 200 GWh bis auf knapp 90%. Bei einem 80 GWh-Wärmespeicher würde

der Anteil noch knapp 80% betragen (rote Linie in Abbildung 13).

Abbildung 13: Wärmeanteil aus Biomasse und Reststoffe als Brennstoff und Wärme aus den GUD´s in Funktion der Größe des thermischen Speichers.

2.2.2.3 Betriebstage der Kraftwerke

Ein weiterer Gesichtspunkt bei der Abwägung, welche Speichergröße anzustreben sei, sind die

Betriebstage der Kraftwerke, um die erforderliche Wärmeenergie für die Versorgung der Fernwärme

aufzubringen.

Das RHKW ist über 11 Monate pro Jahr (8.000 h) in Betrieb. Die daraus gewinnbare Wärme sollte hier

möglichst vollständig für die Versorgung der Fernwärme eingesetzt werden. Die Nutzung der in den

warmen Monaten anfallenden Wärme kann aber in der Folge nur über Wärmespeicher für die kälteren

Monate bevorratet werden. Der hohe anzustrebende Nutzungsgrad vor allem der im RHKW erzeugten

Wärme ist wiederum ein weiterer Faktor, der mit bei der Bestimmung der Speichergröße einzubeziehen

sein wird.

In Abbildung 14 sind die mit einer bestimmten Speichergröße optimal möglichen Anzahl von

Betriebstagen des RHKW, des BHKW und der GUDs über die jeweilige Speichergröße wiederum am

Beispiel der Daten des Jahres 2012 ermittelt und dargestellt. Hier ist zu erkennen, dass bei einem sehr

kleinen Speicher nur während knapp 2/3 der Jahresbetriebsstunden die anfallende Wärme des RHKW


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mit angekoppelter Wärmepumpe genutzt werden kann. Mit größer werdenden Speicher kann in

steigendem Maße die Wärme des RHKW für die Fernwärmeversorgung genutzt werden (siehe grüne

Linie in Abbildung 14). Bei einem Speicher von 200 GWh können knapp 90% der produzierten Wärme

dann über den entsprechenden Speicher für die Fernwärme genutzt werden. Das RHKW mit

angekoppelter Wärmepumpe würde je Monat bis nahezu 70 GWh Wärme produzieren, d.h. in

Verbindung mit einem Speicher könnten 65% der gesamthaft benötigten Wärme eines Betriebsjahres für

die Fernwärme dabei aufgebracht werden.

Abbildung 14: Betriebstage der Heizkraftwerke für die Fernwärmeerzeugung bei unterschiedlichen Wärmespeichergrößen in GWh.

Die noch erforderliche Anzahl an Betriebstagen der GuD-KW-Linien reduziert sich fast linear mit der

Vergrößerung der Speicherkapazität, womit sich die Gaseinsparung für den Fernwärmebetrieb ebenso

linear vergrößern wird. Vergleicht man den jährlichen Gasbedarf für Fernwärme mit dem hier

berechneten Wert in Verbindung mit einer Wärmespeicherkapazität von 80 GWh, so würde sich dieser

um knapp 66%, wiederum bezogen auf Daten vom Jahr 2012, reduzieren.

Aus dieser Betrachtung heraus würde bei einer weiteren Vergrößerung der Speicherkapazität (siehe

auch Abbildung 14), der Anteil, der noch durch das GUD-KW zu erbringen ist, weiter reduziert. Bei

einem sehr großen Speicher von 300 GWh würden somit fast 95% der gesamt erforderlichen

Fernwärme (2012) aus dem RHKW und BHKW geliefert werden können und nur noch 65 GWh (5,5%

des jährlichen Fernwärme-Bedarfes) würden mit der GUD-1A-Linie aufzubringen sein.

2.2.2.4 Nutzungsgrad RHKW- BHKW

Ein anderer Aspekt, der hier ferner betrachtet werden soll, betrifft die Anteile an Wärme, die jeweils das

RHKW und das BHKW leisten, und der Einfluss der Größe des Wärmespeichers auf diese Werte. Das

RHKW, wie schon weiter oben festgehalten wurde, sollte möglichst die gesamte Wärmeleistung für die

Fernwärmeversorgung einbringen. Das BHKW sollte hier nur dann Wärme liefern, wenn von

Fernwärmenetz bzw. vom Speicher Wärme erforderlich bzw. aufgenommen werden kann. Biomasse

lässt sich lagern und sollte eben situativ und dabei ohne Verluste und nur nach Erfordernis thermisch

verwertet werden. Das RHKW würde gekoppelt mit der Wärmepumpe 756 GWh pro Jahr Wärme


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einbringen, das BHKW ebenso mit gekoppelter Wärmepumpe 384 GWh, was zusammen 1.140 GWh

ausmachen und der Wärmeaufbringung des Jahres 2012 (1.130 GWh) entsprechen würde.

Der Betrieb dieser KW mit WP mit den getroffenen Prämissen in Verbindung mit einer thermischen

Speicherkapazität unterschiedlicher Größe ist hinsichtlich der Wärmenutzung aus diesen beiden

Kraftwerken für Speichergrößen zwischen 2,5 und 300 GWh in Abbildung 15 gezeigt.

Abbildung 15: Nutzungsgrade der Kraftwerke mit angekoppelten Wärmepumpen in Verbindung mit bestimmten Speichergrößen.

Bei einem klein dimensionierten Speicher existiert eine entsprechende Beschränkung in der Möglichkeit,

die während der warmen Monate, in denen eben der Fernwärmebedarf relativ klein ist, produzierte

Wärme auch im anfallenden Maße aufzunehmen. Bei Vergrößerung des Speichers soll vorerst Wärme

aus dem RHKW als Basisgrundlast übernommen werden. Biomasse soll in dem Maße nur über das

BHKW verwertet werden, wie eben Wärme noch zusätzlich bevorratet oder verbraucht werden kann.

Hier ist zu sehen, dass erst bei Speichern mit über 100 GWh die Wärme vom RHKW zu über 95%

genutzt wird und dann erst eine weitere Erhöhung des Wärmeanteils aus regenerierbaren Brennstoffen

über das BHKW möglich wird (Abbildung 15).

Abbildung 16: Nutzungsgrad der Wärme aus RHKW und BHKW in Funktion der Speichergröße in GWh.


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Die Nutzungskurve für Wärme aus diesen beiden KW inkl. der über die Wärmepumpen aufgebrachten

Wärme ist aus Abbildung 16 zu ersehen und weist hier schon auf eine wahrscheinlich nützliche

Speichergröße zwischen 50 und 100 GWh hin. Heute beträgt der Anteil knapp 40% an regenerierbaren

Brennstoffen (Biomasse und Reststoffe). Die Erhöhung der Wärmenutzung aus diesen Kraftwerken

bringt Einsparungen an Erdgas bei den GUDs, aber kostet natürlich Speichervolumen. Hier sind dann

entsprechende Kostenzahlen heranzuziehen, die die Ausrichtung auf zweckmäßige Speichergrößen für

die Dimensionierung ermöglichen werden.

2.2.2.5 Be- und Entladeleistung

Die Entnahme von Wärme aus dem Speicher oder das Zurückführen von Wärme in den Speicher wird

mit Vorlauf-Pumpen bzw. Rücklauf-Pumpen, die über Wärmeübertrager an das Fernwärmenetz

gekoppelt sind, ausgeführt. Dabei wird nur Wärme, die nicht im Netz benötigt wird, in den Speicher

gefahren und analog nur eben die fehlende Wärme, die aktuell für die Fernwärme benötigt wird, vom

Speicher wieder abgeführt. Auch diese Lade- und Entladeleistungen werden durch die Speichergröße

bestimmt.

Die mittleren Entlade- und Beladeleistungen, die sich aus der Speichergröße und den jeweiligen Wärme-

flüssen aus den KW und zum Fernwärmenetz bestimmen lassen, sind in Abbildung 17 dargestellt.

Abbildung 17: Mittlere Ent- und Beladeleistungen in GWh/Monat von unterschiedlichen Größen des Wärmespeichers.

Für die Dimensionierung des Speichers ist vor allem die verfügbare Entladeleistung ein bedeutender

Faktor, durch die insbesondere die zusätzliche Einbringung von Wärmeenergie in das Fernwärmnetz bei

extrem tiefen Temperaturen sicherzustellen ist. Beispielsweise lag die Wärmeproduktion der KW vom

November 2011 bis Februar 2012 im monatlichen Mittel bei rund 240 MW. Diese im Vergleich zu den

wärmeren Monaten hohen Wärmeleistungen, die 5 mal höher sind als im Sommer, müssen vorerst von

der Grundlast, die auch heute schon durch das RHKW und das BHKW eingebracht wird, abgedeckt


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werden und zusätzlich noch durch Zuschaltungen von GUD-KW-Linien in Linz-Mitte und Linz-Süd den

aktuellen FW-Bedarf ausgleichen.

Aus einem Großwärmespeicher kann in diesen Zeiten die gespeicherte Wärme kontrolliert in dem

erforderlichen Maße abgeben werden, womit in Folge die Zuschaltung von KW und deren Laufzeiten

reduziert oder teilweise ersetzt werden kann. Bei extremen Perioden mit sehr tiefen Temperaturen muss

dem FW-Netz Wärme zugeführt werden, die weit über der mittlere thermische Winterleistung der

Energieproduktion liegt. Diese Werte können über einige Stunden oder Tage dann auch bis zum 2 -

fachen Durchschnittswert der mittleren Wintermonatsleistung steigen. Im Februar 2012 lagen diese

Spitzenwerte bei über 470 MW, 2011 im Monat Februar nur bei knapp 390 MW.

Zur Ermittlung der maximal erforderlichen Be- und Entladeleistungen eines Speichers seien hier mit dem

Berechnungsmodell der 80 GWh-Speicher auf Basis der Fernwärmedaten vom Februar 2012 die sich

ergebenden Be- und Entladewärmeströme in Abbildung 18 gezeigt. Diese Werte sind mit den

stündlichen Leistungsdaten für die Fernwärmeaufbringung durch das RHKW und dem BHKW mit einer

zusätzlichen GUD-KW-Linie von Linz Mitte in Verbindung in Verbindung mit einem 80 GWh-Speicher

berechnet. Im Februar 2012 war eine Kälteperiode, die sich auch aus Abbildung 18 gut erkennen lässt.

Mit Verbrauchsdaten wie sie sich zwischen dem 1. und 15. Februar zeigten, wären mit Wärme-

entladeleistungen in dem hier betrachteten Speichermodell von 50 MW bis 250 MW zu rechnen. Der

Entladungsspitzenwert war in unserem Beispiel am 13. Februar um 8:00 am Morgen. Die tiefste

Temperatur in diesem Winter wurde ebenso am 13. Februar um 7:00 Uhr morgens gemessen. Die

Entladeleistung zu diesem Zeitpunkt aus einem 80 GWh wären also 240 MW gewesen, der Mittelwert im

Februar würde bei einer Entladungsleistung von 80 MW zu liegen kommen.

Abbildung 18: Entlade- und Beladeleistungen bei einem 80 GWh Speicher auf Basis der FW-Daten vom Februar 2012.


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Für die Wärmeübertragung auf das Fernwärmenetz müssten hier bis zu 1,5 m3/s Heißwasser über einen

Wärmeaustauscher auf das Fernwärmenetz übertragen werden, d.h. die Auslegung der Pumpen,

Wärmeübertragungsflächen und der Verteilersysteme im Speicher haben auf diese maximal sich

ergebenden Werte zu erfolgen. Über diesen Speicherkreislauf würde die Temperatur im Netzvorlauf

konstant gehalten. Sinkt die Temperatur wird über den Speicherkreislauf die Netztemperatur wieder

angehoben, steigt die Temperatur im Fernwärmenetz würde Wärme in den Speicher geschoben.

Diese Schaltung, um Wärme entsprechend zu verteilen, ist sicherlich ein wesentlicher Schwerpunkt bei

einer weitergehenden und detaillierten Studie, da hier ebenso noch die örtliche Lage, wo und wie weit

eben der Speicher von den Kraftwerken sich entfernt befindet, einen bedeutenden Einfluss haben wird.

Ferner der Heißwasserabzug und die parallel Zuführung des Rücklaufes, die ebenso für die 1,5 m3/s bei

einem 80 GWh auszurichten sein werden.


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2.3 Standort

Aufgrund der veranschlagten Speichervolumen des Wärmespeichers von ca. 2 Mio. m³ ergibt sich

infolge der geometrischen Längen-Höhenverhältnisse zwangsläufig ein Flächenbedarf von

mindestens 5 ha Grundfläche. Ein unverbautes Grundstück dieser Dimension ist im Stadtgebiet nur

sehr beschränkt verfügbar. Lediglich in stadtperipheren Bereichen sind zunehmend freie Flächen

vorhanden.

Da der gewählte Standort auch in Hinblick auf die Errichtungskosten eine wesentliche Rolle spielt, wurde

ein systematisches Auswahlverfahren gewählt, bei dem den ökonomischen Faktoren größtmögliches

Augenmerk geschenkt wurde. Zur Identifizierung eines geeigneten Standortes wurde deshalb eine

umfassende Standortanalyse und Bewertung durchgeführt. Nach der Definition entsprechender

Bewertungskriterien wurden theoretisch mögliche Standortflächen analysiert und bewertet.

Abbildung 19 soll eine Vorstellung über die Dimension eines derartigen Bauwerkes geben. Es handelt

sich dabei um eine Goldmine in Australien, bei der jährlich an die 2,0 Mio m³ Material abgebaut wird.

Abbildung 19: Luftbild (© Calistemon (Own work) [CC BY-SA 3.0 (http://creativecommons.org/licenses/by-sa/3.0)] via Wikimedia Commons) der Sunrise Dam Mine, Australien /Tagbau

8).

8) http://commons.wikimedia.org/wiki/File%3ASunrise_Dam_open_pit.jpg (Zugriff am 23.3.2015).

http://creativecommons.org/licenses/by-sa/3.0)

http://creativecommons.org/licenses/by-sa/3.0)

http://commons.wikimedia.org/wiki/File%3ASunrise_Dam_open_pit.jpg


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2.3.1 Bewertungskatalog für mögliche Standorte

Um eine weitgehend objektive Standortauswahl zu gewährleisten, wurden thematische Bewertungs-

kriterien definiert, die schließlich für alle Standorte konsequent angewendet wurden.

Thematische Standortkriterien – Bewertungskatalog:

1.) Flächenverfügbarkeit

2.) Anrainer-Konfliktpotenzial

3.) Raumordnung

4.) Hydrogeologie

5.) Geologie – Geotechnik

6.) Netzanbindung

7.) Errichtungstechnische Aspekte

Um theoretisch mögliche Standorte im gesamten Stadtgebiet und auch im angrenzenden Umfeld zu

identifizieren, wurde zunächst eine GIS-basierte vereinfachte Vorauswahl getroffen. Als Ausschließungs-

kriterium wurde im ersten Schritt lediglich die Flächenverfügbarkeit herangezogen, d.h. ein unverbautes

Grundstück dieser Größe. In der Folge wurden Schutz- und Schongebiete, Naturschutzgebiete und

Ökoflächen sowie eine erhöhte Hochwassergefährdung (bis HQ30) als weitere Ausschließungskriterien

definiert.

Alle weiteren Kriterien wurden entsprechend dem zugehörigen Bewertungsschlüssel einzeln bewertet

und in der Bewertungsmatrix zusammengefasst. Alle bewerteten thematischen Einzelkriterien sind in der

Bewertungsmatrix und in den einzelnen Standortbeschreibungen angeführt.

Flächenverfügbarkeit:

Das grundlegende Kriterium der Flächenverfügbarkeit bzw. der Unverbautheit der Fläche stellt in jedem

Fall ein Ausschließungskriterium dar, da vor allem aus wirtschaftlichen Überlegungen eine „hochwertig“

verbaute Fläche wirtschaftlich nicht vertretbar wäre. Größere unverbaute Areale sind deshalb vor allem

in peripherer Lage verfügbar. Auch die maximal mögliche Größe des Standortbereiches, sowie die

derzeitige Nutzung bzw. Widmung der Standortfläche stellt ein wichtiges Kriterium dar.

Anrainer Konfliktpotenzial:

Die Lage des Großwärmespeichers in Bezug zu den Anrainern und dem damit verbundenen

Konfliktpotenzial stellt ebenfalls ein wichtiges, aber nicht ausschließendes Kriterium dar. Vor allem

aufgrund der Dimension des Bauvorhabens sind während der mehrjährigen Bauzeit massive

Belastungen von Anrainern nicht zu verhindern (Lärm, Staub, Verkehr, etc.).

Raumordnung:

Kriterien der Raumordnung wie Wasserschutzgebiete, Naturschutzgebiete, Ökoflächen, Schutzgebiete

für Erholung und auch Hochwasser-Risikozonen (HQ30) gelten für den Standort als essentielle und

weitgehend ausschließende Kriterien.

Vorgespräche mit dem Direktor für Stadtentwicklung Herrn DI Gunter AMESBERGER vom Magistrat Linz

konnten klären, unter welchen Bedingungen eine Umwidmung von Flächen für die Errichtung eines

Großwärmespeichers Linz möglich erscheint.


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Hydrogeologie:

Die hydrogeologischen Voraussetzungen an einen möglichen Standort werden vor allem durch den tief

reichenden Baugrubenaushub von bis zu 70 m vorgegeben. Während hoch durchlässige Aquifere

oberflächennah als technisch beherrschbar angesehen werden, würden gut durchlässige tiefere

Grundwasserhorizonte zusätzliche kostenaufwändige Baumaßnahmen bedingen bzw. sind sogar als

Ausschlusskriterium anzusehen. Aus diesem Grund kommt auch der Abklärung der Untergrund-

verhältnisse bis in die entsprechenden Teufenbereiche eine so große Bedeutung zu.

Geologie – Geotechnik:

Aussagen über die geologischen Verhältnisse bilden die Grundvoraussetzung für eine solide

Konzeptentwicklung und Planung. Ungünstige Untergrundverhältnisse bedingen besondere und damit

kostspielige Baumaßnahmen. Aufgrund vorhandener Aufschlussdaten (Schichtfolge) sind Aussagen

über die Untergrundhomogenität und -stabilität, das Setzungsrisiko, die Hangstabilität und die Grund-

bruchgefährdung möglich. Ungünstige geotechnische Indikatoren würden den Aufwand für die

Baugrubensicherung in dramatischer Weise erhöhen.

Netzanbindung:

Da der Großwärmespeicher als zentrales Element in das bestehende Fernwärmesystems mit hohen

Leitungskapazitäten eingebunden werden muss, ist eine möglichst nahe an der Verteilzentrale (FHW

Linz Mitte) gelegene und somit kostengünstige Position zu bevorzugen.

Errichtungstechnische Aspekte:

Aufgrund der gewaltigen Bodenaushubmassen sind die Fragen nach Massenausgleich, Aushub-

verwertung und Aushubtransport von großer wirtschaftlicher aber auch ökologischer Bedeutung.

Freiräume für den Massenausgleich sind naturgemäß ausschließlich an peripheren Standorten zu

erwarten. Hinsichtlich Aushubverwertung, Transportlogistik und Anrainerkonflikte sind Standorte an der

Donau (Via Donau) höher zu bewerten bzw. zu bevorzugen.

2.3.2 Naturräumliche Grundlagen für die Standortanalyse

Für die GIS-basierte Flächenbearbeitung wurden die verschiedenen Einzellayer in verschiedene

übersichtlich gestaltete Themenkarten zusammengefasst.

Verwendete GIS-Layer:

Layer 1: Höhenmodell

Layer 2: Situation

Layer 3: Gemeindegrenzen

Layer 4: Flächenwidmung

Layer 5: Naturschutzgebiete

Layer 6: Ökoflächen

Layer 7: Schutzgebiete für Erholung

Layer 8: Geologie

Layer 9: Bohraufschlusspunkte

Layer 10: Grundwasserleiter

Layer 11: Wasserschutz- und Schongebiete

Layer 12: Wasserrechte

Layer 13: Grundwasserstauer

Layer 14: Grundwasserhöhenplan

Layer 15: Hochwasserrisikozonen

Layer 16: Hochwasseranschlaglinien

Layer 17: Hochwasserüberflutungsflächen

Layer 18: Fernwärmenetz -Versorgungsgebiet

Layer 19: potenzielle Speicherstandorte


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GIS-generierte Themenkarten:

Themenkarte Flächenverfügbarkeit:

Themenkarte Flächenwidmung: (Anrainerkonflikte)

Themenkarte Raumordnung: (Wasserschutz- u. Schongebiete, Naturschutzgebiete,

Ökoflächen,, Schutzgebiete f. Erholung, Hochwasserrisikozonen)

Themenkarte Hydrogeologie: Grundwasserhöhen (HGW, NGW), Wasserrechte)

Themenkarte Geologie – Geotechnik: (Geologie, Bohraufschlüsse, etc.)

Themenkarte Netzanbindung: Fernwärmeversorgungsgebiet, Fernwärmenetz

Basierend auf diesen thematischen Karten und den einzelnen vorausgewählten Standorten, erfolgte eine

detaillierte GIS-basierte Erfassung, Analyse, Beschreibung und Bewertung der einzelnen Standorte

entsprechend den zuvor definierten einzelnen Standortfaktoren, einschließlich der Gewichtung und

Darstellung aller Standortfaktoren in einer Standortmatrix.

Zusätzlich zur GIS-basierten Flächenbearbeitung wurden die einzelnen Standorte vor allem auch

hinsichtlich der geologischen und hydrogeologischen Standortbedingungen analysiert und bewertet.

Informationen darüber ergaben sich aus der einschlägigen Fachliteratur, vor allem aber aus den

Bohraufschlussdaten der DORIS-Bohrdatenbank des Landes Oberösterreich und auch den eigenen

Geländebegehungen.

Abbildung 20: Übersicht über das Untersuchungsgebiet (DORIS; OÖLR, 2015)


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Abbildung 21: Der Untersuchungsraum im Luftbild als Basis für die Auswahl potenzieller Standorte (DORIS; OÖLR, 2015).


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Abbildung 22: Gemeindegrenzen (DORIS; OÖLR, 2015).

Die Flächenwidmung im nördlichen und zentralen Stadtbereich zeigt die weite Verbreitung gewerblich-

industrieller Nutzung im Osten des Stadtzentrums, siehe Abbildung 23. Im südlichen Stadtgebiet erweist

sich die Flächenwidmung als äußerst differenziert, siehe Abbildung 24: Neben größeren

Grünlandbereichen, bedingt durch das Wasserschutz- und Schongebiet Scharlinz, die Traunauen und

das Forstareal Schiltenberg, dominieren weite Siedlungsgebiete durchsetzt von Gewerbe- und kleineren

Industriearealen. Das VA-Areal dominiert als größtes zusammenhängendes Industriegebiet an der

Donau und der Traun.


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Abbildung 23: Die Flächenwidmung im nördlichen Stadtgebiet von Linz (DORIS; OÖLR, 2015).

Abbildung 24: Die Flächenwidmung im südlichen Stadtgebiet von Linz (DORIS; OÖLR, 2015).


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Raumordnungskriterien:

Trinkwasser- Brunnenanlagen und zugehörige Wasser-Schutz- und Schongebiete sind aufgrund der

Rangordnung dieser wichtigen Infrastrukturanlagen von vornherein als Standorte auszuschließen.

Die wichtigsten Wasserversorgungs-Anlagen im Projektgebiet sind:

Wasserwerk Harbach

Wasserwerk Plesching

Wasserwerk Scharlinz

Wasserwerk Fischdorf

Wasserwerk Pulgarn

Abbildung 25: Die Wasserschutz- und Schongebiete im Untersuchungsraum vor dem Hintergrund der geologisch- hydrogeologischen Verhältnisse.


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Abbildung 26: Die zonierten Wasserschutz- und Schongebiete sowie die Hochwasser-Risikozonen HQ30 (Überflutungsgebiete) vor dem Hintergrund der Luftbilder (DORIS; OÖLR, 2015).

Abbildung 27: Hydrogeologie und Grundwasserentnahmen im Linzer Zentralraum (Gierlinger & Holub, 2005).


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Abbildung 28: Naturschutzgebiete und Ökoflächen im Raum Linz (DORIS; OÖLR, 2015).

Abbildung 29: Die Grünlandverteilung im Raum Linz (DORIS; OÖLR, 2015).


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Abbildung 30: Naturschutzgebiete, Ökoflächen und Schutzgebiete für Erholung in Relation zu den potenziellen Standorten im Untersuchungsgebiet.


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Abbildung 31: Hochwasser-Risikozonen und Anschlaglinien und deren Bezug auf die potenziellen Standorte: (Urfahr-Plesching, Steyregger Au, Weikerlsee – Ausee)..


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Abbildung 32: Hochwasser-Risikozonen HQ30 (DORIS; OÖLR, 2015).


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Abbildung 33: Hydrogeologie: Das GW-Strömungsfeld innerhalb der hoch durchlässigen alluvialen Sedimente innerhalb der Linzer Bucht und deren Relevanz für die Standorte.


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Abbildung 34: Vereinfachte Geologie und Bohraufschlussdaten im Raum Linz.


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Abbildung 35: Das Versorgungsgebiet der Fernwärme Linz (rot markiert) (Linz AG).

Abbildung 36: Das Fernwärmenetz der Linz AG, sowie die wichtigsten Erzeugungsanlagen, Pumpstationen und Einspeisepunkte als wichtigen Faktor für Netzeinbindung und damit als Kostenfaktor (Linz AG).


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2.3.3 Mögliche Standorte im Raum Linz

Detaillierte Standortbeschreibungen:

Innerhalb des Stadtgebietes von Linz und auch einiger peripherer Randzonen konnten mit Hilfe der GIS-

Vorauswahl zuletzt 24 theoretisch mögliche Standorte für einen Großwärmespeicher ausgewiesen

werden. Alle Standortbeschreibungen sind in Anhang 6.1 des ggst. Schlussberichts enthalten, sie bilden

die Grundlage für die Einzelbewertung.

Zur Objektivierung und Reihung der Standorte wurden die einzelnen Standorte hinsichtlich der zuvor

definierten Kriterien unter Heranziehung der verfügbaren Karten, Bohrungsdaten und raumrelevanten

Daten analysiert und bewertet. Das Ergebnis dieser Bewertung wurde schließlich in einer

Bewertungsmatrix zusammengefasst.

Tabelle 8: Themengruppen und Einzelkriterien für die Ausweisung eines Standortes (vgl. Anhang 6.2).

Flächen-

Verfügbarkeit

Anrainer – Konfliktpotenzi

al Ne

tza

n-

bin

du

ng

Raumordnung – Schutzflächen

Geologie – Geotechnik

Hydrogeologie

Errich- tungs- techn. Aspekt

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Insgesamt wurden 26 Einzelkriterien in 7 Themengruppen zusammengefasst. Alle 24 potenziellen

Standorte wurden detailliert beschrieben und analysiert.

2.3.4 Schematische geologische Standortmodelle als Basis für Baukonzepte

Aufgrund der einzelnen Standortanalysen konnten den 24 Standortoptionen vier standortspezifische

geologisch-hydrogeologische Standortmodelle zugeordnet werden. Sie bilden die Basis für die

Entwicklung der Baukonzepte und Kostenabschätzungen.

Die charakteristischen geologischen und hydrogeologischen Merkmale dieser 4 Modelle sind in der

Folge näher beschrieben.


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Geologisch-hydrogeologisches Standort-Modell 1

Gültig für die Standorte: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8,10, 23

Der geologisch-hydrogeologische Untergrund in diesem Modell wird im Wesentlichen durch zwei stark

unterschiedliche Schichtkomplexe charakterisiert:

Eine mächtige tonig-schluffige Schlierabfolge (Robulus-Schlier) wird durch einen hoch durchlässigen,

grundwasserführenden Aquifer innerhalb der Donaualluvionen überlagert.

Der Schlier fungiert dabei gegenüber den Grundwässern innerhalb der Schotter als relativer Grund-

wasserstauer. Die Durchlässigkeit innerhalb der alluvialen Schotter liegt zwischen 1 – 8 x 10-3 m/s.

Die Schlierabfolge liegt teilweise als tonig-schluffiges, lagenweise auch feinsandiges festes und lagiges

Gestein vor. Aufgrund der Klüftung führt der Schlier lokal Kluftwasser.

0,0 m

quartäre Schotter

sandig-kiesig, z.T. Schluffig, wasserführend

kf 2-3*10E-3 m/s

11,0 - 22,0 m

Schlier (meist Robolus Schlier bzw. älterer Schlier)

tonig, klüftig und lagig, fest

z.T.kluftwasserführend

> 60 m

Abbildung 37: Geologisch-hydrogeologisches Standort-Modell 1


Seite 52 von 164


Gültig für den Standort: 20 – Petrinum

Der geologisch-hydrogeologische Untergrund an diesem Standort liegt unmittelbar am Rande des

Kristallins der Böhmischen Masse und wird auch hier im Wesentlichen durch zwei stark unterschiedliche

Schichtkomplexe charakterisiert:

Unter einer in der Mächtigkeit stark schwankenden Lößlehmüberdeckung die auch Reste von

Deckenschottern und Sanden beinhaltet, wird der tiefere Untergrund durch das kristalline Grundgebirge

(Granite und Gneise) der Böhmischen Masse bestimmt. Während die tonig-schluffige Überdeckung als

gering durchlässig einzustufen ist und auch die Deckenschotter zum Teil stark verlehmt sind, können

über dem Kristallin noch kiesige und sandige Horizonte mit lokalem Schichtwasser erwartet werden.

Innerhalb des Kristallins ist mit unergiebigem Kluftwasser zu rechnen.

0,0 m

Quartär: Lößlehmdecke, Deckenschotter

Toig-schluffige bis sandig-kiesige Abschitte, gering wasserführend

10,0 – 33,0 m

> 100m

Kristallines Grundgebirge (Granite und Gneise)



Seite 53 von 164


Gültig für die Standorte: 9, 12, 13, 14, 15, 16, 22, 24

Auch hier wird der geologisch-hydrogeologische Untergrund im Wesentlichen durch zwei geologisch

unterschiedliche Schichtkomplexe charakterisiert.

Eine mächtige tonig-schluffige Schlierabfolge (Robulus-Schlier) wird durch Reste von quartären

Deckenschottern und einer mehr oder weniger mächtigen Lößlehmbedeckung überlagert.

Während der Lößlehm als gering durchlässige dichte Überlagerung praktisch kein Grundwasser führt,

sind innerhalb der sandig-kiesigen Deckenschotter Schichtgrundwässer mit geringer bis mittlerer

Ergiebigkeit zu erwarten. Innerhalb der unterlagernden Schlierabfolge, die als tonig-schluffiges,

lagenweise auch feinsandiges, festes Gestein vorliegt, muss aufgrund der Klüftung im Schlier lokal mit

Kluftwasser gerechnet werden.

0,0 m

Quartär: Lößlehmdecke und Ältere Deckenschotter

Tonig-schluffig, sandig-kiesig, z.T.schluffig, gering wasserführend

8,0 – 15,0 m


tonig, klüftig, geschichtet, fest

z.T.erheblich kluftwasserührend

Gebirgsdurchlässigkeit (K-Wert): 10E-5 bis 10E-8 m/s

> 80 m



Seite 54 von 164


Gültig für die Standorte: 17, 18, 19, 21

Da an diesen Standorten keine ausreichend tiefen Bohraufschlüsse vorhanden sind, kann nur aus den

regionalen Aufschlussdaten im Umfeld auf das Auftreten von Linzer Sanden unter den Schlier-

sedimenten rückgeschlossen werden. Zudem ist die Mächtigkeit und Verbreitung der Linzer Sande und

auch des Schlier in diesen Randzonen der Linzer Bucht derzeit nur unzureichend gesichert bzw. völlig

unbekannt. Die geologische Schichtfolge an diesen Standorten stellt sich deshalb aus geotechnischer

als auch hydrogeologischer Sicht als ungünstig dar. In jedem Fall ist bei allen ausgewählten Standorten

eine ausreichend tiefe Vorerkundung im direkten Standortbereich unbedingt erforderlich. Erst damit

können tief liegende Horizonte von Linzer Sanden ausgeschlossen werden.

0,0 m

quartäre Schotter

sandig-kiesig, z.T. Schluffig, wasserführend

kf 2-3*10E-3 m/s

9,0 - 14,0 m


tonig, klüftig, hart

z.T. erheblich kluftwasserührend

30 – 80 m

Linzer Sande (?) ms-fs, x

sandig-kiesig, schluffig-tonige Lagen

35 – 120 m

Kristallines Grundgebirge (Granite und Gneise)

> 100 m



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2.3.5 Grundwasser-Bewirtschaftung in Linz entlang der Donau

Die im energetischen Konzeptteil des Großwärmespeichers angedachte Nutzung der Energieressource

Grundwasser unter Verwendung von Großwärmepumpen könnte insbesondere im dicht verbauten und

hoch industrialisierten Ballungsraum von Linz auch einen wesentlichen Beitrag für die Beladung des

Speichers liefern. Deutlich erhöhte Grundwassertemperaturen und die bereits bestehende

Bewirtschaftung der Grundwässer, vor allem durch die Wasserhaltung entlang der Donau durch das

Verbund-Kraftwerk Abwinden-Asten, bieten dafür ideale Voraussetzungen. Eine Reihe von Pumpwerken

zwischen Urfahr und der Traunmündung fördern Grundwasser mit erhöhter Temperatur direkt in die

Donau. Die langfristig relevanten Förderdaten wurden im Zuge einer Datenerhebung bei der GUT

Gesellschaft für Umwelt und Technik am 14.1.2015 erhoben.

Linz-Urfahr:

Minimum (Liter/s)

Maximum (Liter/s)

Mittelwert (Liter/s)

Abzüglich WW Plesching

(Kühlwasser)

Horizontaldrainage Heilham (1987–2011) 180 390 200 -65

Gesamt verfügbar: 160 l/s

Linz Nord:

Minimum (Liter/s)

Maximum (Liter/s)

Mittelwert (Liter/s)

Pumpwerk Schiffswert: 1998-2011 < 20

Pumpwerk Handelshafen: 1988–2013 200 740 400

Drainage (Pumpwerk) Linz Mitte: 2004-2012 130 200 150

Gesamt: ca. 550 l/s

Chemiepark Linz:

Liter/s

Maximum (Liter/s)

Pumpwerk Tankhafen 80 100

FiC3 – AHP Brunnen 25-40

Chemiepark Kockerei Drainage CL (AHP) 100

B92 (Kühlwasser) 28

B88 (Kühlwasser) 28

Gesamt ca. 206 l/s

VOEST (VA):

Liter/s Tendenz (Liter/s)

Drainage VAL – D 278

Bereich Süd (VOEST) gesamt 1.415 1.660


Seite 56 von 164

In verschiedenen Bereichen entlang der Donau wäre zwischen der Dichtwand und der Donau eine

weitere Grundwasserentnahme (Donau-Uferfiltratbrunnen) von mehreren m³/s möglich.

(z.B. Schüttbereich der Hafenbecken, etc.)

Die Bewirtschaftung der Grundwässer im nördlichen Linzer Stadtbereich wird vor allem durch diverse

Kühlwasserentnahmen und durch Pumpwerke entlang der Donau geprägt.

Abbildung 41: Temperaturverteilung des Grundwassers im Linzer Stadtgebiet, Datenbasis:2003 (Amt OÖ Landesregierung, 2004).

Gesamtentnahmemenge:

Urfahr bis Traunmündung: 2331 l/s (2,33 m³/s)

Wassertemperaturen (Jahresgang): 12 – 18 °C


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Insbesondere im Bereich des Chemieparks und der VA-Werkes treten deutlich erhöhte GW-

Temperaturen auf. Die Grundwässer in diesen Bereichen werden großteils als Kühlwässer genutzt und

schließlich in die Donau abgeleitet.

Abbildung 42: Detail Temperaturverteilung (Legende und Quelle siehe Abbildung 41).


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2.4 Bautechnik / Geotechnik

2.4.1 Grundlagen

Die Projektidee, Überschusswärme zu speichern und im Bedarfsfall abrufen zu können, stellte die

Grundlage für die Dimensionierung des Speicherbauwerkes dar. Anfänglich wurde von einer Kubatur

von 10,0 Mio. m³ 100°C heißen Wassers ausgegangen, für das eine geeignete Bauform gefunden

werden sollte. Die Berücksichtigung der möglichen Wärmequellen und die damit verbundene

Nachladekapazität hat für den Beispielfall Linz das erforderliche Speichervolumen auf 2,0 Mio. m³

verringert.

Speicherbauwerke in dieser Größenordnung wurden bisher noch nie errichtet. Aus diesem Grund

wurden in der vorliegenden Sondierung grundlegende Überlegungen angestellt, welche Baukörper-

formen für ein Speicherbauwerk in Frage kommen würden: Ausgehend von der optimalen Form der

Kugel (geringstes Oberflächen-Volumen-Verhältnis) wurden bautechnisch umsetzbare geometrische

Formen betrachtet.

Die Abbildung 43 macht deutlich, dass mit einem möglichst kugeligen und kompakten Baukörper die

Wärmeverluste reduziert werden können. Ergänzend zu dieser Betrachtung zeigt die Gegenüberstellung

des Verhältnisses Oberfläche zu Volumen (O/V) für unterschiedliche Volumina, dass dieses Verhältnis

mit zunehmender Volumensgröße abnimmt.

Diese Reduktion verläuft allerdings nicht linear und es ist ersichtlich, dass ein möglichst großes Volumen

von über 1,0 Mio. m³ von Vorteil ist. Jenseits dieser Grenze kann kaum mehr eine deutliche

Verbesserung des Verhältnisses O/V erreicht werden.

Abbildung 43: Verhältnis Oberfläche / Volumen in Abhängigkeit vom Volumen und Baukörperform


Seite 59 von 164

In der nachfolgenden Abbildung 44 werden die erforderlichen Abmessungen für eine Kubatur von Volumen 2, Mio. m³ 2,0 Mio. m³ dargestellt und das jeweilige Verhältnis von Oberfläche zu Volumen ausgewiesen. Innentemperatur 90 °C

Außentemperatur 10 °C

Ellipsoid

Böschungswinkel 44,4 [°]

Abbildung 44: Ermittlung der Abmessungen und Wärmeverluste für unterschiedliche geometrische Baukörper, bei einem Speichervolumen von 2,0 Mio. m³ sowie dem Temperaturniveau von 90°C innen und 10°C außen.

Abmessung 'l1':

Abmessung 'b1':

250 m

250 m

Abmessung 'l2':

Abmessung 'b2':

150 m

150 m

Pyramide

Pyramidenstumpf

Keil

Keilstumpf

Würfel

Form Skizze Eingabe Ergebnis

Grundfläche 'G' 61.575,22 [m²]

Grundfläche 'g' 20.106,19 [m²]

Höhe 51,34 [m]

Oberfläche 136.259,66 [m²]

O/V 6,81 [%]

Wärmeverlust 1.090,08 [kW]

Radius 'R':

Durchmesser 'D':

140 m

280 m

Radius 'r':

Durchmesser 'd'

80 m

160 m

Kegel

Kegelstumpf

Zylinder



Durchmesser 156,25 [m]

Radius 78,13 [m]


O/V 3,83 [%]

Wärmeverlust 613,60 [kW]

Kugel


Achse 'a'

Achse 'b'

300 m

200 m

Achse 'c' 63,66 [m]


O/V 5,44 [%]

Wärmeverlust 869,81 [kW]

Grundfläche 'G' 62.500,00 [m²]

Grundfläche 'g' 22.500,00 [m²]

Höhe 48,98 [m]


O/V 7,05 [%]

Wärmeverlust

1.127,95 [kW]


Seite 60 von 164

Das Oberflächen-Volumen-Verhältnis ist für die Wärmeverluste über die Speicheroberfläche

maßgeblich. Die in der Abbildung angegebenen basieren auf den Annahmen eines Temperaturgefälles

von 80 K und einem U-Wert (Wärmedurchgangskoeffizient) der Behälterwandungen von 0,1 W/(m2K).

Aufbauend auf diesen grundlegenden Betrachtungen der Zusammenhänge wurden für die Sondierung

die folgenden wesentlichen Bauformen näher untersucht und bewertet:

Zylindrische Tankspeicher

Bauwerksspeicher

Erdbecken

Kombinierte Bauformen

Unabhängig von den Bauformen sind die folgenden konstruktiven Grundlagen wesentliche Bestandteile

eines Speicherbauwerkes. Aufgrund des Quantensprungs beim Speichervolumen können der Stand der

Technik bzw. bestehende Systeme nur bedingt angewendet werden:

Wandaufbau

Wärmedämmung

Abdichtung

Deckelkonstruktion

Nebenbauwerke

Dauerhaftigkeit / Wartungsfreiheit

Diese Themenbereiche wurden anhand der Beispiele aus der Literatur bearbeitet und existierende und

bewährte Anwendungen wurden dahingehend geprüft, inwieweit diese für einen Großwärmespeicher mit

hohem Temperaturniveau anwendbar sind. In Hinblick auf die geplante vertiefte Machbarkeitsstudie

wurden daraus die erforderlichen Forschungsfragen erarbeitet.

2.4.1.1 Wandaufbau

Die folgenden Aufgaben bzw. Funktionen müssen durch den Wandaufbau eines Heißwasserspeichers

erfüllt werden:

Abdichtung gegenüber dem Speicherinhalt (innen)

Wärmedämmung

Trockenhaltung der Wärmedämmung – z.B. mittels Drainage von Leckagewässer

Abdichtung gegenüber dem Grundwasser (außen)

Schutz der Abdichtungsebene gegenüber dem Untergrund

Ausgleich von Unebenheiten und zusätzliche Abdichtung – z.B. mittels Bentonitmatten

In den folgenden Abbildungen sind exemplarisch verschieden ausgeführte Wandaufbauten dargestellt,

die dem heutigen Stand der Technik entsprechen.


Seite 61 von 164

Abbildung 45: Beispiele für Wandaufbauten von realisierten Heißwasser-Wärmespeichern in Deutschland für Temperaturen bis 70°C (Quelle: http://www.itw.uni-stuttgart.de, abgerufen am 25.06.2014).

Abbildung 46: Beispiele für Wandaufbauten von realisierten Heißwasser-Wärmespeichern in Deutschland für Temperaturen bis 100°C (Quelle: http://www.itw.uni-stuttgart.de, abgerufen am 25.06.2014).

Prinzipiell kann zwischen Wandaufbauten für Temperaturen bis 70°C und Wandaufbauten für

Temperaturen bis 100°C unterschieden werden. Diese Unterscheidung resultiert aus dem

beschleunigten Alterungsprozess von Abdichtungsfolien bei höheren Temperaturen (siehe dazu Kapitel

2.4.1.3 Abdichtung).

Für Temperaturen des Speichermediums die unter 70°C liegen kann eine einlagige Auskleidung bzw.

Abdichtung des Speicherbeckens mit einer Abdichtungsfolie in Kombination mit Wärmedämmmaterial

angewendet werden. Diese Ausführung kommt für die Errichtung von Erdbecken zur Anwendung.

Abbildung 47: Erdbecken mit einfacher Folienabdichtung und eingeblasener Wärmedämmung für Temperaturen bis 70°C [14].

http://www.itw.uni-stuttgart.de/



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Bei Temperaturen über 70°C werden die Abdichtungsfolien meist mit einem Edelstahlblech vor dem

direkten Kontakt mit dem heißem Medium geschützt.

Abbildung 48: Schematischer Wandaufbau für von innen- (oben) und außenliegende (unten) Wärmedämmung für Temperaturen bis 100°C nach [17].

In dem vorliegenden Projekt betragen die erforderlichen Vorlauftemperaturen rd. 100°C. Eine Aus-

kleidung der Speicheroberfläche mit Edelstahlblech erscheint aufgrund der hohen Kosten nicht

wirtschaftlich. Aus diesem Grund ist für diesen Großwärmespeicher eine Weiterentwicklung der

bekannten Technologien erforderlich.

Für einen möglichen Wandaufbau des Großwärmespeichers wird der innovative Ansatz verfolgt, als

innerste Schicht Hochleistungsbeton einzusetzen, der sowohl abdichtende als auch wärmedämmende

Funktion erfüllen kann. Der Beton schützt die darunter liegende Folienabdichtung, welche eine

Durchfeuchtung der Wärmedämmung verhindern muss. Gegenüber dem Erdreich ist die Wärme-

dämmung ebenfalls mit einer Folienabdichtung versehen und, in Abhängigkeit von Grundwasser-

vorkommen, mit einer Bentonitmatte oder Drainagematte geschützt. Siehe dazu Abbildung 49 und

Abbildung 50.


Seite 63 von 164

Abbildung 49: Möglicher Wandaufbau für den GWS als Erdbecken

Abbildung 50: Möglicher Wandaufbau für den GWS bei Ausführung eines senkrechten Baugrubenverbaus

Für die Beurteilung ob eine solcher Wandaufbau die oben angeführten Anforderungen erfüllt, ist es

erforderlich, intensive Materialuntersuchungen der einzelnen Komponenten und des Gesamtsystems

durchzuführen. Insbesondere die Zusammensetzung der Rezeptur des Hochleistungsbetons stellt

nennenswerten Forschungsbedarf dar.

Die Fragestellungen des Wandaufbaus sind auch im Zusammenhang mit dem Standort bzw. mit den

geologischen Verhältnissen und den erforderlichen Tiefbaumaßnahmen zu sehen. Das anstehende

Erdreich und die dadurch erforderliche Bauweise können die Wahl des Wandaufbaus maßgeblich

beeinflussen. Für die Ausführung eines senkrechten Baugrubenverbaus wäre der folgende Wandaufbau

eine mögliche Ausführungsvariante.

Diese komplexe Problemstellung für einen optimalen Wandaufbau stellte einen ersten Forschungs-

schwerpunkt für die vertiefte Machbarkeitsstudie dar. Die Erkenntnisse aus den Materialuntersuchungen,

den konstruktiven Anforderungen und den Anforderungen zufolge Geologie und Tiefbau werden für eine

Speichermodellierung zusammengeführt, um in weiterer Folge die Gesamtwärmeverluste und den

Speichernutzungsgrad ermitteln zu können.


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Die prognostizierten Wärmeverluste über die Speicheroberfläche sind von maßgeblicher Bedeutung für

die Gesamtsystemeffizienz und damit für die Wirtschaftlichkeit. Bei der Ermittlung der möglichen

Wärmeverluste sind, neben dem Speicherdesign, der Speicherbauform und den (hydro-)geologischen

Verhältnissen, auch die Einsatzgrenzen der jeweiligen Wandmaterialien zu berücksichtigen. Aus diesem

Grund wird es notwendig, ein eigenes Engineering Tool zu entwickeln, das die Beurteilung folgender

Einflussfaktoren ermöglicht:

Einfluss der Wahl des Dämmstoffs auf die Konstruktion des Wärmespeichers

Einfluss der Konstruktion des Wärmespeichers auf die Wahl des Dämmstoffs bzw.

Dämmstoffsystems

Berücksichtigung von Wärmetransport im Erdreich durch Wärmeleitung und Konvektion

2.4.1.2 Wärmedämmung, Wärmeverluste

Die Wärmedämmung für einen Großwärmespeicher muss den folgenden Anforderungen entsprechen:

Möglichst hoher Wärmeübergangswiderstand [m²K/W]

Hohe Druckfestigkeit (bis zu 6 bar entspricht. 60 t/m² bzw. 600 kPa)

Geringe Wasseraufnahme – Dauerhaftigkeit der Wärmedämmung

Leichte Verarbeitbarkeit

geringe Kosten

Die folgende Abbildung 51 gibt einen Überblick über die derzeit am Markt verfügbaren und bekannten

Wärmedämmstoffe bzw. -verfahren (Vakuumisolierung), die bei Wärmespeichern grundsätzlich

einsetzbar sind. Es lassen sich zwei Möglichkeiten des Einbaus unterscheiden:

1. Befestigung von Wärmedämm-Platten oder -Matten (z.B. XPS, EPS, PUR/PIR, Mineral- bzw.

Steinwolle und Schaumglasplatten)

2. Einbringen von schüttfähigen Dämmstoffen (z.B. Schaum- oder Blähglasgranulate, Blähton)

Als neueste Entwicklung bei kleinen Heißwasserspeichern ist der Einsatz von Vakuumisolation

(Thermoskannen-Prinzip) anzuführen.

Abbildung 51: Einteilung existierender Wärmedämmstoffe für den Einsatz bei Langzeit-Wärmespeichern.


Seite 65 von 164

Die besonderen Anforderungen an die Wärmedämmung des Speichers ergeben sich zufolge der hohen

Temperatur (hauptsächlich im oberen Bereich des Speichers) und zufolge des hohen Wasserdruckes

(im unteren Bereich des Speichers). Bei der Dimensionierung des Speicherbauwerkes wird von einer

60 m hohen Wassersäule ausgegangen, dies entspricht einem Druck von 6 bar bzw. von 60 t/m² oder

600 kPa am Speicherboden.

Von großem Interesse sind jene Wärmedämmmaterialein, welche einerseits einen sehr geringen

Wärmedurchgangskoeffizienten (U-Wert) aufweisen und andererseits eine hohe Druckfestigkeit. Im

Zuge der Sondierung wurden die am Markt verfügbaren Produkte recherchiert und die Ergebnisse sind

in Tabelle 9 zusammengestellt. Jene Produkte, die eine für die gegebenen Anforderungen ausreichende

Druckfestigkeit aufweisen wurden der Tabelle grün gekennzeichnet.

Tabelle 9: Wärmedämmstoffe und zughörige Druckfestigkeiten

Produktbeschreibung U-Wert

[W/(m*K)] max. Druckfestigkeit

[to/m²] [kPa]

Austrotherm XPS Premium 30 SF 0,029 30 to/m² 300 kPa

Austrotherm XPS TOP 30 SF 0,038 30 to/m² 300 kPa



Styrodur 3035 CS 0,040 13 to/m² 130 kPa



GEOCELL Schaumglasschotter 0,080 28 to/m² 275 kPa

veriso Schaumglas 0,080 23 to/m² 230 kPa

ecoglas Schaumglasschotter 0,080 27 to/m² 270 kPa

Compacfoam 150 0,040 78 to/m² 780 kPa

Compacfoam 300 0,053 239 to/m² 2.390 kPa

Foamglas T4+ 0,041 60 to/m² 600 kPa

Foamglas S3 0,038 40 to/m² 400 kPa

Wesentliche Bedeutung für die Dauerhaftigkeit der Wärmedämmung hat deren Wassergehalt: Je höher

der Wassergehalt im Wärmedämmmaterial ist, umso größer ist der Wärmedurchgang durch die

Wärmedämmung (respektive die Wärmeverluste). Aus diesem Grund muss das Material gegen

eindringende Feuchte geschützt werden. Dabei kann es sich sowohl um direkten Wasserzutritt handeln

als auch um Zutritte in Form von Wasserdampf, was im Deckelbereich, aufgrund der dort herrschenden

hohen Innentemperatur, ein wesentliches Problem darstellt. Dafür sind entsprechende Abdichtungsfolien

erforderlich. Bei unterirdisch angeordneten Speichern ist zusätzlich eine (außen liegende) Abdichtung

gegenüber allfällig vorhandenem Grundwasser erforderlich.


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2.4.1.3 Abdichtung

Abdichtungen, die in Langzeit-Wärmespeichern eingesetzt werden, müssen nicht nur über eine

technische Wasserdichtheit verfügen, sondern auch gewisse Mindestanforderungen bezüglich ihrer

Temperatur- und Hydrolysebeständigkeit sowie Langzeitstabilität erfüllen. Darüber hinaus müssen sie an

ihren Fugen schweißbar sein, bzw. generell positive Verarbeitungseigenschaften aufweisen (z.B. sollte

eine Verlegung bei allen Außentemperaturen möglich sein). [16]

Bei den für das ggst. Projekt GWS angedachten Flächenausmaßen der Speicher(innen)wandungen sind

darüber hinaus auch die Material- und Verlegekosten für die Abdichtungsbahnen äußerst relevant. Nach

fertiggestellter Auskleidung ist eine Dichtheitskontrolle (Leckageprüfung) durchzuführen, allfällig

festgestellte Fehlstellen müssten sorgfältigst saniert werden.

Für die Abdichtung von großen Wasserwärmespeichern kommen bereits heute Kunststoffhalbzeuge

(sogenannte Liner) zum Einsatz. Bislang in Pilot- und Forschungsspeichern eingesetzte Abdichtungen

bestehen aus HDPE, PP, PVC, TPE, EPDM, IIR oder Bitumen (ECB). Die Lebensdauer von polymeren

Abdichtungen ist einerseits stark vom umgebenden Medium abhängig und andererseits von der

beanspruchenden Temperatur. Eine Hauptanforderung an den Kunststoffliner ist derzeit dessen

Langzeitbeständigkeit (>20 Jahre), bei Temperaturen von 60 bis 90°C. Im gegenständlichen Projekt

liegen die Anforderungen mit einem Betriebstemperaturfenster zwischen 80° bis zu 100°C nochmals

deutlich höher.

In existierenden (kleineren) Speicherbauwerken mit ähnlich hohem Temperaturniveau werden Edelstahl-

innenauskleidungen verwendet, wie etwa das Beispiel in Abbildung 52 zeigt.

Aufgrund der hohen Materialkosten von Edelstahl ist eine derartige Auskleidung bei einem Speicher der

angedachten Kubatur jedoch nicht wirtschaftlich sinnvoll.

Aus diesem Grund wird die Idee einer Betonauskleidung verfolgt. Der Beton muss dabei einerseits die

Funktion der Abdichtung übernehmen und andererseits auch eine Wärmedämmfunktion erfüllen, damit

die darunter liegenden Schichten (PE-Folie, Wärmedämmung) vor den hohen Temperaturen geschützt

werden.

Abbildung 52: Wandaufbau Wärmespeicher in München (5.700 m³ Speichervolumen) [22]


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2.4.1.4 Deckenkonstruktion

Es bestehen drei prinzipielle Möglichkeiten zur Abdeckung großer Wasserflächen, wie sie auch in

Abbildung 53 schematisch dargestellt sind:

- abgestützte Konstruktion

- frei tragende Konstruktion

- schwimmende Abdeckung

Alle genannten Möglichkeiten stellen den Stand der Technik für Warmwasserspeicher der üblichen

Dimension dar.

Abbildung 53: Bautechnische Möglichkeiten der Behälterabdeckung (Grafiken nach [15])

Für die Ausführung der Abdeckung des angedachten Speicherbeckens erscheint es notwendig, diese so

zu wählen, dass eine Begehbarkeit oder sogar Befahrbarkeit ermöglicht wird. Darüber hinaus ist damit

zu rechnen, dass es zu Wärmeverlusten über den Deckel kommt, was gleichzeitig nutzbare Abwärme

darstellt. Die folgenden Nutzungsmöglichkeiten der Speicheroberfläche wurden daher bisher überlegt:

- Gärtnerei

- Parkanlagen- Gewächshäuser

- Freizeitanlage

Damit die oben genannten Nutzungen ermöglicht werden könnten, sind rechnerische Flächenlasten von

6 kN/m² (600 kg/m²) auf die Speicherabdeckung anzusetzen.

Eine Behälterabdeckung mittels einer auf Zwischenstützen aufgelagerten Stahlbetonplatte stellt statisch-

konstruktiv eine konventionelle Lösung nach dem Stand der Technik dar, was sich auch in der

Wirtschaftlichkeit der Lösung widerspiegelt. Mit dieser konventionellen Abdeckung können Flächenlasten

in der oben angegebenen Größenordnung abgeleitet werden. Für die gegebene Nutzungsanforderung

einer auf Betriebsdauer des Speichers nicht mehr möglichen Zugänglichkeit des Speicherinneren

scheidet eine abgestützte Speicherabdeckung jedoch aus. Ein tragendes Konstruktionselement, wie es

die Zwischenstützen darstellen, müsste in regelmäßigen Abständen hinsichtlich seiner statischen

Funktionsfähigkeit geprüft werden können. Dies würde ein wiederholtes Entleeren des gesamten


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Speicherinhalts während der Speicherbetriebszeit bedeuten, was jedoch bei der angedachten

Füllungskubatur nicht in Frage kommt.

Als frei tragende Behälterabdeckung sind abgespannte ebene oder gekrümmte Stahlbeton-

konstruktionen bzw. Seilnetze mögliche Lösungen für die erforderlichen Spannweiten von bis zu 250 m.

Weltweit existieren allerdings keine Ausführungsbeispiele von vergleichbaren Konstruktionen. Außerdem

sind die angedachten Nutzungsmöglichkeiten nur sehr schwer realisierbar und diese Konstruktionen

sehr aufwendig und somit sehr kostenintensiv. Aus diesem Grund werden die frei tragenden

Behälterabdeckungen nicht weiterverfolgt.

Als realistische und vergleichsweise kostengünstigste Abdeckung einer Wasseroberfläche mit der

angedachten Ausdehnung kommt nach Sondierung aller Möglichkeiten nur ein schwimmender Deckel,

mit starrem oder modularem Aufbau in Betracht. Auch die angedachten Flächenlasten lassen sich mit

einer solchen Lösung realisieren.

Wasserspiegelschwankungen im Speicherbetrieb

Wesentlichen Einfluss auf die Ausbildung einer Schwimmdecke haben jedoch die unvermeidbaren

Wasserspiegelschwankungen infolge der Temperaturänderungen des Speichermediums im Speicher-

betrieb. Für ein Volumen von 2,0 Mio. m³ und einer Beckentiefe von 50 m, bei senkrechten Wänden

ergeben erste Abschätzungen bei einer Temperaturschwankung von 60°C bis 100°C eine Änderung

des Wasserspiegels von 1,25 m. Bei einem Erdbecken mit geböschten Wänden und entsprechend

größerer Wasserspiegelfläche als Basisfläche ergeben sich geringere Wasserspiegelschwankungen.

Die Volumenänderungen im Speicherinneren, und damit auch die Wasserspiegelschwankungen, erfolgt

sehr langsam. Für die technische Lösung stehen daher folgende drei Möglichkeiten zur Verfügung:

1. Konstanter Wasserspiegel

Damit der Schwimmdeckel auf konstantem Niveau gehalten werden kann und keine beweglichen

Übergangskonstruktionen erforderlich sind, muss der Wasserspiegel durch entsprechende

Regeltechnik und Ausgleichsbehälter konstant gehalten werden. Für die oben angegeben

Wasserspiegelschwankung von 1,25 m ergibt sich, bei einer Wasseroberfläche von

250 m x 250 m, das erforderliche Ausgleichsvolumen zu 78.125 m³. Ein entsprechend großes

Ausgleichsbecken müsste, wie der eigentliche Speicher, rundum wärmegedämmt werden.

2. Luftpolster

Die Volumenänderung wird durch ein Luftpolster, welches unter dem Schwimmdeckel, auf der

Wasseroberfläche situiert ist, ausgeglichen. Dafür wäre es erforderlich, flach auf der

Wasseroberfläche liegende Luftballons entsprechend dem Wasserstand mit Luft zu füllen bzw.

abzulassen und somit die Lage des Schwimmdeckels konstant zu halten. Mit dieser Lösung

könnte das vergleichsweise aufwendige (Wärmegedämmte) Ausgleichsbecken entfallen, gleich-

zeitig bietet das Luftpolster eine zusätzliche Ebene der Wärmedämmung des Schwimmdeckels.


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3. Bewegliche Schwimmdecke

Die technologisch einfachste Lösung stellt eine Schwimmdecke dar, die sich mit den

Schwankungen des Wassersspiegels mitbewegt. Dadurch können sämtliche aufwendige

Regeltechniken, Ausgleichsbauwerke und wartungsintensiven Ausrüstungen entfallen. Dafür ist

jedoch die technische Ausführung der Beckenabdeckung erheblich aufwendiger. Es muss

gewährleistet sein, dass der Schwimmdeckel am Rand die erforderliche Bewegungsmöglichkeit

hat und die Wärmeverluste über diese Konstruktion minimal gehalten werden. Darüber hinaus

wird durch diese bewegliche Fuge die Nutzungsmöglichkeit der Behälteroberfläche eingeschränkt

bzw. erfordert zusätzlich Maßnahmen für eine gefahrenfreie Benutzung.

Eine weitere wesentliche Randbedingung für einen Schwimmdeckel ist die Bauphase. Es wird davon

ausgegangen, dass die Erstfüllung des Beckens mit bereits vorgewärmtem Wasser erfolgt, da

andernfalls die Zeitdauer für die Behälterbefüllung mit anschließender Aufheizung des Wassers zu lange

beanspruchen würde. Damit die Wärmeverluste während des Füllvorgangs minimiert werden können,

muss der Schwimmdeckel bereits in der Auffüllphase auf die Wasseroberfläche aufgebracht werden und

mit dem ansteigenden Wasserspiegel „mitwachsen“. Bei einer Erdbecken-Bauform des Speichers ergibt

sich aufgrund der geböschten Beckenwandung daraus die Erfordernis, dass der Aufbau des Deckels

modular erweiterbar sein muss, um die sich während der Befüllung stetig vergrößernde Wasser-

oberfläche abdecken zu können.

Folgende mögliche Systeme für eine schwimmende Behälterabdeckung sind bekannt:

- Stahl-Ponton

- Hohlkammer-Betonfertigteile

- Modulare Leichtbaukonstruktionen mit integrierter Wärmedämmung

- Schwimmsteg – Systeme

Abbildung 54: Beispiele für Schwimmstege und Schwimmpontons [Bildquellen (abgerufen 15.05.2015): links: http://www.rentafloat.eu/photos/frequency-schwimmende-bruecke.tn.jpg, rechts: http://www.oeswag-werft.at/sites/default/files/Baggerponton_Villach_3_0.jpg ]

http://www.rentafloat.eu/photos/frequency-schwimmende-bruecke.tn.jpg

http://www.oeswag-werft.at/sites/default/files/Baggerponton_Villach_3_0.jpg


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2.4.1.5 Nebenbauwerke

Aufgrund des Platzbedarfs des Speicherbauwerkes muss davon ausgegangen werden, dass der

Speicher nur in den seltensten Fällen im unmittelbaren Nahbereich der bestehenden Einrichtungen für

das Fernwärmenetz situiert werden kann. Aus diesem Grund werden die erforderlichen Nebenbauwerke

jeweils dem Speicher und dem Fernwärmenetz zugeordnet und nachfolgend mitsamt ihrer Funktionen

beschrieben:

Nebenbauwerke in Speichernähe

Pumpschächte (PS)

Die Be- und Entladung des Speichers erfolgt über vier Pumpschächte (Abmessungen ca. 20 m x

20 m), die rund um den Speicher anzuordnen sind und auch dieselbe Tiefe wie der

Wärmespeicher haben. Damit die Betriebskosten gering gehalten werden können, werden

Gravitationspumpen verwendet, die in Pumpenschächten situiert werden und eine gleichmäßige

Be- und Entladung gewährleisten.

Fernwärmeübergabestation – Wärmeaustauscher (WT)

Die Übergabe der Wärme aus dem Speicher an das Fernwärmenetzt erfolgt mittels Wärmeaus-

tauscher.

Fernwärmeleitung – Anbindung ans Fernwärmenetz

Die Anbindung des Speichers an das Fernwärmnetz erfolgt über Fernwärmeleitungen. Für das

Beispiel Linz ist eine Förderleistung von 6.000 m³/h vorzusehen, was einen Leitungsdurchmesser

von 1000 mm erfordert.

Drainagebauwerke

In Kombination mit den Pumpschächten oder in eigenen Schächten erfolgt die Überwachung der

Drainageeinrichtung. In diesen Schächten werden die Drainagewässer zusammengeführt

kontrolliert und abgeleitet.

Betriebsgebäude Kontroll- und Überwachungszentrum

Für die Steuerung und Kontrolle des Speicherbetriebes wird ein Betriebsgebäude errichtet.

Nebenbauwerke im Fernwärmenetz

Am Beispiel Linz wird im Folgenden die vorhandene Infrastruktur der Fernwärme (Linz AG) beschrieben,

welche in Kombination mit dem Großwärmespeicher genutzt werden kann, siehe auch Abbildung 55.

Reststoffheizkraftwerk (RHKW)

Das Reststoffheizkraftwerk liefert die Grundlast für die Fernwärmeversorgung. Das Kraftwerk wird

durchgehend betrieben und nur im Juli für Wartungszwecke abgeschaltet. Die jährlichen Betriebs-

stunden betragen somit rd. 8.000 h.

Biomasse Kraftwerk (BKW)

Als Ergänzung zur Grundlast wird in den Wintermonaten das Biomassekraftwerk eingesetzt.

Spitzenspeicher (SSP)

Der Spitzenspeicher, mit einem Speichervolumen von 35.000 m³, kann kurzfristige (12 h – 24 h)

Fernwärmebedarfsspitzen abdecken.


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Fossile Kraftwerke (GUD)

Im kältesten Monat, mit der maximalen Fernwärmeanforderung (im Modelljahr 2012 war dies der

Februar), ist es erforderlich, ein GUD Kraftwerk zuzuschalten, um die Spitzenabdeckung zu

gewährleisten.

Speicheranbindung (Übergabe)

Eine Übergabestation gewährleistet die Einbindung des Großwärmespeichers, der mit

Fernwärmeleitungen (D = 1.000 mm) angebunden wird.

Wärmepumpen (WP)

Die Wärmepumpen müssen in der Nähe der Kraftwerke situiert werden, damit in Kombination mit

den Kesselheizungen der Kraftwerke das erforderliche Temperaturniveau erreicht werden kann.

Die Speicheranbindung erfolgt über die Übergabestation.

Abbildung 55: Schemabild der erforderlichen Nebenbauwerke eines Großwärmespeichers

2.4.1.6 Dauerhaftigkeit des Bauwerks

Das Speicherbauwerk soll für eine Betriebsdauer von 50 Jahren ausgelegt werden. Damit ein möglichst

wartungsfreier Betrieb möglich ist, sollen die folgenden Grundsätze eingehalten werden:

Druckloser Speicher

Keine Durchdringung der Außenhaut im Speicherbecken

Zu- und Ableitungen ausschließlich über (durch) den Deckel

Durch Sicherheits- und Kontrollmaßnahmen ist die Dauerhaftigkeit des Bauwerkes zu gewährleisten.

Dazu gehören bspw. Temperatursensoren, welche durch ihre räumliche Anordnung eine mögliche

Leckage nicht nur anzeigen, sondern auch orten lassen. Weiters sind Drainagemöglichkeiten

RHK

BKW

GUD

WP

Linz – Fernwärmenetz

FERNWÄRMENETZ SPEICHER

P

Speicher P

P

SS

P

Überg

abe

WT


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vorzusehen, die gewährleisten, dass die Wärmedämmung nicht durchfeuchtet werden kann. Die

Ableitung der Drainagewässer erfolgt in die Pumpschächte in denen ein Monitoring erfolgen kann.

Setzungen

Unter Setzung versteht man ganz allgemein die vertikale Verschiebung der Sohlfläche eines Bauwerks,

bzw. dessen Gründung. Sie werden durch Belastungen verursacht, die zu Spannungsänderungen im

Untergrund führen. Wenn die Setzungen unter der Fundamentfläche in betragsmäßig gleicher Höhe

auftreten, dann spricht man von gleichmäßigen Setzungen. Entwickeln sich die Setzungen

unterschiedlich unter der Fundamentfläche, so erhält man sog. Setzungsunterschiede. Letztere können

zu Schiefstellungen bzw. Verkantungen des Bauwerkes führen, wodurch – in Abhängigkeit von der

Größe der Setzungen – die Gebrauchstauglichkeit des Gebäudes dadurch beeinträchtigt werden kann.

Wichtige Ursachen für Setzungen sind:

Zusammendrücken des Untergrundes durch Aufbringen von Bauwerkslasten (elasto-plastische

Verformung des Bodens)

Grundwasserspiegeländerungen (verursacht Spannungsänderungen im Untergrund durch den

Wegfall des Auftriebes bzw. den Auftrieb)

Frosteinwirkungen (Frosthebungen und -setzungen)

Grundwasserströmungen (Ausspülen von Feinteilen verbunden mit einer Erhöhung des

Hohlraumgehaltes im Untergrund)

Schrumpfen bindiger Böden durch Austrocknen des Bodens

Die Gesamtsetzungen setzen sich aus folgenden Setzungskomponenten zusammen:

1. Sofortsetzungen treten unmittelbar nach der Lastaufbringung ein und werden in einem

gesättigten Boden durch Scherverformungen bei Volumenkonstanz verursacht.

2. Primärsetzungen (Konsolidationssetzungen) treten infolge der Dissipation der Porenwasser-

drücke ein (Volumenänderung) und sind deswegen zeitabhängig.

3. Sekundärsetzungen (Kriechsetzungen) zeigen sich häufig nach dem Ende des Porenwasser-

druckausgleichs als zeitabhängiger Vorgang (sowohl Scher- als auch Volumenverformungen).

In der Bodenmechanik werden Spannungen und Verformungen im Boden in der Regel nach der

Elastizitätstheorie behandelt.

Setzungsberechnungen werden jedoch stets mit Unsicherheiten behaftet sein, was primär an den

natürlichen Inhomogenitäten und Anisotropien des Untergrundes liegt, aber auch an den notwendigen

Idealisierungen seitens der Bodenmechanik. Weiters haben auch die Bauwerksstatik und vor allem die

Bauausführung einen Einfluss auf die tatsächlichen Bauwerkssetzungen. Darüber hinaus können örtlich

wechselnde Bodeneigenschaften die Setzungen bzw. Setzungsdifferenzen wesentlich stärker

beeinflussen als z.B. Unterschiede in den diversen (erprobten) Berechnungsverfahren. Aus diesem

Grund sind – vor allem bei übergeordneten Bauwerken – Setzungsbeobachtungen (Setzungsmessung)

von großer Bedeutung. Dazu werden an ausgewählten Punkten des entstehenden oder fertigen

Bauwerks (und ggf. auch des umliegenden Geländes) Messpunkte angebracht und die Größe und der


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zeitliche Verlauf der Verschiebungen (insbesondere die lotrechten Lageänderungen) werden

wiederkehrend gemessen. Dies dient nicht nur zur Kontrolle der rechnerischen Setzungsprognose,

sondern gegebenenfalls kann noch eine Einflussnahme auf den Bauablauf erfolgen, um befürchtete oder

nicht völlig ausgeschlossene Folgeschäden abzuwenden.

Erdbeben

In ÖNORM EN 1998-4 (Eurocode 8: Auslegung von Bauwerken gegen Erdbeben – Teil 4: Silos, Tank-

bauwerke und Rohrleitungen) ist gefordert, dass, abhängig von den Merkmalen und dem Verwendungs-

zweck des betrachteten Bauwerks, die Schadensbegrenzungszustände „volle Integrität“ und/oder

„minimale Betriebsfähigkeit“ einzuhalten sind. Die „volle Integrität“ erfordert, dass das betrachtete

Tragwerk und die zugehörigen spezifischen Elemente unter den relevanten seismischen Einwirkungen

voll funktionsfähig und dicht bleiben. Die Anforderungen an die „minimale Betriebsfähigkeit“ beinhalten,

dass das betrachtete Tragwerk mit seinen Bauteilen Schäden an einigen seiner Elemente erleiden kann.

Das Schadensausmaß ist jedoch so zu begrenzen, dass nach Schadenskontrollmaßnahmen die

Funktionsfähigkeit des Systems bis zu einem bestimmten vordefinierten Grad wiederhergestellt werden

kann.

Die Höhe des Erdbebenschutzes von Tanks oder Silos und den zugehörenden Rohrleitungsnetzwerken

ist abhängig von der Zahl der betroffenen Menschen und den möglichen wirtschaftlichen Verlusten

infolge des Versagens des Einzelbauwerks. Für eine Beurteilung werden die Bauwerke in verschiedene

Bedeutungsklassen eingeteilt:

In Abhängigkeit von der tatsächlichen Bauform des Linzer Großwärmespeichers wird bezüglich

Erdbebensicherheit die Bedeutungsklasse III oder IV anzusetzen sein.

Die rechnerisch anzusetzenden seismischen Einwirkungen zur Ermittlung der seismischen

Beanspruchungen auf den Großwärmespeicher ergeben sich gemäß ÖNORM B 1998-1 (Eurocode 8:

Auslegung von Bauwerken gegen Erdbeben – Teil 1: Grundlagen, Erdbebeneinwirkungen und Regeln

für Hochbauten). Linz ist demzufolge der Zonengruppe 0 zuzuordnen, mit einer Referenzboden-

beschleunigung (in horizontaler Richtung) von agR = 0,31 m/s².

Darüber hinaus ist nach ÖNORM EN 1998-5 (Eurocode 8: Auslegung von Bauwerken gegen Erdbeben

– Teil 5: Gründungen, Stützbauwerke und geotechnische Aspekte) eine Untersuchung des Baustellen-

standorts gefordert, um die Beschaffenheit des tragfähigen Bodens zu bestimmen, damit sichergestellt

Klasse I Situationen mit geringen Risiken für Menschen und vernachlässigbaren

ökonomischen und sozialen Auswirkungen im Versagensfall

Klasse II Bauwerke und Anlagen mit mittleren Risiken für Menschen und (geografisch)

lokalen ökonomischen und sozialen Auswirkungen im Versagensfall

Klasse III Bauwerke und Anlagen mit hohen Risiken für Menschen und großen

ökonomischen und sozialen Auswirkungen im Versagensfall

Klasse IV Bauwerke und Anlagen außerordentlich großen Risiken für Menschen und

ökonomischen und gesellschaftlichen Auswirkungen im Versagensfall


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wird, dass die Gefährdungen im Erdbebenfall (durch z.B. Grundbruch, Hangrutschung, Bodenver-

flüssigung) möglichst gering gehalten werden.

2.4.1.7 Baurechtliche Grundlagen

Gemäß Österreichischem Wasserrechtsgesetz ist für Talsperren, deren Höhe über Gründungssohle

15 m überschreitet oder bei Speichern, durch die eine Wassermenge von mehr als 500.000 m³

zurückgehalten wird, ein Gutachten der Staubeckenkommission einzuholen. Für den gegenständlichen

Großwärmespeicher wären gemäß [6] im diesbezüglichen Einreichprojekt zumindest folgende Themen

zu behandeln:

Hydrografie und Wasserbau (Hochwassersicherheit von Talsperren) nicht projektrelevant

Ingenieurgeologie:

o Durchführung ausreichender projekt- und standortbezogener Untergrunderkundungen in

der Aufstandsfläche der Sperre, den Fundierungsbereichen von Betriebseinrichtungen

sowie allen Untertagebauten

o Ausarbeitung eines ingenieurgeologischen Untergrundmodells mit quantitativen Aussagen

über Schicht- und Überlagerungsmächtigkeiten, geologischen Strukturen, Kluft- und

Grundwasserverhältnissen sowie geotechnischen Kennwerten

Statik und Sperrentechnik (Staumauern):

o Darstellung, Beschreibung und Dimensionierung der Konstruktionselemente

o Beschreibung der Betone inkl. Einbringungsmaßnahmen

o konstruktive Anschlüsse an Baukörper und Durchdringungen von Dichtebenen

o Lage und Funktion von Drainageleitungen

o Standsicherheitsnachweise

o Beschreibung / Darstellung der Messeinrichtungen während und nach Errichtung des

Bauwerks

o Beschreibung der Bauabwicklung

o Stauprogramm für den Ersteinstau

Bodenmechanik und Dammbau:

o Geotechnische und bodenmechanische Untersuchungen der Dammaufstandsfläche

o Drainagekonzept

o Standsicherheitsnachweise

o Mess- und Beobachtungseinrichtungen während und nach Errichtung des Bauwerks

o Beschreibung der Bauausführung, Ausführungsüberwachungsprogramm

o Einstauprogramm und Probestau

Stahlwasserbau (Verschlussorgane, Rohrleitungen)

Materialbewirtschaftung:

o Kategorien der anfallende Ausbruch- bzw. Aushubmaterialien

o Orte und zeitliche Verteilung des Materialanfalls

o Materialaufbereitungsanlagen

o Zwischendeponien und Deponien, Transportwege und –mittel, zeitliche Verteilung


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Untertagebauwerke

Talsperrenverantwortliche, Sperrenbetreuung (ist auf der Betreiberseite für alle Erhebungen und

Maßnahmen zuständig, die der Sicherheit der Talsperre dienen)

Angaben zu Betrieb, Wartung und Instandhaltung

o Mess- und Beobachtungsprogramm zur Kontrolle der Stauanlage

o Betriebsordnung, Sperrenkontrollbuch

o Maßnahmen zum Objektschutz

2.4.1.8 Baukosten – Grundlagen

Aus der Erfahrung von bereits realisierten Heißwasser-Wärmespeichern sind die maßgeblichen Kosten-

anteile für die Bauherstellung bekannt. Wie in Abbildung 56 dargestellt, sind neben den Erdaushub- und

Tragwerkskosten vor allem die Kosten für Wärmedämmung und Wandauskleidung (Abdichtung)

relevant.

Rottweil (Tank 600 m³) Friedrichshafen (Tank 12.000 m³) Hamburg (Tank 4.500 m³)

Abbildung 56: Beispiele für die Zusammensetzung der Baukosten von realisierten Heißwasser-Wärmespeichern in Deutschland (Quelle: http://www.itw.uni-stuttgart.de, abgerufen am 25.06.2014, verändert).

Die Investitionskosten von Langzeit-Wärmespeichern nehmen mit steigendem Speichervolumens

signifikant ab, wie bspw. aus Abbildung 57 hervorgeht. Bei mittelgroßen Speichern (zwischen 3.000 und

6.000 m³) wird ein deutlicher Zusammenhang zwischen den Baukosten und dem Speichertypus

erkennbar. [22]

Ein Vergleich der Investitionskosten verschiedener Anlagen ist jedoch nur bedingt sinnvoll: Zu

unterschiedlich sind die jeweiligen Standortbedingungen, die thermischen Leistungsfähigkeiten und

Nutzungsgrade. Zudem führt die laufend fortschreitende technische Entwicklung zu einer zunehmenden

Kostenoptimierung von jüngeren Anlagen.



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Abbildung 57: Spezifische Bruttokosten von saisonalen Wärmespeichern (ohne Planungskosten) in Abhängigkeit vom Speichervolumen [22].

2.4.2 Zylindrische Tankspeicher aus Stahl

2.4.2.1 Beschreibung der Bauform

Zylinderförmige Stahltanks stellen eine bewährte Technologie zur Heißwasserspeicherung dar, was

zahlreiche Realisierungsbeispiele der jüngsten Zeit belegen. Dabei finden einerseits ehemalige Öltanks

häufig eine Nachnutzungsmöglichkeit als Heißwasserspeicher. Beispiele hierfür sind der Speicher

Timelkam (siehe Abbildung 58) oder der Fernwärmespeicher Theiß, welcher mit einer Höhe von 30 m

und einem Durchmesser von 50 m (Speicherkubatur rd. 50.000 m³) derzeit auch Europas größter

Heißwasser-Tankspeicher ist.

Abbildung 58: Wärmespeicher Timelkam, Oberösterreich: 20.000 m³ Speicherkubatur.


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Im Betrieb von Wärmespeichern aus ehemaligen Öltanks zeigt sich jedoch erfahrungsgemäß eine im

Vergleich zu schlanken Baukörpern eher schlechtere (instabilere) Schichtung, was auf das unvorteilhafte

Höhen-Durchmesserverhältnis zurückzuführen ist. Weiters ist der nachträgliche Einbau einer Wärme-

dämmung am Speicherboden nicht möglich, hier bildet sich daher im Betrieb eine Isolierschicht aus

kaltem Wasser. Auch wenn diese nur eine rel. geringe Dicke hat, so reduziert sie doch das nutzbare

Speichervolumen – aufgrund der großen Basisfläche – maßgeblich (Beispiel Speicher Timelkam:

Isolierschichtdicke rd. 2 m, Innendurchmesser rd. 36 m [1] Volumensreduktion um ca. 10%.)

Soweit Informationen aus realisierten Projekten zugänglich waren, konnte festgestellt werden, dass kein

maßgeblicher Kostenvorteil durch Umbau und Nachnutzung eines Öltanks im Vergleich zu

Speicherneubauten erzielt wurde. Als kostentreibend ist vor allem die Endreinigung des Öltanks

inklusive Entsorgung der Rückstände anzuführen. [1]

Die Nachnutzung von ehemaligen Industrieobjekten bietet jedoch generelle Standortvorteile, da in

diesen Fällen in der Regel keine dichte Besiedelung oder intensive Freizeitnutzungen und drgl.

vorliegen.

Neu errichtete Stahlzylinder-Tankspeicher der modernsten Bauart weisen eine bezüglich der inneren

Wärmeschichtung vorteilhafte, langgestreckte Bauform auf („Bleistiftform“), wofür sich zahlreiche

aktuelle Ausführungsbeispiele finden, siehe z.B. Tabelle 10.

Tabelle 10: Aktuelle Ausführungsbeispiele für Stahlzylinder-Tankspeicher

H … Tankhöhe [m], D … Tankdurchmesser [m]

Speicher Baujahr H / D [m] Kubatur Anmerkungen

Fernwärmespeicher Linz 2003 / 2004 65 / 26 34.500 m³

Fernwärmespeicher Salzburg Nord 2010 / 2011 29.000 m³

Fernwärmespeicher Wien

Simmering 2012 / 2013 42 / 14 (2x) 11.000 m³

Druckspeicher (6 – 10 bar),

Investitionskosten: 20 Mio. Eur.

Fernwärmespeicher Jena Süd (D) 2010 / 2011 43 / 21 13.000 m³

Stahlzylindertanks sind, aufgrund ihrer geometrischen und statischen Gegebenheiten, i.d.R. oberhalb

der Geländeoberfläche situiert und werden gegenüber der Atmosphäre wärmegedämmt.

Nach Herstellerangaben (Fa. Bilfinger Industrial Technologies) kann eine maximale Bauwerkskubatur

von 150.000 m³ (Höhe 100 m, Durchmesser 43,5 m) realisiert werden. Für die zu erwartenden

Bauwerkslasten im wassergefüllten Zustand sind bei einem normal tragfähigen Baugrund (z.B. sandiger

Kies in zumindest mitteldichter Lagerung) in ausreichender Mächtigkeit keine Sondermaßnahmen zur

Gründung erforderlich, d.h. mit einer entsprechend dimensionierten Bodenplatte kann das Auslangen

gefunden werden.

Großspeicher aus parallel geschalteten Stahl-Tankspeichern („Einzeltank-Batterie“)

Im Rahmen der gegenständlichen Sondierung wurde die Idee entwickelt, die bekannte und bewährte

Bauweise der Stahlzylindertanks auf das angedachte Speichervolumen anzuwenden, siehe z.B.

Abbildung 59. Beim Fernwärmespeicher der Stadt Münster (D) wurden bspw. in einem ehemaligen


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r

Kohlebunker vier Stahltanks á 1.900 m³ installiert. Dies hat den Vorteil, dass nicht jeder Tank einzeln

gedämmt werden muss sondern nur eine umhüllende Wärmedämmung hergestellt werden muss.

Abbildung 59: „Einzeltank-Batterien“ Links: Münster (D) (Quelle: https://www.stadtwerke-muenster.de/ Rechts: Wärmespeicher Chemnitz (Quelle: http://www.solites.de/ (abgerufen 10.03.2015)

Um 2 Millionen Kubikmeter Wasser zu speichern wären für die ggst. Projektidee insgesamt 50 Tanks á

40.000 m³ Speicherkubatur notwendig. Sofern eine parallele Be- und Entladung dieser Einzeltanks

erfolgt, könnte dieses System als ein Großspeicher betrachtet werden.

Ausgehend von den Einzelabmessungen eines Zylindertanks mit Durchmesser 30 m (r = 15 m) und

Höhe 60 m und einer platzoptimierten Anordnung der 50 Tanks im Grundriss („dichteste Kugellagerung“)

ergibt sich ein rechnerischer Mindestgrundbedarf Amin von:

Amin 2

3 r

2 50 2 3 15

2 50 38.971 m

2 (~ 3,9 ha)

Ein entscheidender Vorteil des vorgestellten Großspeichers aus parallel geschalteten Stahltanks besteht

jedoch darin, dass die Einzeltanks grundsätzlich von außen zugänglich gemacht werden könnten, was

eine Wartung und Instandhaltung (z.B. auch eine Dichtheitsüberprüfung) zumindest theoretisch

ermöglichen würde. Zu diesem Zweck soll ein Mindestabstand von 3 m zwischen den Einzeltanks ange-

nommen werden, der realistische Mindestgrundbedarf Areal ergibt sich sodann zu:

Areal 2 3 2

real 50 2 3 16,5

2 50 47.155 m

2 (~4,7 ha)

Weitere Randbedingung für den Großspeicher in der angedachten Bauform als „Einzeltank-Batterie“ ist

eine gemeinsame, alles umhüllende Wärmedämmung. Zu diesem Zweck wäre es denkbar, um die

Tanks eine Leichtbauhalle zu Anbringung der Wärmedämmung zu errichten. Die Dachkonstruktion

sollte, zusätzlich zum Eigengewicht, auch Wind- und Schneelasten aufnehmen können. Zwischen-

stützen sind ohne große Schwierigkeiten machbar (bei schlanken Querschnitten sind allenfalls, aufgrund

der großen Stützenhöhe, Aussteifungen zur Vermeidung von Knickversagen erforderlich). Als Variante

wäre zu prüfen, ob sich wirtschaftliche oder bautechnische Vorteile ergäben, wenn anstatt der

senkrechten Gebäudeumhüllenden die äußerste Reihe der Stahltanks wärmegedämmt würde.

https://www.stadtwerke-muenster.de/unternehmen/energie/unsere-angebote-fuer-sie/erzeugungsanlagen/waermespeicher.html

http://www.solites.de/


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Eine Überschüttung dieser Art von Großspeicher und damit eine Nutzung der Grundoberfläche werden

jedoch nur dann möglich sein, wenn die Speicherhöhe über der Geländeoberfläche reduziert wird und

die „Tank-Batterie“ daher zumindest teilweise unterirdisch untergebracht wird.

2.4.2.2 Bauherstellung

Damit eine Gesamtkubatur von 2,0 Mio. m³ erreicht werden kann, ist es erforderlich mehrere wärme-

gedämmte Tankspeicher platzoptimiert aufzustellen (z.B. 50 Stück mit je 40.000 m³).

Für die Erfüllung der bautechnischen Anforderungen sind keine besonderen Maßnahmen erforderlich,

da es sich um selbsttragende Strukturen handelt, die auf einer Fundamentplatte aufgestellt werden

können.

Es können folgende Herstellungsmöglichkeiten unterschieden werden:

Oberirdisch: Errichtung der Tankspeicher auf Geländeniveau. Mit einer angenommen Bauhöhe

von 60 m und einer Grundfläche von 4,7 ha, bzw. ca. 220 m x 220 m, ergibt sich ein gesamt

Raumbedarf von 2,9 Mio. m³.

Unterirdisch oder teilweise unterirdisch: Die Reduktion der Speicherhöhe über Geländeoberkante

durch unterirdische oder teilweise unterirdische Situierung der Tankspeicher verursacht

zusätzliche Kosten für die Bauherstellung. Die Tankspeicher können entweder nach Errichtung

eingeschüttet werden oder zu Wartungszwecken in einer gesicherten Baugrube aufgestellt

werden.

Sowohl für die oberirdische als auch für die (teilweise) unterirdische Ausführung besteht die Möglichkeit,

dass jeder einzelne Tank wärmegedämmt wird oder eine zusätzliche wärmedämmende Umhüllende

errichtet wird. Bauwerkstechnisch ergibt sich bei Errichtung einer umhüllenden Tragstruktur ein

zusätzliches Bauteil, welcher zusätzliche Kosten und zusätzlichen Wartungsaufwand verursacht. Diese

Zusatzkosten werden kompensiert durch Reduktion der Materialkosten für die Wärmedämmung.

2.4.2.3 Bauzeit- und Kostenüberlegungen

Für die folgenden Bauzeit- und Kostenüberlegungen wird davon ausgegangen, dass die einzeln

wärmegedämmten Tankspeicher oberirdisch aufgestellt werden. Sowohl die unterirdische Aufstellung

der Tankspeicher, als auch eine umhüllende wärmegedämmte Tragstruktur würde eine Bauzeit-

verlängerung und Kostensteigerungen verursachen.

Die Errichtung der vorgestellten Tankspeicheranlage zeichnet sich durch eine sehr hohe

Vorfertigungsmöglichkeit aus. Bautechnisch ist die Errichtung der Fundamentplatte maßgeblich. Nach

Fertigstellung der Fundierung können die, nach Möglichkeit vorgefertigten Speicherbauteile montiert

werden. Aus Vergleichsbaustellen (z.B. Linz AG, Speicheranlage Nürnberg) ist eine Montagezeit von 1,5

Jahren für einen einzelnen Tankspeicher bekannt. Unter Berücksichtigung möglicher Gleichzeitigkeit

ergibt sich daher folgende Bauzeitüberlegung:


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Tankspeicher 1. Jahr 2. Jahr 3. Jahr 4. Jahr 5. Jahr

3 6 9 12 3 6 9 12 3 6 9 12 3 6 9 12 3 6 9 12

Bauherstellung Infrastruktur Erschließung Fundamentplatte Speicherbau Nebenbauwerke

Auf Grundlage bekannter Kosten für bestehende Anlagen und unter Berücksichtigung der möglichen

Synergieeffekte aufgrund der Größe können die reinen Speicherkosten für ein Volumen von 40.000 m³,

einschließlich Wärmedämmung, mit ca. € 2,5 Mio. angenommen werden. Für die erforderlichen

Nebenkosten werden zusätzlich 10% angenommen.

Somit lassen sich für ein erforderliches Volumen von 2,0 Mio. m³ die Bau-Herstellkostenkosten wie folgt

abschätzen:

Bauart Tankspeicheranlage

Die Zusammensetzung der Gesamtkosten von € 143,75 Mio ist in Abbildung 60 dargestellt. Eine

detaillierte Kostenaufstellung ist im Anhang 6.3 enthalten.

Baukosten € 143.747.456

Baustelleneinrichtung € 4.227.456

Aushub - Erdarbeiten € 0

Spezialtiefbau € 0

Beton-, Stahlbetonarbeiten € 14.520.000

Wärmedämmung und Abdichtung € 0

Stahlbau einschl. Wärmedämmung € 125.000.000


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Abbildung 60: Zusammensetzung der geschätzten Baukosten einer Tankspeicheranlage mit einem Speichervolumen von 2 Mio m³.

2.4.2.4 Zusammenfassung der Vor- und Nachteile einer zylindrischen Tankspeicheranlage

Thema Bewertung

+ / - Kommentar

Stand der Technik + Gegenüber Stand der Technik kein hoher Entwicklungsbedarf

Wärmeverluste - Hohe Wärmeverluste aufgrund der mehreren kleinen Volumina

Nebenbauwerke - Hoher Regelaufwand für das parallel Schalten der Speicher

Flächenbedarf + Durch flächenoptimierte Aufstellung geringer Flächenbedarf

Bauzeit + Hoher Vorfertigungsgrad der Speicher

Kosten - Kostenintensive Einzelbauweise

2.4.3 Bauwerksspeicher (Stahlbeton)


Oberirdische Tankspeicher aus Stahlbeton sind – in den „üblichen“ Speicherabmessungen – ebenfalls

Stand der Technik, siehe z.B. Abbildung 61. Der größte bisher gebaute Betonbehälter fasst ein Volumen

von 12.000 m³ (Wärmespeicher Friedrichshafen).


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Abbildung 61: Wärmespeicher München Ackermannbogen (Deutschland): 5.700 m³ Speicherkubatur (Bildquelle:

http://www.aee.at/aee/index.php?option=com_content&view=article&id=309&Itemid=113 abgerufen: 17.04.2014)

Von der Behälterform sind am einfachsten zylindrische Formen umzusetzen. Kugelige oder elliptische

Bauformen sind aus statisch konstruktiver Hinsicht deutlich komplexer und stellen daher einen erheblich

größeren Aufwand bei Planung und Herstellung dar. Aus diesem Grund sind die bisher verwirklichten

Bauwerksspeicher als Zylinder ausgeführt worden. Betonbehälter bieten sich für eine Überschüttung und

Begrünung nach Bauherstellung an, da das Bauwerk an sich über ausreichende Tragfähigkeit verfügt.

Sie lassen sich somit i.d.R. gut in das Stadtbild integrieren.

Ein weiterer Vorteil dieser Bauart ist der mögliche Einsatz von Betonfertigteilen, sowohl für die

Behälterwand als auch für das Behälterdach. Bei einem Bauwerksspeicher aus Stahlbeton handelt es

sich um ein Tragwerk welches den Anforderungen eines wasserundurchlässigen Bauwerkes genügen

muss. In unserem geplanten Anwendungsfall kommt noch hinzu, dass Wasser mit Temperaturen von 60

bis 100 Grad Celsius gespeichert werden soll.

Wegen der Empfindlichkeit wasserundurchlässiger Baukörper gegenüber Zwang muss das den

rechnerischen Nachweisen zugrunde gelegte statische System (Steifigkeiten, Lagerungsbedingungen

o.ä.) den Beanspruchungszustand wirklichkeitsnah abbilden. Bei flächig gelagerten Bauwerken sind

zudem das Verformungsverhalten des Baugrunds und seine Auswirkungen auf das Tragwerk zu

beachten. [4]

Für das Volumen von 2,0 Mio m³ ist ein Bauwerksspeicher, der oberirdisch errichtet wird technisch nur

sehr schwer realisierbar. Aus diesem Grund wird eine vollständige oder teilweise Anordnung des

Bauwerksspeichers unter der Geländeoberfläche weiter betrachtet.

http://www.aee.at/aee/index.php?option=com_content&view=article&id=309&Itemid=113


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Für einen zylindrischen Bauwerkspeicher mit einem Volumen von 2,0 Mio m³ ergeben sich für die

angegebenen Durchmesser folgende Abmessungen (Höhen):

Durchmesser

Durchmesser

100 m

150 m

Höhe

Höhe

255 m

113 m

Durchmesser 200 m Höhe 64 m Durchmesser

Durchmesser

250 m

300 m

Höhe

Höhe

41 m

28 m

Durchmesser 400 m Höhe 16 m

Als realistische können zylindrische Bauwerksspeicher mit einem Durchmesser von 200 m bis 300 m in

Betracht gezogen werden. Bauwerksabmessungen mit einem geringeren Durchmesser würden für die

gegebene Kubatur eine nur schwer realisierbare Höhe des Bauwerkes bedingen. Bei einem größeren

Durchmesser sind der Flächenbedarf und der damit einhergehende steigende Wärmeverlust zufolge der

großen Oberfläche die begrenzenden Faktoren.

Die optimalen Abmessungen ergeben sich bei Durchmesser = Höhe. Für ein Volumen von 2,0 Mio m³

errechnet sich dieses Verhältnis für D = H = 138,0 m.


Die wesentlichen Bauwerksbestandteile eines Bauwerksspeichers sind:

Gründung

In Abhängigkeit von den Bodenverhältnissen stehen drei grundsätzliche Möglichkeiten der

Gründung eines Bauwerkspeichers zur Verfügung:

Plattenfundierung

Fundamentring

Tiefgründung

Speichersohle

Die Basis des Speicherbauwerks kann gleichzeitig als Gründungsplatte ausgeführt werden, ggf. (in

Abhängigkeit der Baugrundverhältnisse) ergibt sich dann eine sog. kombinierte Pfahl-Platten-

Gründung. Wesentlich ist die Forderung eines wasserdichten Anschlusses zwischen der

Speichersohle und den aufgehenden Speicherwänden, was als zweite Dichtungsebene – neben der

dichten Innenauskleidung des Speichers – gesehen werden kann.

Speicherwände

Wie bereits oben erwähnt sind die Speicherwände entsprechend der erforderlichen Höhe massiv

auszuführen und auf den Wasserdruck zu bemessen:

Schwergewichtsmauer – Stahlbetonbauwerk

Stützmauer mit Dammschüttung


Seite 84 von 164

Im Endzustand wirkt der Erddruck der Dammschüttung dem Wasserdruck entgegen. Damit das

Bauwerk entsprechend schlank gehalten werden kann, muss das Anschütten der Stützmauer mit

dem Befüllen des Speichers zeitlich abgestimmt werden.

Speicherabdeckung siehe Abschnitt 2.4.1.4


Die Schätzung ergab rund 4 Jahre Gesamt-Rohbauzeit zur Errichtung eines Bauwerksspeichers aus

Stahlbeton mit einem Fassungsvolumen von 2 Mio. m³:

Bauzeitüberlegung

Bauwerkspeicher 1. Jahr 2. Jahr 3. Jahr 4. Jahr 5. Jahr

3 6 9 12 3 6 9 12 3 6 9 12 3 6 9 12 3 6 9 12

Bauherstellung Fundierung Speicherbau Schwimmdeckel Speicherfüllung Dammschüttung Nebenbauwerke

Eine grobe Abschätzung der Bau-Herstellkosten wurde auf Grundlage der jeweiligen ermittelten

wesentlichen Massen für Aushub, Spezialtiefbau, Betonbau und Wärmedämmung durchgeführt. Als

Einheitspreise wurden Erfahrungswerten aus bereits realisierten Großbaustellen herangezogen. Die

detaillierte Kostenermittlung ist im Anhang 6.3 Kostenschätzung Bauherstellung enthalten.

Bauart Bauwerksspeicher

Baukosten € 79.620.225


Aushub - Erdarbeiten € 13.848.239

Spezialtiefbau € 11.976.000


Wärmedämmung und Abdichtung € 25.880.000

Stahlbau einschl. Wärmedämmung € 0

Die somit ermittelten Gesamtkosten für den Bau von knapp € 80,0 Mio setzen sich gemäß Abbildung 62

zusammen.


Seite 85 von 164

Abbildung 62: Zusammensetzung der geschätzten Baukosten eines Großwärmespeichers (Speichervolumen von 2 Mio m³) der Bauart „Bauwerkspeicher“.

2.4.3.4 Zusammenfassung der Vor- und Nachteile

Thema Bewertung

+ / - Kommentar

Stand der Technik -

Gegenüber Stand der Technik hoher Entwicklungsbedarf zufolge Dimension und hoher Temperatur. Hohe Anforderung an die Betontechnologie

Wärmeverluste + gutes Verhältnis Oberfläche zu Volumen

Nebenbauwerke + Keine außergewöhnlichen Anforderungen an Regeltechnik

Flächenbedarf + Gering, abhängig von realisierbarerer Speicherhöhe

Bauzeit + Kurze Bauzeit möglich, aufgrund gleichzeitiger Arbeiten. Erfahrung aus Großprojekte im Betonbau kann genutzt werden.

Kosten - Kostenintensive Bauweise

2.4.4 Erdbeckenspeicher


Die thermischen Speicher mit den bislang größten Speicherkubaturen werden heute als Erdbecken

ausgeführt. Dänemark ist diesbezüglich weltweit führend, hier werden große Erdbeckenspeicher

vornehmlich in Kombination mit Solaranlagen für die Fernwärmeversorgung errichtet.

In der folgenden Aufstellung sind die wesentlichen existierenden und geplanten Projekte angeführt.


Seite 86 von 164

Speicher (Ort. Land) Baujahr Fläche / Tiefe [m] Kubatur

Marstal - Dänemark 2012 113 x 88 / 16,0 75.000 m³

Dronninglund - Dänemark 2014 92 x 92 / 14,5 29.000 m³

Gram - Dänemark geplant 110.000 m³

Logumkloster - Dänemark geplant 150.000 m³

Vojens - Dänemark geplant 200.000 m³

Ein Beispiel ist der Marstal-Speicher II in Dänemark, mit einem Fassungsvermögen von 75.000 m³

Wasser, siehe auch Abbildung 63 und Abbildung 64.

Abbildung 63: Bauphase Erdbeckenspeicher Marstal (Bildquelle: http://www.sunstore.dk/ abgerufen April 2014)

Abbildung 64: Abdeckung Erdbeckenspeicher Marstal (Bildquelle: http://www.solarthermietechnologie.de/fileadmin/img/Konferenz_3/vortraege/innovationsforum_1/1 4_schmidt_Solites.pdf / abgerufen März 2015)

In Vojens (Dänemark) wird derzeit ein Erdbecken mit einem Fassungsvermögen von 200.000 m³

errichtet, siehe Abbildung 65.

http://www.sunstore.dk/

http://www.solarthermietechnologie.de/fileadmin/img/Konferenz_3/vortraege/innovationsforum_1/14_schmidt_Solites.pdf




Seite 87 von 164

Abbildung 65: Bauphase Erdbeckenspeicher Vojens 200.000 m³ (Bildquelle: http://www.sonnewindwaerme.de/sites/default/files/field/image/markt_st_arcon- sunmark_merger.jpg / abgerufen März 2015)

In den oben angeführten Beispielen werden klassische Erdbecken mit geböschtem Aushub hergestellt.

Für noch größere Kubaturen ist es erforderlich, Erdbecken mit größeren Tiefen herzustellen. Für die

Minimierung des Platzbedarfs müssten steilere Böschungsflächen hergestellt werden, oder Böschungs-

sicherungsmaßnahmen bzw. Baugrubenverbautechniken angewendet werden.

Die Wahl der richtigen Böschungsausbildung ist darüber hinaus abhängig von der am Standort

angetroffenen Geologie und dem Grundwasserstand. Nachfolgend werden die wesentlichen

bautechnischen Möglichkeiten der Böschungsausbildung von Erdbeckenspeichern angegeben:

Böschungsausbildung Bösch. Winkel Grafik mit Grundwasser

Dammschüttung

entsprechend Geologie

Böschungswinkel

von 20° bis 35°

Dichtwand (z.B.

Schmalwand) und/oder Grundwasserhaltung

erforderlich Böschungssicherung

Spritzbeton

Bewehrte Erde

Böschungswinkel

von 45° bis 60° möglich

Stützmauer

Baugrubenverbau (z.B.

Spundwand, Schlitzwand)

90°

(senkrechter Verbau)

Keine Zusatzmaßnahmen erforderlich

http://www.sonnewindwaerme.de/sites/default/files/field/image/markt_st_arcon-sunmark_merger.jpg



http://www.sunstore.dk/


Seite 88 von 164


Der offene Aushub des Erdbeckens muss mit geböschten Baugrubenwänden erfolgen. Dabei ist die

Böschungsneigung von großer Bedeutung. Aus Gründen der Standsicherheit der Böschungen darf die

Neigung nicht zu steil erfolgen, gleichzeitig wird aus Gründen der Wirtschaftlichkeit eine möglichst steile

Baugrubenböschung angestrebt. Die Sicherheitsaspekte haben jedoch Vorrang und daher diktieren die

Bodeneigenschaften die tatsächlich ausführbaren Böschungsneigungen. Im Allgemeinen gilt: Je besser

die geotechnischen Bodeneigenschaften (Reibungswinkel, Kohäsion, etc.) umso steilere Böschungen

sind möglich. Werden zusätzliche Sicherungsmaßnahmen eingebracht, z.B. Bodenvernagelung, erhöht

sich dadurch die mögliche Böschungsneigung unter Einbehaltung des geotechnisch erforderlichen

Sicherheitsniveaus. Im massiven Fels ist auch die Ausführung von lotrechten Wänden, mit nur geringem

Sicherungsaufwand (z.B. Spritzbeton) möglich.

Voraussetzung für den offenen Aushub ist das weitgehende Fehlen von zusammenhängendem

Grundwasser. Wird dies nicht von vorne herein durch die hydrogeologischen Standortgegebenheiten

sichergestellt, sind entsprechende bautechnische Zusatzmaßnahmen erforderlich. Je nach Situation

kommt dazu entweder eine Dichtwandumschließung (z.B. Schmalwand, Einphasendichtschlitzwand,

DSV-Lamellenwand, Injektionen, etc.) infrage, oder eine großräumige Grundwasserhaltung mittels z.B.

Vertikalfilterbrunnen.

Aushub

Der Aushub bzw. die Aushubtiefe wird idealerweise so gewählt, dass die Aushubkubaturen nach

Möglichkeit den Kubaturen für die Anschüttung der Dammbauwerke soweit vorhanden entsprechen.

Abdichtung

Erdbautechnisch sind Anleihen aus dem Deponiebau möglich, insbesondere was die Sicherstellung der

Dichtheitsanforderungen betrifft.


Aufgrund der großen zu realisierenden Aushubkubaturen ist die geschätzte Gesamtbauzeit eines 2 Mio.

m³ großen Erdbeckenspeichers mit rd. 5 Jahren anzugeben.

Bauzeitüberlegung

Erdbecken 1. Jahr 2. Jahr 3. Jahr 4. Jahr 5. Jahr

3 6 9 12 3 6 9 12 3 6 9 12 3 6 9 12 3 6 9 12

Bauherstellung Aushub Speicherwandausbildung Schwimmdeckel Speicherfüllung Dammschüttung Nebenbauwerke


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Die grobe Abschätzung der Bau-Herstellkosten wurde auf Grundlage der jeweiligen ermittelten

wesentlichen Massen für Aushub, Spezialtiefbau, Betonbau und Wärmedämmung durchgeführt. Als

Einheitspreise wurden Erfahrungswerten aus bereits realisierten Großbaustellen herangezogen. Die

detaillierte Kostenermittlung ist im Anhang 6.3 enthalten.

Bauart Erdbecken







Die somit ermittelten Gesamtkosten für den Bau von knapp € 66,0 Mio. setzen sich gemäß

Abbildung 66 zusammen.

Abbildung 66: Zusammensetzung der geschätzten Baukosten eines Erdbeckenspeichers mit einem

Speichervolumen von 2 Mio m³.


Seite 90 von 164

2.4.4.4 Zusammenfassung der Vor- und Nachteile

Thema Bewertung

+ / - Kommentar

Stand der Technik +

Erfahrungen aus Deponietechnik und Wärmespeicherbau vorhanden. Diese müssen an die Größenordnung angepasst werden.

Wärmeverluste - Große Oberfläche

Nebenbauwerke + Kein zusätzlicher Aufwand erforderlich

Flächenbedarf - Großer Flächenbedarf

Bauzeit - Aushubarbeiten

Kosten + Nur geringe „Bauwerkskosten“ in Abhängigkeit der Speicherwandausbildung.

2.4.5 Kombinierte Bauform


Als „kombinierte Bauform“ wird die Kombination von unter- und oberirdischen Baukörpern verstanden.

Der unterirdische Baukörper kann dabei als Erdbecken und/oder Schacht ausgeführt werden, während

der oberirdische Baukörper ein Tank im weitesten Sinne ist, z.B. auch Ausführungen mittels Stütz-

mauern oder Dammbauwerken. Eine Überschüttung des oberirdischen Bauteils ist möglich, siehe z.B.

das in Abbildung 67 dargestellte Ausführungsbeispiel für diese Bauform.

Abbildung 67: Systemschnitt durch einen Wasserbehälter in Madrid [5].

Entscheidende Rahmenbedingungen für die tatsächliche Ausbildung der jeweiligen Baukörper sind

einerseits die geologisch-hydrogeologischen Standortgegebenheiten (z.B. Festigkeit und Standsicherheit

des anstehenden Untergrunds, Grundwasserverhältnisse). Andererseits können die zur Verfügung

stehenden Platzverhältnisse am jeweiligen Standort Einschränkungen hinsichtlich der Böschungs-

neigung von Erdbecken und Dammkörpern mit sich bringen. Die platzsparendste, jedoch gleichzeitig

technisch aufwendigste und daher teuerste Konstruktionsform besteht aus einem Schachtbauwerk mit


Seite 91 von 164

senkrecht aufgehendem Mauerwerk, siehe Abbildung 68 links. Der Speicher mit dem größten

Platzbedarf kann als frei geböschtes Erdbecken, mit anschließenden Erddämmen für den oberirdischen

Speicherteil ausgeführt werden. Die in Abbildung 68 rechts dargestellte kombinierte Bauweise stellt eine

Platzoptimierung dar, bei der der unterirdische Aushub als Erdbecken und der oberirdische Teil

platzsparend mit Stützmauer und Erddamm ausgeführt wird.

Abbildung 68: Gegenüberstellung eines erdvergrabenen Bauwerksspeichers („Schacht“, links) und der kombinierten Bauform („Becken“, rechts), mit Angabe der wesentlichen Bauwerksabmessungen für ein Speichervolumen von 2 Mio. m³.

Um ein Speichervolumen von 2 Mio. m³ zu erzielen, wäre der unterirdische Bauteil (Schacht oder Erd-

becken) z.B. mit einer Tiefe von 40 m auszuheben. Der Bauwerksteil welcher sich über die Gelände-

oberfläche erhebt, hätte dann eine Höhe von 10 m, zu der noch die Konstruktionshöhe des Schwimm-

deckels sowie ggf. die Überschüttungshöhe zuzurechnen wäre. In der kombinierten Bauform wird der

oberirdische Teil als Stützmauer mit senkrechten Speicherwänden ausgeführt.

Diese Bauform wurde genauer untersucht, da sie alle Vorteile der vorangegangen beschriebenen

Bauformen vereint und individuell an die am Standort vorhandene Geologie angepasst werden kann.


Die wesentlichen konstruktiven Bauwerksteile bei der kombinierten Bauform eines Großwärmespeichers

sind:

1. unterirdischer Bauwerksteil (Schacht oder Erdbecken)

Hinsichtlich Erdbecken siehe Abschnitt 2.4.4. Der Bauablauf sieht in grundwasserführenden

Schichten die vorauseilende Umschließung des Aushubs mittels Dichtwänden (z.B. Schmalwand)

vor.

Für die Errichtung eines rd. 40 m tiefen Schachts im Lockergestein sind lotrechte, massive Verbau-

wände erforderlich. Diese müssen in Abstimmung auf die lokalen Untergrundverhältnisse konzipiert


Seite 92 von 164

und erdstatisch dimensioniert werden. Als Verbausysteme kommen nach [7] in erster Linie Schlitz-

oder Bohrpfahlwände infrage, diese Bauverfahren sind Stand der Technik und es gibt in Österreich

zahlreiche Referenzprojekte mit guten Erfahrungen. Bei grundwasserführenden Schichten muss der

Verbau wasserdicht sein, sind nur lokale Kluft- oder Schichtwässer zu erwarten, können ev. auch

andere Maßnahmen (lokale Abschlauchungen, Dichtinjektionen, etc.) zielführend und wirtschaftlich

sein. Im standfesten Gebirge (bei ggst. Projekt nur bei Standort Nr. 20 – Petrinum zu erwarten) kann

auch eine Spritzbetonsicherung ausreichend sein.

Aufgrund der großen Schachtabmessungen im Grundriss kommen jedoch die, zur Abtragung der

auf die Schachtwände einwirkenden Horizontallasten aus Erd- und Wasserdruck erforderlichen,

innen liegenden Gurtungen und Aussteifungen der Schachtwände nicht in Frage. Stattdessen

müssen Verpressanker vorgesehen werden, welche das hinter den Wänden liegende Erdreich zur

Abtragung der Lasten „aktivieren“. Die Ankerungshorizonte werden mit fortschreitendem

Baugrubenaushubs eingebracht.

Eingeschlossene Restwässer sollten mit offener Wasserhaltung beherrschbar sein. Eine vor-

laufende Entspannung von tiefliegenden Sandhorizonten mit gespannten Grundwasserverhältnissen

kann bei den Standorten des geologisch-hydrogeologischen Standort-Modells Nr. 4 (siehe Abschnitt

2.3.4) erforderlich werden.

2. oberirdische Bauwerksteile

Hinsichtlich Schwimmdeckel siehe Abschnitt 2.4.1.4.

Stützmauer: Damit der Grundbedarf möglichst gering gehalten werden kann, werden oberirdisch

Stützmauer mit senkrechten Wänden ausgeführt.

Dammschüttung: Für die Dammschüttung hinter der Stützmauer wird davon ausgegangen, dass das

Aushubmaterial verwendet werden kann. In dieser Kombination ergibt sich ein deutliches

Missverhältnis zwischen Aushub- und Anschüttungsmassen, ein Großteil der Erdaushubmassen ist

abzutransportieren.


Die geschätzte Gesamtbauzeit für einen Großwärmespeicher in der beschriebenen Kombinations-

Bauform ergibt sich zu rund 5 Jahren:

Bauzeitüberlegung

kombinierte Bauform 1. Jahr 2. Jahr 3. Jahr 4. Jahr 5. Jahr

3 6 9 12 3 6 9 12 3 6 9 12 3 6 9 12 3 6 9 12

Bauherstellung Aushub Speicherwandausbildung / Stzm. Schwimmdeckel Speicherfüllung Dammschüttung Nebenbauwerke


Seite 93 von 164

Die grobe Abschätzung der Baukosten wurde auf Grundlage der jeweiligen ermittelten wesentlichen

Massen für Aushub, Spezialtiefbau, Betonbau und Wärmedämmung durchgeführt. Als Einheitspreise

wurden Erfahrungswerten aus bereits realisierten Großbaustellen herangezogen. Die detaillierte

Kostenermittlung ist im Anhang 6.3 Kostenschätzung Bauherstellung enthalten.

Bauart kombinierte Bauform







Aufgrund der Stützmauerkonstruktionen ergeben sich geringfügig höheren Kosten als beim Erdbecken.

Diese werden jedoch durch einen geringeren Platzbedarf kompensiert.

Die somit ermittelten Gesamtkosten für den Bau eines Großwärmespeichers in kombinierter Bauform

von rd. € 67,5 Mio setzen sich gemäß der Darstellung in Abbildung 69 zusammen.

Abbildung 69: Zusammensetzung der geschätzten Baukosten eines Großwärmespeichers mit einem Speichervolumen von 2 Mio m³, in der beschriebenen „Kombinations-Bauform“.


Seite 94 von 164

2.4.5.4 Zusammenfassung der Vor- und Nachteile der kombinierten Bauform

Thema Bewertung

+ / - Kommentar

Stand der Technik + Ausreichend Erfahrung für den Bau von Erdbecken und Stützbauwerken vorhanden.

Wärmeverluste + Gesamtfläche der Behälterwandungen geringer als beim Erdbecken

Nebenbauwerke + Keine aufwendige Regeltechnik erforderlich.

Flächenbedarf + Geringer als beim Erdbecken jedoch größer als beim Bauwerksspeicher.

Bauzeit + Geringere Aushubkubaturen als beim Erdbecken

Kosten + Optimierte kostengünstige Bauweise


Seite 95 von 164

3 Ergebnisse und Schlussfolgerungen

3.1 Großwärmespeicher – Konzept für den Standort Linz

Auf Basis der von Linz AG angegebenen, produzierten bzw. gelieferten Wärmemengen aus dem Jahr

2012 ergibt sich als Ergebnis der Sondierung das in Abbildung 70 dargestellte, mögliche Fernwärme-

konzept mit Integration eines Großwärmespeichers. Es zeigt sich, dass die Betriebsstunden der

bestehenden (mit fossilen Brennstoffen betriebenen) Fernheizkraftwerke deutlich reduziert werden

können, indem die kontinuierlich übers Jahr anfallende Abwärme der Stadt (Abwasser, Grundwasser)

mittels Wärmepumpen in den Speicher eingebracht und somit genutzt wird. Erste Abschätzungen

ergeben eine dadurch mögliche CO2-Reduktion für die Fernwärmeproduktion von 70% gegenüber dem

Ist-Zustand.

Abbildung 70: Fernwärmekonzept mit Integration eines 80 GWh-Speichers am Beispiel Linz (Werte auf Basis der Angaben von Linz AG aus dem Jahr 2012).

Das innovative Fernwärmekonzept sieht die Implementierung eines Großwärmespeichers vor, der – in

Abhängigkeit von den vorhandenen Nachladekapazitäten – eine Speicherkapazität von 80 GWh

erfordert. Dies entspricht einem Speicherbauwerk mit einem Fassungsvolumen von rd. 2 Millionen

Kubikmeter, 100°C heißem Wasser. Diese Größe und die erforderlichen, hohen Temperaturen im

Speicherinneren werfen ganz spezifische bautechnische und thermodynamische Fragestellungen auf.


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Die Eingangsbedingungen für den Großwärmespeicher sind:

1. In Linz erfolgt die Fernwärmeerzeugung derzeit durch die Fernheizkraftwerke Linz Süd, Linz Mitte

und Dornach sowie dem Biomasse- und dem Reststoffmassekraftwerk.

2. Es existiert ein Spitzenspeicher mit 35.000 m³

3. Die Vorlauftemperaturen schwanken, saisonal bedingt, zwischen 80°C und maximal 100°C,

während die Rücklauftemperaturen im Bereich von 50°C bis 65°C liegen.

Qualitative Betrachtung von Chancen, Nutzung und Risiken

A) Welche Einsparungen gegenüber dem derzeit laufenden FW -Betrieb sind zu erwarten bzw. welche

Chancen sind mit diesem Projekt zu sehen?

Reduktion von fossilen Brennstoffen

Verkauf von Emissionszertifikaten

Reduzierung des Kraftwerksbetriebes

B) Welche Vorteile sind damit verbunden?

Stromproduktion, wenn der Betrieb der WP nicht erforderlich ist

Strom kann im Sommer produziert werden, wenn immer ein Mangel vorhanden ist

Unabhängigkeit von Brennstoffeinkäufen von extern

C) Was passiert bei Nichtstun bzw. welche Entwicklungen sind in den kommenden Jahren absehbar?

Gaspreise werden in den nächsten Jahren steigen

CO2-Emissionszertifikate werden im Kurs steigen

Energieproduzenten müssen die Abwärme nutzen und fossile Brennstoffe reduzieren

Ausgleichzahlungen von 20 Cent/kWh produzierter Energie

D) Was sind Risiken die mit diesem Projekt verbunden sind?

Speichergröße und thermische Eigenschaften

Umsetzung der Wärmequellen und getroffenen Annahmen

Langfristige Speicherung von Heizwasser in dieser Größenordnung

3.1.1 Speichertyp und Speicherbau

Die bautechnischen Überlegungen im Zuge der durchgeführten Sondierung ergaben zwar in zahlreichen

Detailfragen noch Forschungsbedarf (siehe weiter unten, Kapitel 4.2), die Frage nach der

grundsätzlichen Machbarkeit eines Speicherbauwerks der gegenständlichen Dimension ist jedoch klar

positiv zu beantworten.

Aus der Zusammenfassung der wesentlichen Vor- und Nachteile der untersuchten, möglichen

Bauformen eines Großwärmespeichers in Tabelle 11 ergibt sich eine klare Präferenz der sog.

kombinierten Bauform, bestehend aus einem unterirdischen Bauteil (Erdbecken oder Schacht) und

einem oberirdischen Bauteil.


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Tabelle 11: Zusammenfassung der Vor- und Nachteile aller untersuchten GWS-Bauformen

Thema Bewertung

zylindrische Tankspeicheranlage

Bauwerksspeicher Erdbeckenspeicher

(Stahlbeton)

kombinierte Bauform

Stand der Technik + – + +

Wärmeverluste – + + +

Nebenbauwerke – + + +

Flächenbedarf + + – +

Bauzeit + + – +

Kosten – – + +

In der Abbildung 71 werden die wesentlichen bautechnischen Randbedingungen eines 2 Mio. m²

Großwärmespeichers in kombinierter Bauform, unter Berücksichtigung der geologisch-geotechnischen

Standortfaktoren für den Raum Linz, gegenübergestellt.

Bauart kombinierte Bauform

Bauwerksspeicher eingegraben Erdbecken mit Stützmauer

Schemaskizze

mind. erforderliche Grundstücksgröße

50.100 m² = 5 ha

+ Nachbarschaftsrechte für Anker 95.800 m² = 9,6 ha

Wandfläche erdberührend 80.000 m² 78.500 m²

Fläche Schwimmdeckel 200 x 200 m = 40.000 m² 250 x 250 m = 62.500 m²

rechnerischer Wärme- verlust (U = 0,1 W·m

-2K

-1)

8,41 GWh 9,88 GWh

Volumen Erdaushub 1.680.000 m³ 1.375.000 m³

mittlere Baukosten € 70 Mio. € 50 Mio.

Abbildung 71: Maßgebende bautechnische Randbedingungen für einen Linzer Großwärmespeicher in Kombinationsbauform (Speicherkubatur 2 Mio. m³, Wasserspiegelhöhe über Gelände: 10 m).

Als Ergebnis der Vorstudie wird empfohlen, für die weiterführenden (Machbarkeits-) Untersuchungen die

in Kapitel 2.4.5 beschriebene Kombinationsbauform weiter zu verfolgt. Es sind zwei Möglichkeiten für die

Ausführung des unterirdischen Bauteils (Schacht oder Erdbecken) vorhanden, welche jeweils über

spezifische Vor- und Nachteile verfügen. In Abhängigkeit von den standortbezogenen Rahmen-

bedingungen (nicht nur Platzbedarf und Untergrundverhältnisse, sondern auch z.B. rechtliche,

Nachbarschafts- und Umweltaspekte zu berücksichtigen) kann erst durch eine vertieften

Machbarkeitsuntersuchung die Entscheidung für/gegen eine der beiden Varianten erarbeitet werden.


Seite 98 von 164

3.1.2 Apparate und Verfahrenskonzept

Für diese Vorstudie wird als Basisgröße ein 80 GWh-Speicher gewählt. Damit kann Wärme aus den

RHKW und BHKW zu fast 80% genutzt werden, was eine Verdoppelung gegenüber heute bedeuten

würde.

Nachfolgend sind die Dimensionen skizziert für einen Speicher, in dem 80 GWh Wärmeenergie

gespeichert und wieder entnommen werden kann. Speichermedium ist Wasser, das Wasser-Volumen

über 1,8 Mio. m3. Das Volumen errechnet sich dabei aus den vorgegebenen Vor- und Rücklauf-

temperaturen mit der zu speichernden Wärmeenergie.

Speicherkapazität 80 GWh

Temperatur unten 60 °C

Temperatur oben 98 °C

cp = Spez. Wärmekapazität 4,2 MJ/m3K

Speichervolumen 1.804.511 m3

Höhe des Speichers 50 m

Durchmesser des Speichers 214 m

In Abbildung 72 ist schematisch und vereinfacht die KW-Konzeption mit den Wärmepumpen und den

Wärmeleistungen gezeigt. Bestehend sind BHKW und RHKW und der Spitzenspeicher. Betrachtet

werden in dieser Vorstudie der Großwärmespeicher mit den beiden Großwärmepumpen, die sich in dem

grün umrandeten Feld befinden.

Abbildung 72: Grundfließbild mit schematischer Konzeption der Fernwärmeerzeugung in Kombination mit Speicher und Wärmepumpen.

RHKW Groß-WP-R

54 MWtherm

18 MW elektr.

40 MW therm

40 MWtherm

Großwärmespeicher

Linz AG Spitzen

GUD L1 A/B ohne DT Kapazität: 80 GWh/a Speicher

110 MW therm 110 MWtherm Umlauf max: 2930 m3/h 250 MW FW-Netz: Verbraucher

110 MW therm Speichervolumen 1,8 E06 m3 therm

Ladetemperatur: 98 °C 24 h

Rücklauftemp. 60 °C

Rücklauf min: 55 °C

21 MWtherm

BHKW Groß-WP-B

21 MW therm

8,9 MW elektr. 31 MWtherm

Quell e

Wär me

aus

2 ,4 m3/s zur Donau

Grundwasserbewirtsch aftung


Seite 99 von 164

Pumpwerke

1,75 m3/s

aus der Grundwasserbewirtschaftung

In Abbildung 73 ist ein einfaches Verfahrensfließbild für das RHKW mit angekoppelter Wärmepumpe

und den Massen- und Energieströmen zu sehen. Die thermische Leistung des RHKW mit angekoppelter

Wärmepumpe, die mit der im KWK-Betrieb erzeugten elektrischen Energie angetrieben wird, wäre

94 MWthermisch.

Abbildung 73: Reststoffheizkraftwerk mit angekoppelten Wärmepumpen und angeschlossenem Speicher.

In Abbildung 74 ist das analoge Verfahrensfließbild für das BHKW mit wiederum angeschlossener

Wärmepumpe zu ersehen.

Zusammen liefern das BHKW und das RHKW mit angeschlossenen Wärmepumpen unter der Annahme

eines COPs von 3 zusammen 142 MWthermisch, was als Grundlast für die Wärmeversorgung und

Speicherung der Überschussenergie im Wärmespeicher zu verwenden wäre. Derzeit liegt der Beitrag

zur Wärmeenergieaufbringung für die FW der LAG auf Basis regenerierbarer Brennstoffe bei 40%, wie

auch bereits weiter oben mit der Abbildung 16 beschrieben wurde.

Gehen wir davon aus, dass Biomasse- und Reststoff-HKW im KWK Betrieb gefahren wurden, so

müssten in diesem Fall die übrigen 650 GWhthermisch mit Erdgas produziert werden. Diese Zahlen sind

aus Jahresmittelwerten berechnet und die thermischen Leistungen, die über die Sommermonate

anfallen, wurden bei dieser Rechnung mit einbezogen, was natürlich nicht korrekt ist, da derzeit noch

keine Möglichkeit besteht, Wärmemengen, die über den Sommer anfallende Wärme für die

Wintermonate zu speichern bzw. zu bevorraten.

130 °C

40

MWtherm 98 °C DN1000 S-VL-1

RHKW

Linz-Mitte

18

MWelektr 2WP

G M 94 MWtherm W1 W2

Reststoffe

Kessel

DN1000 S-VL-2

S-RL

P1 P2

P3

Fernwärmeleitungen FW-VL

P4

Donau

FW-RL


Seite 100 von 164

Pumpwerke

0,55 m3/s

aus der Grundwasserbewirtschaftung

Abbildung 74: Biomasseheizkraftwerk mit angekoppelten Wärmepumpen und angeschlossenem Speicher.

Die Wärmepumpen sind aufgrund der größeren Anzahl von Schnittstellen mit dem jeweiligen Kraftwerk

unmittelbar im Kraftwerksbereich einzurichten. Die elektrische Leistung des Kraftwerkes wird an die

Wärmepumpen weitergegeben. Die Regelung der Wärmepumpe erfolgt über die vorgegeben

Temperatur-Sollwerte die auf die Förderpumpen des Wasserstroms der Wärmequelle und ebenso auf

jener des Wasserstroms für die Fernwärmebeheizung bzw. für die Speicherladung wirkt. Der

Großwärmespeicher wird auf eine Temperatur von 98°C beheizt. Die Fernwärmevorlauftemperatur

beträgt im Winterbetrieb 130°C und im Sommerbetrieb 100°C. Die Anhebung der Vorlauftemperatur zur

Fernwärmeversorgung im Winter wird über den Überhitzer der Kraftwerke erreicht.

Der Speicher ist mit zwei Vorlaufleitung und einer Rücklaufleitung mit dem Kraftwerk Linz-Mitte

verbunden. Diese Leitungen sind mit einem Nenndurchmesser von 1 m (DN 1000) vorgesehen, um

Strömungsgeschwindigkeiten bei den Lade- und Entladeprozessen von unter 2 m/s sicher zu stellen. Die

Pumpen 1 und 2 sind die Wärme-Lade- und Entladepumpen. Das Speicherwasser ist über die

Wärmeübertrager W1 und W2 vom Fernwärmenetzwasser getrennt. Damit sind nicht die hohen

Anforderungen des Fernwärmenetzwassers auf das Wasserspeichervolumen von 2 Mio. m3 zu

übertragen. Als Speicherwasser kann somit ein durch Filtration aufbereitetes Grund- oder Flusswasser

verwendet werden, so wie dieses üblicherweise als Fabrikwasser für Kühlzwecke eingesetzt wird.

In Abbildung 18 (Seite 32) werden diese Wärmetransportleistungen zum und vom Speicher für den

Monat Februar gezeigt, wobei schon darauf hingewiesen wurde, dass sich hierbei als höchste

Wärmeentnahmeleistung eine Größe von ca. 250 MW zeigt. Für die maximale Wärmebeladung des

130 °C

21

MWtherm

BHKW

Linz-Mitte

8,9

MWelektr

G

98 °C DN1000 S-VL-1

WP

M 52 MW therm W1 W2

Biomasse

Kessel

DN1000 S-VL-2

S-RL

P1 P2

P5

Donau

P4

FW-RL

Fernwärmeleitungen FW-VL


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Speichers ergeben sich auf Basis der Daten von 2012 Leistungen bis zu 180 MW, die bei der

Speicherladung im Spätherbst gegen Ende Oktober berechnen lassen und die erforderlich sind, damit

gegen Jahresende ein vollständig aufgeladener Speicher für die extremen Kälteperioden im Januar und

Februar verfügbar ist.

Abbildung 73 und Abbildung 74 zeigen in einem groben Verfahrensfließbild die apparative Ausrüstungen

und Ergänzungen für den Betrieb der Wärmepumpen in Verbindung mit dem Großwärmespeicher.

In Abbildung 75 ist eine Ansicht einer Wärmepumpe mit einer Wärmeleistung von knapp 22 MW zu

sehen. Die Abmessungen dieser Großwärmepumpe betragen 12,8 m Länge, 8,1 m Breite und 6,2 m

Höhe. Diese Wärmepumpen haben wir für die Gestaltung des Verfahrens beispielhaft verwendet, da

diese Pumpe bereits seit einigen Jahren in Norwegen, Schweden und Finnland erfolgreich in

Fernwärmeanwendungen betrieben wird. Die WP wird in der Schweiz von der Firma Friotherm

angeboten und hat eine Lieferzeit von Bestellung bis zur Inbetriebnahme von 18 Monaten.

Abbildung 75: Wärmepumpeneinheit (WP) Friotherm Unitop Typ 50FY.

3.1.3 Mögliche Speicherstandorte in Linz

Aufgrund der Vorauswahl und den detaillierten Standortbeschreibungen konnten die einzelnen Standorte

in einer Standort-Matrix nach den maßgeblichen Standortkriterien und den dazu definierten

Bewertungsschlüssel gewichtet und auch gereiht werden. Für die maßgeblichen Standortkriterien (7

Themengruppen mit 26 Einzelkriterien) wurde ein darauf abgestimmter Bewertungsschlüssel erstellt.

Während der Bewertungsschlüssel für die meisten Kriterien im besten Fall mit maximal 6 Punkten in die

Bewertung eingeht, wurde das ökonomisch sehr wichtige Kriterium der zentralen Netzanbindung (Nähe

zum Fernheizwerk Linz Mitte) mit einer höheren Gewichtung berücksichtigt (max. Punkteanzahl 14).


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Bewertungsschlüssel:

Flächenverfügbarkeit: 1 = verbaut; 6 = unverbaut;

Anrainer-Konfliktpotential: 1 = keine Anrainer; 2 = einzelne Anrainer; 3 = geringe Anzahl;

... 6 = hohe Anzahl von Anrainern

Netzanbindung / Zuleitungslänge zum FHW Mitte: 1 = >10 km; 14 = <50m

Raumordnung-Schutzflächen: 1 = innerhalb; 6 = weit außerhalb

Hydrogeologie:

o Grundwasserführung: 1 = sehr starke GW-Führung; 6 = keine bis geringe GW-Führung

o Art der GW-Führung: 1 = gespannte GW (>Q); 6 = freies GW (<Q)

o Wasserrechte: 1 = zahlreiche Wasserrechte im Umfeld;

6 = keine Wasserrechte im Umfeld

o Wasserhaltung: 1 = schwierige Bedingungen; 6 = problemlose Wasserhaltung

Geologie – Geotechnik:

o Bohraufschlussdaten: 1 = keine Bohraufschlüsse vorhanden, geringe Informationsdichte;

6 = tiefreichende Bohraufschlüsse am Standort vorhanden

o Untergrundstabilität: 1 = hohes Risiko; 6 = kein Risiko

o Untergrundhomogenität: 1 = sehr homogener Boden; 6 = sehr inhomogener Bodenaufbau;

o Rutschgefährdung: 1 = hohe Rutschgefährdung; 6 = geringe Rutschgefährdung

o Grundbruchgefährdung: 1 = hohe Grundbruchgefährdung; 6 = keine Grundbruchgefährdung

o Setzungsrisiko: 1 = kein Setzungsrisiko; 6 = hohes Setzungsrisiko

o Seismizität: 1 = erhöhte Seismizität, 6 = kein seismisches Risiko


o Massenausgleich: 1 = kein Massenausgleich möglich;

6 = Massenausgleich vor Ort möglich

Aufgrund der klaren Punkte-Reihung (siehe Anhang 6.2) konnten folgende 4 Standorte mit einer

überdurchschnittlich hohen Bewertung (höchste Punkteanzahl) für die weitere Standortauswahl

herausgefiltert werden.

1. Forst Schiltenberg (138 Punkte)

2. Petrinum (127 Punkte)

3. Fischdorf (113 Punkte)

4. Prinz-Eugen-Str. – FHW Mitte – Cineplex (107 Punkte)

Der Standort Forst Schiltenberg (Nr. 9) erweist sich aus vielen Gründen als gute Standortmöglichkeit.

Einziger Nachteil dieses Standortes ist die etwas periphere Lage, die deshalb eine deutlich weitere Zu-

und Ableitungslänge erfordert.

Der Standort Petrinum (Nr. 20) wäre aus geologisch-hydrogeologischer Sicht wegen des kristallinen

Untergrundes zweifellos als günstiger Standort zu klassifizieren. Der erhebliche Nachteil dieses


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Standortes ergibt sich aus der Lage im Siedlungsumfeld bzw. im Naherholungsbereich der nördlichen

Stadtgebiete am Pöstlingberg.

Der Standort Prinz-Eugen-Str.-FHW Mitte–Cineplex (Nr. 1) wäre aufgrund der Nähe zum bestehenden

Fernheizwerk Linz Mitte einbindungstechnisch als Standort äußerst gut geeignet, die geologisch-

hydrogeologische Eignung ist aber vorerst sehr fraglich, da an diesem Standort noch abzuklären sein

wird, ob hier im Untergrund die Linzer Sande einer Errichtung eines GWS entgegenstehen.

Um diese Vor- und Nachteile der Standorte zu präzisieren sind vertiefende Untersuchungen erforderlich.

Bewilligungstechnisch ist bei einem Bauvorhaben diese Größenordnung in jedem Fall ein Umwelt-

verträglichkeitsprüfungsverfahren (UVP-Verfahren) notwendig. Dabei werden alle umweltrelevanten

Faktoren und die einzelnen Schutzgüter (Boden, Wasser, Luft, Lärm, etc.) einer eingehenden Analyse

und gutachterlichen Prüfung unterworfen.

Die widmungstechnischen Aspekte sind in einem amtlichen Verfahren abzuklären. Vorgespräche

darüber wurden bereits mit den zuständigen Verantwortlichen der Stadt Linz, dem Direktor für

Stadtentwicklung, Herrn Direktor DI Gunter Amesberger geführt. Danach sind für ein derartiges Projekt

in jedem Fall Sondergebietswidmungen erforderlich, die durch entsprechende Sachverständigen-

Gutachten zu untermauern sind.

Hinsichtlich der Betriebsgenehmigungen wurde seitens des Anlagen- und Bauamtes ein IPPC-Anlage-

Verfahren gefordert.

Zuständigkeiten:

Stadtentwicklung:

4041 Linz, Hauptstr. 1-5 (Leitung: Direktor DI Gunter Amesberger MAS, MSc)

Anlagen- U. Bauamt:

4041 Linz, Hauptstr. 1-5 (Leitung: Mag.Karl Ludwig)


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2.000.000 m³

Bauart kombinierte Bauform Erdbecken Bauwerksspeicher Tankspeicheranlage

3.2 Wirtschaftlichkeitsbetrachtung

3.2.1 Herstellungskosten

3.2.1.1 Baukosten

Die Schätzung der Baukosten eines 2 Mio. m³-Speichers in den beschriebenen Bauformen (siehe

Kapitel 2.4.2 bis 2.4.5) erfolgte auf Basis der drei maßgeblichen geologischen Standortmodelle (Kapitel

2.3.4). Die Angaben werden getrennt nach den Anteilen angegeben für:

Baustelleneinrichtung

Aushub- und Erdarbeiten

Spezialtiefbauarbeiten

Beton- und Stahlbetonbau

Speicherauskleidung (Wärmedämmung, Abdichtung) und Schwimmdeckel bzw. Stahlbau

(einschl. Wärmedämmung)

Die ausführlichen Massen- und Kostenermittlungen sind in Anhang 6.3 dem Endbericht angeschlossen.

Für die abgeschätzten Baukosten im Rahmen der vorliegenden Sondierung ergeben sich, unter

Berücksichtigung der geplanten allseitigen Wärmedämmung, für die unterschiedlichen Bauformen die

Vergleichszahlen gemäß Abbildung 76.

Baukosten € 67.524.170 € 65.874.572 € 79.620.225 € 143.747.456

Baustelleneinrichtung € 6.138.561 € 5.988.597 € 7.238.202 € 4.227.456

Aushub - Erdarbeiten € 13.236.260 € 13.050.768 € 13.848.239 € 0

Spezialtiefbau € 3.584.136 € 3.615.348 € 11.976.000 € 0

Beton-, Stahlbetonarbeiten € 13.523.776 € 10.387.644 € 20.677.784 € 14.520.000

Wärmedämmung und Abdichtung € 31.041.437 € 32.832.214 € 25.880.000 € 0

Stahlbau einschl. Wärmedämmung

€ 0

€ 0

€ 0

€ 125.000.000

Vergleichszahl 34 €/m³ 33 €/m³ 40 €/m³ 72 €/m³

Abbildung 76: Ergebnisse der Kostenschätzung für die Errichtung eines Großwärmespeichers in Linz (Speichervolumen 2 Mio. m²) in Abhängigkeit von der Bauform.

Wie auch Abbildung 77 darstellt, ist die Tankspeicheranlage (siehe Abschnitt 2.4.2) mit Abstand die

teuerste Bauform, während sich die geschätzten Baukosten der anderen untersuchten Bauformen in

einem Bereich zwischen rd. 68 Mio. € und 80 Mio. € bewegen.


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Abbildung 77: Gegenüberstellung der geschätzten Baukosten für die Errichtung eines 2 Mio. m³-Speichers in Abhängigkeit von der Bauform.

Die auf das Speichervolumen bezogenen Kosten für die Errichtung des 203.000 m³ großen Erdbecken-

speichers in Vojens (DK) werden mit 23,5 €/m³ angegeben, exklusive Kosten für Pumpengebäude9).

Damit eine Vergleichbarkeit der geschätzten Kosten für den Linzer Großwärmespeicher mit dem

Erdbeckenwärmespeicher in Vojens (keine Wärmedämmung) möglich ist, werden die Schätzkosten der

Wärmedämmung für den projektgegenständlichen GWS gleich Null gesetzt. Dadurch ergeben sich

folgende Vergleichszahlen für die reinen Rohbauarbeiten (inkl. Abdichtung):

kombinierte Bauform (ohne Wärmedämmung) 18 €/m³

Erdbeckenspeicher (ohne Wärmedämmung) 17 €/m³

Stahlbeton-Bauwerksspeicher (ohne Wärmedämmung) 27 €/m³

Der Erdbeckenspeicher und die kombinierte Bauform des GWS Linz werden demnach gegenüber dem

Wärmespeicher in Vojens deutlich kostengünstiger eingeschätzt. Dies lässt sich durch den Größenfaktor

erklären (die Kosten pro Kubikmeter Speichervolumen nehmen mit Steigendem Volumen ab). Der

Stahlbeton-Bauwerksspeicher liegt hingegen deutlich teurer als eine Erdbeckenausbildung.

9) http://www.aktivregion-shs.de/fileadmin/download/Entwicklungsstrategie_2014/Waermewende/Waermewende-

Info_15_Vojens_end.pdf (abgerufen 26.03.2015)

http://www.aktivregion-shs.de/fileadmin/download/Entwicklungsstrategie_2014/Waermewende/Waermewende-Info_15_Vojens_end.pdf




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3.2.1.2 Kosten der maschinellen Ausrüstung

Das Ziel eines Wärmespeichers ist, wie schon weiter ober herausgestellt, darin zu sehen, verfügbare

Wärmeenergie während des Jahres einzusammeln und diese in den Wintermonaten für die

Fernwärmebetrieb abzugeben, um den fossilen Brennstoffbedarf für die Wärmeproduktion zu

reduzieren. Im besten Fall sollte also mit einem Speicher genügend Wärme für die Wintermonate

bevorratet werden, um in der Zeit mit wesentlich höherem FW-Bedarf zusammen mit der vorhandenen

Überschusswärme ohne jeden fossilen Zusatzbrennstoffe auszukommen. Die Überschusswärme kann

dafür aus Anlagen kommen, die Hochenthalpiewärme ungenutzt im Sommer oder auch teilweise im

Winter auskoppeln müssen. Ebenso können aber auch Niedrigenthalpiewärmequellen genutzt werden,

die dann mittels Wärmepumpen die Wärmeströme auf das erforderliche Temperaturniveau zur

Aufladung des Speichers bzw. zur Lieferung in die Fernwärmenetze anheben lassen.

Gehen wir davon aus, dass ungenutzte Wärmequellen bei niedrigen Temperaturen, so wie sie z.B. in

öffentliche Gewässer abgegeben werden, keine direkten Kosten verursachen, sondern nur jene Kosten

zu tragen sind, die eben bei ihrer Nutzung aus den Anlagen- und über die Betriebskosten entstehen. Im

Rahmen dieser Wirtschaftlichkeitsstudie sind hierin nun ausschließlich Kosten eingeschlossen, die die

apparative Ausstattung und den Betrieb betreffen. Die Wärmeenergie aus den Grundwässern wird

kostenneutral behandelt und es werden nur jene Kosten berücksichtigt, die für die Gewinnung der

Wärme für die Speicherladung und die Fernwärmeaufbringung erforderlich sind. Grundwasser im

Raume der Stadt Linz muss zur Aufrechterhaltung des Grundwasserspiegels über die entlang der Donau

errichteten Dichtwände gepumpt werden. Das Wasser, das mittels der Pumpwerke zur

Grundwasserhaltung abgezogen wird, wird in diesem Verfahrenskonzept als Wärmequelle genutzt und

dazu über Wärmeübertrager geführt, die über Wärmepumpen die Wärme für Fernwärme oder

Speicherung gewinnen lassen.

In Tabelle 12 sind gemäß der Grund- und Verfahrensfließbilder die Kosten für die dafür erforderlichen

Speicherinnenverrohrung, Lade- und Entnahmepumpen, Wärmepumpen, Apparate, Montagen,

Installationen, Feldgeräte, PLS-Erweiterungen und anderes mehr geschätzt und aufgelistet. Gesamthaft

ergibt sich dabei ein Kostenbetrag von € 55 Mio. Die Kostengenauigkeit kann hierbei mit ± 30%

angegeben werden, womit sich die Kosten für die verfahrenstechnischen Einrichtungen im Bereich

zwischen € 40 Mio und € 70 Mio belaufen werden.


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Tabelle 12: Kostenschätzung für Apparate, Einrichtungen, Montage und Installation

Pos. Zahl Investment Anlagen Einzelpreis € Positionspreis €

1 4 Wärmepumpe Friotherm 5.980.000 23.920.000

2 4 Montage WP Friotherm 280.000 1.120.000

3 6 Groß-WÜT-20 MW-RHKW 230.000 1.380.000

4 8 SPY-KSB 5000 m3/h 50.000 400.000

5 4 km Grundwasserleitungen 500.000 2.000.000

6 10 km FW-Leitungen 1.000.000 10.000.000

7 20 Armaturen, Ventile 30.000 600.000

8 1 Speicher-Innenverrohrung 2.500.000 2.500.000

9 1 PLS, Feldgeräte und Ergänzungen. 1.500.000 1.500.000

10 1 Elektro, FU´s, 2.000.000 2.000.000

11 1 Erstfüllung und Beheizung 1.400.000 1.400.000

12 1 Projekterichtung, Behörden, Gutachten 2.000.000 2.000.000

13 1 Betriebslabor, Ersatzteile 800.000 800.000

14 1 Unvorhersehbares 10% 5.000.000 5.000.000

54.620.000

3.2.2 Weitere einmalige Kosten

Die Gesamtinvestitionskosten setzen sich aus den Speicherkosten und Apparatekosten (gemäß

Abschnitt 3.2.1.2) zusammen. Zusätzlich zu den in Abschnitt 3.2.1.1 behandelten Baukosten für den

GWS, werden im Rahmen der Herstellungskosten noch einmalige Kosten für die erstmalige

Speicherbefüllung bzw. die erstmalige Aufheizung des Speicherinhalts von € 3,0 Mio abgeschätzt. Diese

fallen unabhängig vom Standort und von der Bauform des Speichers an und wurden in der nachfolgend

behandelten Tabelle 13 bei den Investitionskosten („Kosten Speicher“ = Baukosten + einmalige Kosten

für die Befüllung) berücksichtigt.

Allfällige Kosten für einen Grundstücksankauf am Speicherstandort wurden in der gegenständlichen

Kostenschätzung nicht berücksichtigt.

3.2.3 Zusammenfassung der Wirtschaftlichkeit des GWS Linz

Die laufenden Betriebskosten setzen sich aus der erforderlichen Betriebsenergie, den Personalkosten

und den Wartungs- und Instandhaltungskosten zusammen (siehe Tabelle 13).

In Tabelle 13 ist eine Betriebskostenkalkulation dargestellt, die die Wärmeherstellungskosten

(Einstandspreis für die Fernwärme) im Vergleich mit der Situation wie sie bei der heutigen Fernwärme-

aufbringung besteht zeigt. Wird Erdgas, das heute für die Erzeugung der Fernwärme über die

vorhandene Grundlastwärme hinaus erforderlich ist, reduziert, so weist dies ein relativ großes

Einsparungspotenzial auf. Aufgrund der Daten wiederum vom Jahr 2012 wären dies 920 GWh, die für

die Fernwärme mit fossilen Brennstoffen (Erdgas) eingesetzt wurden. Berechnen wir den Erdgasbedarf,

der mit einem 80 GWh Großwärmespeicher noch erforderlich ist, so erhält man einen Bedarf von

321 GWh Erdgas. Gehen wir hier von einem Gaspreis von 25 €/MWh (Industriepreiserhebung Gas Juli

2014: E-Control) aus, so würde eine 65% Reduktion des Erdgasverbrauches für die Fernwärme-


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produktion eine Einsparung von ca. 15 Mio € erbringen. Diese Einsparung in dieser Größenordnung

zeigt sich als starkes Argument für eine sehr zweckmäßige Realisierung. Mit einer derartigen

Maßnahme resultieren dazu noch Vorteile mit der einhergehenden bedeutenden CO2-Emissions-

reduktion und nicht zu übersehen ist auch dabei die Möglichkeit, eine weitgehende Unabhängigkeit der

Stadt Linz von Erdgas zu erreichen.

Neben dem reinen Einsparungseffekt an Erdgas lässt sich eine CO2-Emissionsreduzierung für die Stadt

Linz erzielen und nicht zuletzt ist auch dieser Umstand energiepolitisch in einer Stadt wie Linz

bedeutungsvoll. Anstatt fossile Brennstoffe für die Aufbringung der Fernwärme einzusetzen wird mit

diesem Verfahrenskonzept Wärmeenergie aus Abwärmequellen der Stadt zurück zu gewonnen.

Zwei Drittel des heutigen Erdgasverbrauches könnten so mit einem Großwärmespeicher eingespart

werden. Die damit erzielbare CO2-Emissionsreduzierung beläuft sich dabei auf über 270.000 t CO2/Jahr.

Ein weiterer Kostenbeitrag würde sich aus dem Erlöse aus dem Handel mit Emissions-Zertifikaten noch

ergeben. Der Kurs liegt heute bei USD $ 7,00, was hier einen Erlös von 1,8 Mio € erbringen würde (bei

USD/EUR = 1).

Die kalkulatorische Abschreibung für Speicher und Apparatetechnik wurde mit € 9,33 Mio veranschlagt.

Die potentiellen Einsparungen und Erlöse belaufen sich auf knapp € 20 Mio, die Betriebskosten auf ca.

€ 3 Mio bei einer Investition von € 150 Mio, woraus sich ein Payback von ca. 9 Jahren ergeben würde.

Nicht enthalten in den Betriebskosten sind die Kosten für das BHKW und das RHKW. Sollen diese

mitbetrachtet werden, müssten ebenso die Erlöse aus der Fernwärme mit einbezogen werden, die

anteilig auch für den Betrieb der beiden KW heute verwendet werden.

Die Gesamtsicht zu dieser Kalkulation lässt die Opportunität klar erkennen, ein solches Projekt aufgrund

seiner Wirtschaftlichkeit und seiner ökologischen Wertigkeit unmittelbar für eine weitere Bearbeitung

vorzusehen. Bei diesen Größenordnung ist jeder Monat, den man durch Warten auf weitere Argumente

verbringt, ein verlorene Zeit, betrachtet man – neben den sich bietenden Einsparungen – das hohe

Reduktionspotenzial an fossilen Brennstoffen sowie seine umweltpolitische Tragweite für die Stadt Linz.

Das Projekt beinhaltet nicht nur hohes Einsparungspotenzial für nicht erneuerbare Rohstoffe sondern

auch einen ebenso hohen Vorbildcharakter für viele andere Städte mit ähnlichen Herausforderungen.


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Tabelle 13: Wirtschaftlichkeitsbetrachtung inkl. Kapitaldienst und Abschreibungen

Grundlagen:

Kosten Gas

CO 2 Reduk tion

Kosten CO 2 Zertifikat

Kapitalkosten

Energiekosten

25 €/MWh

450 t CO2/GWh

7 €/t CO2

3%

0,14 €/k Wh

25.000 €/GWh

EINSPARUNG ENERGIE ohne Speicher mit Speicher

erforderliche Wärmemenge für

FW aus fossilen Brennstoffen 690 GWh 241 GWh

Wirkungsgrad 75 % erbibt

folgende fossile Energiemenge

zur Produktion der Wärme

920 GWh

321 GWh

Kosten für Gas zur Erzeugung

der fosslilen Energiemenge pro

Jahr

€ 23.000.000

€ 8.033.333

Reduktion in Prozent 65%

Einsparungen pro Jahr 14.966.667 €/a 14.966.667 €/a

EINSPARUNG KRAFTWERKSBETRIEB 3.000.000 €/a

EINSPARUNGEN CO2 Enegiemenge t CO2

Einsparung pro Jahr 599 GWh/a 269.400 t CO2/a

eingesparte Kosten pro Jahr 1.885.800 €/a 1.885.800 €/a

INVESTITIONSKOSTEN Kosten Speicher Kosten Apparate

€ 95.000.000 € 54.620.000

Gesamtkosten Herstellung € 149.620.000

30 Jahre Abschreibungsdauer 3.166.667 €/a

15 Jahre Abschreibungsdauer 3.641.333 €/a

Abschreibung + Zins / Mo -€ 400.523,83 -€ 377.195,69

Abschreibung + Zins / Jahr -4.806.286 €/a -4.526.348 €/a -9.332.634 €/a

BETRIEBSKOSTEN

Betriebsenergie / Pumpenbetrieb 700 kW 8.760 h -840.084 €/a

Personalkosten 6 MM -480.000 €/a

Wartung Instandhaltung 1% von Herstellkosten -1.496.200 €/a

GESAMTEINSPARUNGEN GEGENÜBER HEUTE PRO JAHR 7.703.548 €/a

AMORTISATIONSZEIT in Jahren 8,8 a


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4 Ausblick und Empfehlungen für die weiterführende Machbarkeitsstudie

Sämtliche bisher umgesetzten Fernwärme-Speicherbauwerke unterscheiden sich im Wesentlichen in

ihrer Größe und z.T. auch in ihrem Temperaturniveau von der ggst. Projektidee. Es existieren daher

bislang keine praktischen oder theoretischen Erfahrungen über Errichtung bzw. Betrieb eines

Heißwasserspeichers der genannten Größenordnung. Aus diesem Grund ist die Machbarkeit des

Großwärmespeichers, hinsichtlich seiner technischen, wirtschaftlichen und gesellschaftlichen bzw.

ökologischen Machbarkeit vertiefend zu untersuchen. Die genannten Machbarkeitsaspekte stehen

auch untereinander in Abhängigkeit, was in nachfolgender Abbildung 78 skizziert ist.

Abbildung 78: Fragestellungen der vertieften Machbarkeitsuntersuchung des Großwärmespeichers und Andeutung der Abhängigkeiten.

Die Komplexität der technischen Fragestellungen macht es erforderlich, die Untersuchung der

technischen Machbarkeitsaspekte in mehrere Fachgebiete aufzuteilen. Die Untersuchung der wirtschaft-

lichen und der gesellschaftlichen Machbarkeit muss auf die Ergebnisse der technischen Detailfrage-

stellungen aufbauen bzw. mit diesen intensiv abgestimmt sein.

Die in einer weiterführenden Machbarkeitsstudie zu untersuchenden inhaltlichen Aspekte werden in den

nachfolgenden Kapiteln 4.1 bis 4.5 ausgeführt. In Abschnitt 4.5 wird schließlich das vorsondierte

Konsortium vorgestellt, welches für die Bearbeitung der Fragestellungen herangezogen werden kann.


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4.1 Verfahrenstechnische Themen

4.1.1 Thermodynamik

Die Erkenntnisse aus den Materialuntersuchungen, den konstruktiven Anforderungen und den

Anforderungen zufolge Geologie und Tiefbau sind für eine Speichermodellierung zusammenzuführen,

um in weiterer Folge die Gesamtwärmeverluste und den Speichernutzungsgrad zu ermitteln.

Die prognostizierten Wärmeverluste über die Speicheroberfläche sind von maßgeblicher Bedeutung für

die Gesamtsystemeffizienz und damit für die Wirtschaftlichkeit. Bei der Ermittlung der möglichen

Wärmeverluste sind, neben dem Speicherdesign, der Speicherbauform und den (hydro-)geologischen

Verhältnissen, auch die Einsatzgrenzen der jeweiligen Wandmaterialien zu berücksichtigen. Aus diesem

Grund wird es notwendig, ein eigenes Engineering Tool zu entwickeln, das die Beurteilung folgender

Einflussfaktoren ermöglicht:

Einfluss der Wahl des Dämmstoffs auf die Konstruktion des Wärmespeichers

Einfluss der Konstruktion des Wärmespeichers auf die Wahl des Dämmstoffs bzw.

Dämmstoffsystems

Berücksichtigung von Wärmetransport im Erdreich durch Wärmeleitung und Konvektion

4.1.2 Thermohydraulik

Die Temperaturschichtung (Stratifikation) ist eine wesentliche Eigenschaft von sensiblen Warmwasser-

speichern. Die Aufrechterhaltung hoher Temperaturdifferenzen zwischen den Be- und Entladestellen des

Speichers wirkt sich unmittelbar auf die Leistungszahl der angeschlossenen Wärmepumpe aus.

Außerdem wirkt Stratifikation dem Entstehen von natürlichen Konvektionsströmungen in Heißwasser-

speichern entgegen. Sowohl das Entstehen von Fallströmungen an der Speicherwand als Folge des

dortigen Wärmeverlusts, als auch das Entstehen von Bénard-Konvektion unterhalb des Speicherdeckels

kann durch thermische Schichtung stark abgeschwächt bzw. verhindert werden. Eine möglichst

verwirbelungsfreie Be- und Entladung des Speichers ist erforderlich, um die Stratifikation im

Speicherbetrieb aufrecht zu erhalten. Für die bisher realisierten Speichergrößen sind entsprechende

Systeme bereits entwickelt (z.B. System Hedbäck, vgl. [24]) bzw. ausführlich durch analytische

Berechnungen und numerische Simulationen (vgl. z.B. [20]) untersucht worden. Die bestehenden

Systeme und Erkenntnisse aus dem Kleinspeicherbereich sind für einen Großspeicher zu adaptieren.

Wegen der zum Kleinspeicher unterschiedlichen räumlichen Dimensionen (Oberflächen-zu-Volumen-

Verhältnis), der wesentlich höheren Massenströme bei Be- und Entladung, etc. müssen dazu analytische

Abschätzungsrechnung und numerische Simulationen durchgeführt werden.

4.1.3 Apparative Ausstattung

Die Projektidee ist geprägt von dem innovativen Gedanken, unterschiedliche Wärmequellen für die

Fernwärmeversorgung nutzbar zu machen. Dazu ist nicht nur ein großes Speicherbauwerk erforderlich,

sondern es muss auch die entsprechende apparative Ausstattung für die erforderlichen Wärmemengen

und das erforderliche Temperaturniveau entwickelt werden. Ebenso sind dazu die möglichen

Kopplungsvarianten der nicht-fossilen KW mit dem Wärmepumpenbetrieb zu untersuchen, um mit einer


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möglichst kleinen Großwärmespeicherkapazität die Wärmeleistungsschwankungen im Jahresverlauf, die

am Beispiel Linz, je nach Außentemperatur, zwischen 50 und 500 MW betragen, ausgleichen und die

erforderliche Wärme dem Fernwärmenetz zur Verfügung stellen zu können.

4.1.4 Verfahrenskonzepte und Systemverhalten

Für das vorliegende Konzept der Integration eines Großwärmespeichers in ein bestehendes

Fernwärmenetz muss ein individuelles Verfahrenskonzept ausgearbeitet werden, welches Flexibilität

hinsichtlich Wärmequellen und Temperaturniveau ermöglicht. Damit kann eine Kopplung von Strom und

Wärme gewährleistet werden.

Dieses Verfahrenskonzept ist die zentrale Grundlage für die wirtschaftliche Betrachtung dieses

Projektes.

Für eine Aussage zur technischen, wirtschaftlichen und gesellschaftspolitischen Machbarkeit ist es

weiters erforderlich, ein sinnvolles Betriebskonzept zu konzipieren.

4.2 Bautechnische und geotechnische Themen

4.2.1 Materialtechnologie

Gegenüber dem Stand der Technik, Erdbecken mit Folien (sogenannte Linern) abzudichten, ergibt sich

der Innovationsbedarf aufgrund der hohen Temperatur. Abdichtungsfolien, die Temperaturen bis 100°C

dauerhaft standhalten, befinden sich derzeit noch in der Entwicklung.

Es soll daher der alternative Ansatz untersucht werden, den Hochtemperaturbereich des Speichers mit

einer zusätzlichen Betoninnenschale abzudichten. Die Herausforderung liegt dabei darin, dass die

angewandten Betonrezepturen einer Wassertemperatur von bis zu 100°C mit teilweise wechselnder

Beanspruchung standhalten müssen. Grundsätzlich ist davon auszugehen, dass bei einer Erwärmung

des Betons der E-Modul abnimmt und sich je nach Höhe der Temperatur eine Gefügeschädigung

einstellt.

4.2.2 Baukonstruktionen

Die bautechnischen Fragestellungen im Zusammenhang mit dem angedachten Großwärmespeicher

ergeben sich aus der Anforderung einer dauerhaften Nutzbarkeit und Dichtheit des Speicherbauwerkes.

Die erforderliche Größe der schwimmenden Speicherabdeckung (ca. 250 x 250 m) stellt, neben der

technischen Herausforderung, auch eine maßgebliche Herausforderung an die Nutzungsmöglichkeiten

während des Betriebes dar.

Die Gewährleistung der Sicherheit und Dauerhaftigkeit des Speicherbetriebes spielt eine wesentliche

Rolle für die Akzeptanzkriterien des Bauwerks.


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4.2.3 Geologie und Geotechnik

Bautechnisch (geologisch-hydrogeologisch) mögliche Standorte für ein Bauwerk der angedachten

Kubatur in Linz sind gegeben und nach Aussage der Stadtverwaltung denkbar10). Detailaussagen zum

geotechnischen Bauwerksdesign und sinnvolle Wärmeflussprognosen in den Untergrund sind jedoch nur

auf Basis eines abgesicherten (hydro-) geologischen Modells möglich, wofür wiederum das Abteufen

und Auswerten von Kernbohrungen erforderlich ist. Darauf aufbauend kann erst das geotechnische

Design des eigentlichen Bauwerks (Erdbecken, Damm) und der temporär erforderlichen

Bauhilfsmaßnahmen (z.B. Baugrubensicherungen) erfolgen.

Wärmefluss und -ausbreitung im Untergrund sind in hohem Maße von den (hydro-)geologischen

Standortverhältnissen geprägt und müssen sich daher auf konkrete Rahmenbedingungen beziehen.

Gleichzeitig sind diesbezügliche naturnahe Prognosen für die Machbarkeitsstudie erforderlich, da die

Ergebnisse wesentliche Auswirkungen auf die thermische Speicheroptimierung und somit auf die

Wirtschaftlichkeit des Projekts haben. Schließlich ist die mögliche Erwärmung rund um den Speicher als

direkte Umweltauswirkung zu bewerten.

4.3 Wirtschaftlichkeitsuntersuchung

Um die Sinnhaftigkeit eines Großwärmespeichers abzuschätzen, muss auch dessen Wirtschaftlichkeit

mit Bezug auf das Gesamtsystem der Wärmebereitstellung betrachtet werden. Es liegt auf der Hand,

dass Wärmespeicher zu Einsparungen im Bereich der kurzfristigen Wärmegestehungskosten führen.

Um jedoch die Wirtschaftlichkeit fundiert beurteilen zu können, müssen die Einsparungen quantifiziert

und den erwarteten Investitions- und Betriebskosten gegenübergestellt werden. Dazu wird ein zeitlich

aufgelöstes Kostenminimierungsmodell erforderlich, welches den kostenminimalen Einsatz des

Speichers unter Berücksichtigung des gesamten Fernwärmesystems ermittelt. Ziel ist letztendlich eine

Abschätzung der Wirtschaftlichkeit eines Großwärmespeichers im Fernwärmeverbund Linz aus

volkswirtschaftlicher Sicht, mit einer anschließenden Bewertung der betriebswirtschaftlichen

Umsetzbarkeit.

4.4 Gesellschaftliche Machbarkeit

Die Berücksichtigung von Akzeptanzkriterien stellt langfristig die (gesellschaftliche) Tragfähigkeit von

Entscheidungen im Bereich der Implementierung von Technologien sicher. Im Rahmen der

weiterführenden Machbarkeitsuntersuchung sollen in einer Metastudie bereits untersuchte

Akzeptanzkriterien zur Implementierung von Technologien, Veränderungen von Gebäuden, Stadtbild

usw. auf die Projektidee umgelegt und hinsichtlich ihrer Relevanz beurteilt werden. Ziel ist es,

Akzeptanzkriterien als Grundlage für eine zukünftige Befragung von AkteurInnen / NutzerInnen /

Betroffenen für ein konkretes Bauvorhaben zur Verfügung zu stellen.

Die Errichtung eines Heißwasserspeichers beeinflusst die Umwelt, insbesondere den unmittelbaren

Standort, in unterschiedlicher Weise. Vor allem die große Dimension und spezielle bautechnische

10) Gespräch mit Hrn. Dipl.-Ing. Amesberger, Magistrat Linz, Direktion Stadtentwicklung am 13.01.2015


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Erfordernisse eines derartigen Bauwerks stellen für die Abschätzung der Auswirkungen auf die

Umgebung eine Herausforderung dar. Aus diesem Grund soll ein Leitfaden erstellt werden, in dem jene

Schutzgüter und Bereiche thematisiert werden, für die erhebliche Beeinträchtigungen zu erwarten sind

(z.B. Boden, Grundwasser, Entfernung zu schutzwürdigen Gebieten). Es wird eine Relevanzmatrix

erstellt, in der die potentiell betroffenen Schutzgüter und Schutzinteressen den voraussichtlich

relevanten Beeinflussungen durch das Projekt gegenübergestellt sind.

4.5 Vorschlag eines Konsortiums

4.5.1 ForschungspartnerInnen

Um die beschriebenen Forschungsfragen weiter zu behandeln wurden ForschungspartnerInnen, welche

die notwendigen Fachgebiete bestmöglichst abdecken, gesucht (gefunden) und die jeweiligen

Forschungsfragen vorbesprochen. Im Jänner 2015 schloss sich das in Tabelle 14 angeführte

Konsortium zusammen, um als Forschungsteam an der 2. Ausschreibung „Stadt der Zukunft“ der FFG,

mit dem kooperativen F&E-Projekt „Vision einer Fernwärmezukunft mit integriertem Großwärmespeicher

– Vertiefte Machbarkeit am Beispiel Linz“ (Vision GWS) teilzunehmen.

Tabelle 14: Mögliche Forschungspartner zur Abdeckung aller Fragestellungen einer weiterführenden Machbarkeitsuntersuchung des Großwärmespeichers Linz

Forschungseinrichtung

Fachgebiete

Ingenieurbüro ste.p ZT-GmbH Bautechnik, Geotechnik, Projektmanagement

Institut für Verfahrenstechnik, JKU Linz Thermodynamik, Energie- und Verfahrenstechnik

Institut für Strömungslehre und Wärmeübertragung, JKU Linz

Strömungsmechanik, Wärmeübertragung, Thermofluiddynamik, Aerodynamik

Institut für Energietechnik und Thermodynamik, TU Wien

Thermodynamik, Wärmepumpen, Energietransport und - effizienz

Smart Minerals GmbH Betontechnologie, akkreditierte Prüfanstalt

Institute of Polymeric Materials and Testing, JKU Linz

Kunststofftechnik, Polymerwerkstoffe, Kuststoffhalbzeuge

Universität Innsbruck, Arbeitsbereich für Energieeffizientes Bauen

Thermische Speicher, Bauphysik, energetische Gebäudeoptimierung

Austrian Institute of Technology GmbH Geologie, Hydrogeologie, Geothermie

Technikum Wien, Institut für erneuerbare Energien

Technikfolgenabschätzung, Ökologie und Gesellschaft

EEG – Institute of Energy Systems and Electrical Drives Energy Economics Group, TU Wien

Ökonomische Beurteilung von Energiesystemen, Betriebs-, Regional- und Volkswirtschaft


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4.5.2 Nutzer/Betreiber – Beratungskonsortium

Neben dem eigentlichen Forschungsteam soll ein sog. Projektbeirat installiert werden, zum Informations-

austausch und zur inhaltlichen Beratung. Im Rahmen der Projektsondierung wurden folgende Linzer

Institutionen für den Projektbeirat im Zuge der vertieften Machbarkeitsuntersuchung gewonnen:

Linz Strom GmbH

VOEST-ALPINE AG

Magistrat Linz, Direktion Stadtentwicklung

DPx Fine Chemicals Austria


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5 Literaturverzeichnis

Verwendete und weiterführende Literatur

[1] Sterner, M.; Stadler, I.: Energiespeicher – Bedarf, Technologien, Integration; Verlag Springer

Vieweg, Berlin Heidelberg 2014

[2] FGW – Fachverband der Gas- und Wärmeversorgungsunternehmungen: Erdgas und Fernwärme

in Österreich – Zahlenspiegel 2014, Wien 2014

[3] Lambauer, J. et al.: Industrielle Großwärmepumpen – Potentiale, Hemmnisse und Best-Practice

Beispiele; Forschungsbericht, Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung;

Stuttgart, 2008

[4] Pitter, M.: mündliche Informationen über Errichtung und Betrieb des Fernwärmespeichers

Timelkam der Energie AG. Timelkam, am 26.06.2014

[5] Petzold, H.-J.: Erdüberdeckter Wasserbehälter für Madrid, in "Beton- und Stahlbetonbau", 9/1973,

S. 215 – 220

[6] BMLFUW: Leitfaden zur Vorlage eines Projektes für die Prüfung in der Staubeckenkommission,

Fassung 12/2011; www.lebensministerium.at

[7] Österreichische Bautechnik Vereinigung: Merkblatt Baugrubensicherungen, Dezember 2014

[8] ÖWAV-Regelblatt 207: Thermische Nutzung des Grundwassers und des Untergrunds – Heizen

und Kühlen; Wien 2009

[9] Felberbauer, K.-P. et al. (2012). Energiespeicher der Zukunft. Energiespeicher für erneuerbare

Energie als Schlüssel-Technologie für zukünftige Energiesysteme. Endbericht. Joanneum

Research Report. Neue Energien 2020.

[10] Berger, W.: Konzepte der thermischen Energiespeicherung. FORUM Gas Wasser Wärme 5/2008,

pp. 18 – 21, 2008

[11] Fraunhofer-Institut für Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik, Sulzbach-Rosenberg: Speicher

für die Energiewende, 2013

[12] JOANNEUM RESEARCH, TU Wien: Endbericht zum Forschungsprojekt Energiespeicher der

Zukunft – Energiespeicher für erneuerbare Energie als Schlüsseltechnologie für zukünftige

Energiesysteme, FFG-Pr.nr. 821935

[13] Clausen, J.: Wärmenetze und Langzeitwärmespeicher als Schlüsseltechnologien der nachhaltigen

Wärmeversorgung – Entwicklungspotenziale und Handlungsoptionen, Vertiefungsstudie;

Borderstep Institut, Berlin, 2013

[14] Mangold, D. et al.: Technisch-wirtschaftliche Analyse und Weiterentwicklung der solaren Langzeit-

Wärmespeicherung. Forschungsbericht zum BMU-Vorhaben 0329607N. Stuttgart, 2012

http://www.lebensministerium.at/


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[15] Ochs, F. et al.: Heißwasser-Erdbecken-Wärmespeicher mit freitragender Abdeckung für solare

Nahwärmesysteme; OTTI 17. Symposium Thermische Sorarenergie; 2007

[16] Ochs, F.; Heidemann, W.; Müller-Steinhagen, H.: Saisonale Wärmespeicherung – eine

Herausforderung für Polymere; 2. Leobener Symposium Polymeric Solar Materials, 2008

[17] Ochs, F.: Modelling Large-Scale Thermal Energy Stores; Shaker Verlag, Aachen 2010

[18] Marstal Fjernvarme et al. (DK): Solar Thermal and Long Term Heat Storage for District Heating

Systems – SUNSTORE 2, Final Technical Report, 2005

[19] Al-Addous, M.: Berechnen der Größe von Wasserspeichern zum saisonalen Speichern von Wärme

bei der ausschließlichen Wärmeversorgung von Häusern mit Solarkollektoren; Dissertation TU

Bergakademie Freiberg, 2006

[20] Huhn R.: Beitrag zur thermodynamischen Analyse und Bewertung von Wasserwärmespeichern in

Energieumwandlungsketten. Dissertation, Fakultät für Maschinenwesen, Technische Universität

Dresden, 2007

[21] Leitner, S.: Physik neuartiger Wärmespeicher; Diplomarbeit Universität Wien, 2013

[22] Solites. (2012). Technisch-wirtschaftliche Analyse und Weiterentwicklung der solaren Langzeit-

Wärmespeicherung; Stuttgart.

[23] Bodmann, A.; Mangold, D. et al.: Solar unterstützte Nahwärme und Langzeit-Wärmespeicher,

Forschungsbericht zum BMWA /BMU-Vorhaben (2003 – 2005)

[24] Hedbäck, T. J.: Druckloser Heißwasserspeicher für Fernheizsysteme sowie Verfahren und

Einrichtung zur Beibehaltung eines fast konstanten Überdrucks von über der Heißwasserschicht in

einem drucklosen Heißwasserspeicher eines Fernheizsystems befindlichen Dampf oder

Wasserdampf. Patent DE 43 05 867 A1, 199

[25] Lohse, R.; Göppert, S.; Urbaneck, T.; Schirmer, U.; Platzer, B.: Planungsleitfaden zur

geschichteten Be- und Entladung thermischer Speicher in solarthermischen Anlagen; Chemnitz

2009

[26] GIERLINGER, B.; HOLUB, B. (2005): Wasserwerk Scharlinz - Ausweisung von Schutzzonen.

Bericht G.U.T. GRUPPE UMWELT + TECHNIK GmbH, Linz; 98 S., 24 Anlagen., 5 Anhänge; Linz,

1. August 2005,

[27] PESCHEL, R. (1983): Erläuterungen zur geologischen Karte von Linz und Umgebung.- Naturk.Jb.

d. Stadt Linz; 28,1982; S. 181-236,6 Abb., 1 Karte; Linz 1983.

[28] SCHINDLMAYR, A., GÖTZL, G., BECHTOLD, D., MONTAG, O..(2006):: Nutzung der

Tiefengeothermie für das Fernheizkraftwerk Linz – Vorstudie zur Machbarkeit.- bf:gh ZT-GmbH,

39S., 9Abb., 5Tab., 2 Anlagen, Linz, 7.Februar 2006

[29] SCHINDLMAYR, A., GÖTZL, G., BECHTOLD, D., MONTAG, O. (2007): Geothermische Nutzung

Linz AG, Teil 2: Warmwasserspeicherung – Vorstudie. bf:gh ZT-GmbH, 14 S., 1 Abb.,

Linz/Seeham, 14.3.2007.


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[30] AMT OÖ LANDESREGIERUNG (2004): Grundwasserbewirtschftung Linz – Hydrologische und

thermische Ist-Situation.- OÖ LR, Wasserwirtschaft, Grund- u. Trinkwasserwirtschaft , 16S., 13

Abb., Linz, April 2004,

[31] AMT OÖ LANDESREGIERUNG (2014): DORIS-Bohrlochdatenbank

[32] GEOLOGISCHE BUNDESANSTALT (2006): Geologische Karte von Oberösterreich 1:200 000.-

GBA, Wien 2006 mit Erläuterungen.

[33] AMT OÖ LANDESREGIERUNG (2015): Kataster, Wasserschutzgebiete, Wasserschongebiete,

Rahmenverfügungen, HW30 Hochwasseranschlaglinien, Wasserbuch, Wasserbuch-Postzahl.-

DORIS Atlas 4.0, (www.doris.ooe.gv.at)

[34] BUNDESAMT f. EICH UND VERMESSUNGSWESEN BEV (2014): ÖK 50 (www.bev.gv.at)

[35] LINZ AG (2014): Fernwärmenetz Linz Gas/Wärme GmbH .- Linz AG Wärme, (Stand 2.7.2013)

[36] LINZ AG (2015): Fernwärme Versorgungsgebiet der Linz AG.-


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6 Anhang

Anhang 6.1 Beschreibung der untersuchten Standortmöglichkeiten

Standort 1 – Prinz Eugenstraße / Fernheizwerk / Cineplex


Standortfläche / Verbauung / Größe: unverbaut, max. 200m x 200m Flächennutzung / Flächenwidmung: landwirtschaftlich (Kleingärten angrenzend) Grdst.Nr.: 650/1, 967/1, 684/1, 684/2, 691/1

Anrainer-Konfliktpotenzial:

Standort-Umfeld: Kleingartensiedlung !, Industrie- u. Gewerbegebiet, Anliegerbeeinträchtigungen: Bau / Betrieb: vorübergehend ja

Hydrogeologie:

Grundwassernutzung / Wasserrechte im Umfeld vorhanden Grundwasserführung: hohe GW-Führung (K-Wert: 1 -4 x10E-3m/s)

Art der GW-Führung Porengriundwasser über Schlier-GW-Stauer, Kluft-Grundwasser im Schlier, Linzer Sande im

Untergrund möglich

Wasserhaltung in hohem Maß erforderlich (Abdichtungen und Pumpbetrieb)

Raumordnung (Status) Grundwasser Schutz- und Schongebiete keine Ökoflächen: keine vorhanden Naturschutzgebiete: keine vorhanden Schutzgebiete f. Erholung: keine vorhanden Hochwasser-Risikozone (HQ30): nicht innerhalb HQ30

Geologie – Geotechnik Bohraufschlussdaten: nicht ausreichend tief (nur seichte Bohrungen) Schichtfolge: 0-13,9m: G;s,u (Schotter) /13,9 –14,5m: U;t (Schlier)

Untergrundstabilität wechselnde Untergrundverhältnisse Untergrundhomogenität Wechsellagerung (tieferer Untergrund unbekannt)

(Schotter/Schlier/Sand ?) Setzungsrisiko gering bis mittel

Hangstabilität / Rutschungsgefährdung Sicherung notwendig (Lockersedimente/ Schlier) Grundbruchgefährdung derzeit nicht abschätzbar (Linzer Sande ?) Seismizität kein Risiko

Baugrubensicherung erforderlich

Netzanbindung:

Fernwärmeversorgungsgebiet / -Netz: angrenzend; sehr zentrale Lage Zuleitungslänge zum FHW Mitte sehr günstig (ca. 150 m)


Massenausgleich lokal nicht möglich Aushubverwertung u. Aushubtransport: zu 100 % erforderlich

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GKlimWa- Sun d LEnienr gzie fonds

des Bundes - Abw ic klung dur ch die Ö sterr eic hisc he For schu n gs förderungs ges ellschaft F FG


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Standort 2 – Flugfeld Nord und Standort 3 – Flugfeld Süd

Flächenverfügbarkeit: Standortfläche / Verbauung / Größe unverbaut, max. 200m x 200m Flächennutzung, Flächenwidmung: Vereinsflugfeld (ASKÖ,UNION), Verkehrswidmung Grdst.Nr.: 1464/2 , 1476

Anrainer-Konfliktpotenzial: Standort-Umfeld: Kleingartensiedlung, Industrie- u. Gewerbegebiet, Anliegerbeeinträchtigungen: Bau / Betrieb: vorübergehend

Hydrogeologie:

Grundwassernutzung / Wasserrechte im Umfeld vorhanden, GW-Drainage und Pumpwerk der Verbund (KW Abwinden-Asten)

Grundwasserführung: hohe GW-Führung (K-Wert: 1 -4 x10E-3m/s) Art der GW-Führung Porengrundwasser über Schlier-GW-Stauer,

Kluft-Grundwasser im Schlier, Linzer Sande darunter im Untergrund möglich (?)


Raumordnung (Status)

Grundwasser Schutz- und Schongebiete keine Ökoflächen: keine vorhanden Naturschutzgebiete: keine vorhanden Schutzgebiete f. Erholung: keine vorhanden Hochwasser-Risikozone (HQ30): nicht innerhalb HQ30


Bohraufschlussdaten: nicht ausreichend tief (nur seichte Bohrungen) Schichtfolge: 0-18,7m G; s,u (Schotter) 18,7 -19,8m U;t (Schlier) Untergrundstabilität: wechselnde Untergrundverhältnisse Untergrundhomogenität: Wechsellagerung zu erwarten

(Schotter/Schlier/Sand ?) Setzungsrisiko gering bis mittel Hangstabilität / Rutschungsgefährdung Sicherung notwendig (Lockersedimente/ Schlier) Grundbruchgefährdung derzeit nicht abschätzbar (Linzer Sande ?) Seismizität kein Risiko Baugrubensicherung erforderlich

Netzanbindung: Fernwärmeversorgungsgebiet / -Netz zentrale Lage Zuleitungslänge zum FHW Mitte: sehr günstig (ca. 500 m)

Errichtungstechnische Aspekte: Massenausgleich lokal nicht möglich Aushubverwertung u. Aushubtransport: zu 100 % erforderlich, Via Donau (Donaunähe)

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GWS Linz Klima- un d Ener gie fonds des Bundes - Abw ic klung dur ch die Ö sterr eic hisc he For schu n gs förderungs ges ellschaft F FG

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Standort 4 – VA Gasometer


Standortfläche / Verbauung / Größe: unverbaut, max. 200m x 170m Flächennutzung, Flächenwidmung: VA-Industriegelände, Lagerfläche f. Kies-

aufbereitung, kleine Gebäude vorhanden Eigentumsverhältnisse: VA (Voest-Alpine) Grdst.Nr.: 179/1


Standort-Umfeld: Industriegebiet, Schnellstraße zur Donaubrücke Anliegerbeeinträchtigungen: Bau / Betrieb: vorübergehend f. Verkehr (kein Wohngebiet)

Hydrogeologie: Grundwasser Schutz- und Schongebiete keine Grundwassernutzung / Wasserrechte Kühlwasserentnahmen für VA im Umfeld Grundwasserführung: hohe GW-Führung (K-Wert: 1 -4 x10E-3m/s) Art der GW-Führung Porengrundwasser über Schlier-GW-Stauer,

Kluft-Grundwasser im Schlier, Linzer Sande im Untergrund möglich (?)


Raumordnung (Status) Ökoflächen: keine vorhanden Naturschutzgebiete: keine vorhanden Schutzgebiete f. Erholung: keine vorhanden Hochwasser-Risikozone (HQ30): nicht innerhalb HQ30


Bohraufschlussdaten: nicht ausreichend tief (nur seichte Bohrungen) Schichtfolge 0-18,7m:G; s,u (Schotter) /18,7-19,8m:U;t (Schlier) Untergrundstabilität wechselnde Untergrundverhältnisse Untergrundhomogenität Wechsellagerung zu erwarten


Netzanbindung:

Fernwärmeversorgungsgebiet / -Netz: innerhalb; relativ zentrale Lage Zuleitungslänge zum FHW Mitte: ca. 1,7 km



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Standort 5 – VA Lagerfläche E und Standort 6 – VA Lagerfläche W


Standortfläche / Verbauung / Größe unverbaut, max. 170m x 170m Flächennutzung, Flächenwidmung: VA-Industriegelände, genutzte Lagerfläche Eigentumsverhältnisse: VA (Voest-Alpine) Grdst.Nr.: 521/5, 535, 517

Anrainer-Konfliktpotenzial: Standort-Umfeld: Industriegebiet (kein nahes Wohngebiet) Anliegerbeeinträchtigungen: Bau / Betrieb: keine





Ökoflächen: keine vorhanden Naturschutzgebiete: keine vorhanden Schutzgebiete f. Erholung: keine vorhanden Hochwasser-Risikozone (HQ30): nicht innerhalb HQ30


Bohraufschlussdaten: nicht ausreichend tief (nur seichte Bohrungen) Schichtfolge 0-12,9m G; s,u (Schotter) 12,9 -15,0m U;t (Schlier) Untergrundstabilität wechselnde Untergrundverhältnisse Untergrundhomogenität Wechsellagerung zu erwarten


Netzanbindung: Fernwärmeversorgungsgebiet / Netz innerhalb Zuleitungslänge zum FHW-Mitte: ca. 3,5 km

Errichtungstechnische Aspekte: Massenausgleich lokal nicht möglich Aushubverwertung u. Aushubtransport: zu 100 % erforderlich, Hafennähe

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Standort 7 – VA Traunmündung SE und Standort 8 – VA Traunmündung NW

Flächenverfügbarkeit: Standortfläche / Verbauung / Größe: unverbaut zwischen Donau und Traun,

max. 220m x 220m Flächennutzung, Flächenwidmung: VA-Industriegelände, Halden-Lagerfläche Eigentumsverhältnisse: VA (Voest-Alpine) Grdst.Nr.: 978/8, 722/2


Standort-Umfeld: Industriegebiet, keine nahen Wohngebiete Anliegerbeeinträchtigungen: Bau / Betrieb keine





Ökoflächen: keine vorhanden Naturschutzgebiete: keine vorhanden Schutzgebiete f. Erholung: keine vorhanden Hochwasser-Risikozone (HQ30): nicht innerhalb HQ30

Geologie – Geotechnik Bohraufschlussdaten: nicht ausreichend tief (nur seichte Bohrungen) Schichtfolge 0-12,1m G; s,u (Schotter) 12,1-13,7m U;t (Schlier) Untergrundstabilität wechselnde Untergrundverhältnisse Untergrundhomogenität Wechsellagerung zu erwarten

(Schotter/Schlier/Sand ?) Setzungsrisiko gering Hangstabilität / Rutschungsgefährdung Sicherung notwendig (Lockersedimente/ Schlier) Grundbruchgefährdung derzeit nicht abschätzbar (Linzer Sande ?) Seismizität kein Risiko Baugrubensicherung erforderlich

Netzanbindung:

Fernwärmeversorgungsgebiet / -Netz: innerhalb Zuleitungslänge zum FHW Mitte: ca. 4 km


Massenausgleich lokal nicht möglich Aushubverwertung u. Aushubtransport: zu 100 % erforderlich, Via Donau (Traun)

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Standort 9 – Forst Schiltenberg


Standortfläche / Verbauung / Größe: unverbaut, > 250m x 250m möglich Flächennutzung, Flächenwidmung: land-u. forstwirtschaftlich Grdst.Nr.: 1/1, 2/1, 2/3 Eigentumsverhältnisse: Stadt Linz Anrainer-Konfliktpotenzial: Standort-Umfeld: keine nahen Wohngebiete (>400m) Anliegerbeeinträchtigungen: Bau / Betrieb vorübergehend

Hydrogeologie:

Grundwassernutzung / Wasserrechte keine Grundwasserführung: geringe GW-Führung (K-Wert: 1 – 5 x 10E-6m/s) Art der GW-Führung lokales Schicht-GW in den Deckenschottern; Kluft-

Grundwasser im Schlier Wasserhaltung für Schicht-GW und Kluftwässer erforderlich

(Drainage- und Pumpbetrieb)



Geologie – Geotechnik Bohraufschlussdaten: im Umfeld vorhanden Schichtfolge 0 – 21,7m: fs,u,t (Lößlehm. Deckenschotter)

21,7- 23,7m: U;t (Schlier) >120m: U;t (Schlier) Untergrundstabilität wechselnde Untergrundverhältnisse Untergrundhomogenität Wechsellagerung in der Deckschicht, darunter

einheitlicher Schlier (Deckenschotter/Schlier Setzungsrisiko gering

Hangstabilität / Rutschungsgefährdung Sicherung notwendig (Lockersedimente/ Schlier) Grundbruchgefährdung gering Seismizität kein Risiko Baugrubensicherung erforderlich

Netzanbindung: Fernwärmeversorgungsgebiet / - Netz: außerhalb Zuleitungslänge zum FHW Mitte: ca. 6,5 km


Massenausgleich großteils lokal möglich Aushubverwertung u. Aushubtransport: zum Teil erforderlich

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Standort 10 – Solar City W und Standort 11 – Solar City E


Standortfläche / Verbauung / Größe: unverbaut, max. 200m x 200m bzw. 250m x 250m Flächennutzung, Flächenwidmung: landwirtschaftlich Grdst.Nr.: 10: 936, 937, 943, 944 11: 1007, 1341, 1010

Anrainer-Konfliktpotenzial: Standort-Umfeld: zum Teil nahegelegene Wohngebiete, Golfplatz;

nahes Erholungsgebiet Anliegerbeeinträchtigungen: Bau / Betrieb vorübergehend erheblich

Hydrogeologie:

Grundwassernutzung / Wasserrechte im Umfeld vorhanden Grundwasserführung: hohe GW-Führung (K-Wert: 1 - 4 x10E-3m/s) Art der GW-Führung Porengrundwasser über Schlier-GW-Stauer,

Kluft-Grundwasser im Schlier, Linzer Sande erst in größerer Tiefe im Untergrund möglich (?)



Grundwasser Schutz- und Schongebiete keine vorhanden Ökoflächen: keine vorhanden Naturschutzgebiete: keine vorhanden Schutzgebiete f. Erholung: keine vorhanden Hochwasser-Risikozone (HQ30): nicht innerhalb HQ30


Bohraufschlussdaten: nicht ausreichend tief (nur seichte Bohrungen) Schichtfolge 0-12,1m G; s,u (Schotter) 12,1-13,7m U;t (Schlier) Untergrundstabilität wechselnde Untergrundverhältnisse Untergrundhomogenität Wechsellagerung zu erwarten

(Schotter/Schlier/Sand ?) Setzungsrisiko gering Hangstabilität / Rutschungsgefährdung Sicherung notwendig (Lockersedimente/ Schlier) Grundbruchgefährdung derzeit nicht abschätzbar (Linzer Sande ?) Seismizität kein Risiko Baugrubensicherung erforderlich

Netzanbindung: Fernwärmeversorgungsgebiet / -Netz: innerhalb (Solar City) Zuleitungslänge zum FHW Mitte: ca. 6,0 – 6,5 km

Errichtungstechnische Aspekte: Massenausgleich lokal nicht möglich Aushubverwertung u. Aushubtransport: zu hohem Anteil erforderlich

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Solar city W

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Solar City E

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Standort 12 – Doppl NE, Standort 13 – Doppl SE, Standort 14 – Doppl NW, Standort 15 – Doppl SW

Flächenverfügbarkeit: Standortfläche / Verbauung / Größe: unverbaut, > 250m x 250m möglich Flächennutzung, Flächenwidmung: landwirtschaftlich Grdst.Nr.:


Standort-Umfeld: Gewerbegebiet, keine nahen Wohngebiete Anliegerbeeinträchtigungen: Bau / Betrieb nur vorübergehend

Hydrogeologie:

Grundwassernutzung / Wasserrechte im weiteren Umfeld vorhanden Grundwasserführung: geringe bis mittlere GW-Führung (K-Wert: 1 – 9 x 10E-6m/s)

Art der GW-Führung lokales Schicht-GW in den Deckenschottern; (geringmächtig), Kluft-Grundwasser im Schlier

Wasserhaltung für Schicht-GW und Kluftwässer erforderlich (Drainage- und Pumpbetrieb)


Grundwasser Schutz- und Schongebiete innerhalb GW-Schongebiet (WW Scharlinz) Ökoflächen: keine vorhanden Naturschutzgebiete: keine vorhanden Schutzgebiete f. Erholung: keine vorhanden Hochwasser-Risikozone (HQ30): nicht innerhalb HQ30


Bohraufschlussdaten: im Umfeld vorhanden

Schichtfolge 0 – 9,5m: fs,u,t (Lößlehm. Deckenschotter) 9,5- >23m: U;t (Schlier)

Untergrundstabilität wechselnde Untergrundverhältnisse

Untergrundhomogenität Wechsellagerung in der Deckschicht, darunter einheitlicher Schlier (Deckenschotter/Schlier

Setzungsrisiko gering

Hangstabilität / Rutschungsgefährdung Sicherung notwendig (Lockersedimente/ Schlier) Grundbruchgefährdung gering Seismizität kein Risiko Baugrubensicherung erforderlich

Netzanbindung:

Fernwärmeversorgungsgebiet / -Netz: außerhalb Zuleitungslänge zum FHW Mitte: ca. 7,0 - 8,5 km


Massenausgleich lokal zum Teil möglich Aushubverwertung u. Aushubtransport: zum Teil erforderlich

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Standort 16 – Leonding-Reith

Flächenverfügbarkeit: Standort / Verbauung / Größe unverbaut, > 250m x 250m möglich Flächennutzung, Flächenwidmung: landwirtschaftlich Grdst.Nr.:

Anrainer-Konfliktpotenzial: Anrainer-Umfeld: nahe Wohngebiete Anliegerbeeinträchtigungen: Bau / Betrieb vorübergehend massiv

Hydrogeologie:

Grundwassernutzung / Wasserrechte im Umfeld vorhanden (Brunnenanlagen) Grundwasserführung: Porengrundwasser-Führung in den

Deckenschottern (K-Wert: 1 – 5 x 10E-4m/s) Art der GW-Führung lokales Schicht-GW in den Deckenschottern; Kluft-

Grundwasser im Schlier Wasserhaltung für Poren-GW und Kluftwässer erforderlich

(Drainage- und Pumpbetrieb)

Raumordnung (Status) Grundwasser Schutz- und Schongebiete keine Ökoflächen: keine Naturschutzgebiete: keine Schutzgebiete f. Erholung: keine Hochwasser-Risikozone (HQ30): nicht innerhalb HQ30

Geologie – Geotechnik Bohraufschlussdaten: im Umfeld vorhanden Schichtfolge 0–max.21,7m: fs,g,x,u,t (Lößlehm. Deckenschotter)

21,7- > 87m U;t (Schlier) Untergrundstabilität wechselnde Untergrundverhältnisse Untergrundhomogenität Wechsellagerung in der Deckschicht, darunter

einheitlicher klüftiger Schlier Setzungsrisiko gering Hangstabilität / Rutschungsgefährdung Sicherung notwendig (Lockersedimente/ Schlier) Grundbruchgefährdung gering Seismizität kein Risiko Baugrubensicherung erforderlich

Netzanbindung: Fernwärmeversorgungsgebiet / -Netz: außerhalb Zuleitungslänge zum FHW Mitte: ca. 7,0 km

Errichtungstechnische Aspekte: Massenausgleich lokal nur sehr begrenzt möglich Aushubverwertung u. Aushubtransport: zum Großteil erforderlich


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Standort 17 – Steyregg-Neuau

Flächenverfügbarkeit: Standort / Verbauung / Größe: unverbaut, 200m x 200m Flächennutzung, Flächenwidmung: landwirtschaftlich Grdst.Nr.:

Anrainer-Konfliktpotenzial: Standort-Umfeld: keine nahen Wohngebiete Anliegerbeeinträchtigungen: Bau / Betrieb gering

Hydrogeologie:

Grundwasser Schutz- und Schongebiete keine Grundwassernutzung / Wasserrechte vorhanden Grundwasserführung: hohe GW-Führung (K-Wert: 1 - 4 x10E-3m/s) Art der GW-Führung Porengrundwasser über Schlier-GW-Stauer,

Kluft-Grundwasser im Schlier, Linzer Sande in im Untergrund zu vermuten (?)



Ökoflächen: vorhanden (Donauaue) Naturschutzgebiete: keine vorhanden Schutzgebiete f. Erholung: keine vorhanden Hochwasser-Risikozone (HQ30): innerhalb HQ30

Geologie – Geotechnik Bohraufschlussdaten: nicht ausreichend tief (nur seichte Bohrungen) Schichtfolge 0-14,4m: G; s,u (Schotter) 14,4-15,2m: U;t (Schlier)

ev. Linzer Sande unterhalb des Schlier (?) Untergrundstabilität wechselnde Untergrundverhältnisse Untergrundhomogenität Wechsellagerung zu erwarten


Netzanbindung: Fernwärmeversorgungsgebiet / -Netz: außerhalb Zuleitungslänge zum FHW Mitte: ca. 3,0 km Errichtungstechnische Aspekte:

Massenausgleich lokal zum Teil möglich Aushubverwertung u. Aushubtransport: zum Großteil erforderlich (Via Donau)

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Standort 18 – Urfahr 1und Standort 19 – Urfahr 2

Flächenverfügbarkeit: Standort / Verbauung / Größe: unverbaut, 200m x 200m Flächennutzung, Flächenwidmung: landwirtschaftlich Grdst.Nr.: 886/1, 884/1, 884/3, 886/4, 884/6, 886/3, 782/5,

782/4, 884/7, 886/2


Standort-Umfeld: nahe Wohngebiete Anliegerbeeinträchtigungen: Bau / Betrieb vorübergehend erheblich

Hydrogeologie:

Grundwasser Schutz- und Schongebiete keine Grundwassernutzung / Wasserrechte Kühlwasserentnahmen im Umfeld Grundwasserführung: hohe GW-Führung (K-Wert: 1 - 4 x10E-3m/s) Art der GW-Führung Porengrundwasser über Schlier-GW-Stauer,

Kluft-Grundwasser im Schlier, Linzer Sande im Untergrund zu erwarten (?)



Ökoflächen: innerhalb Naturschutzgebiete: außerhalb Schutzgebiete f. Erholung: innerhalb Hochwasser-Risikozone (HQ30): innerhalb HQ30


Bohraufschlussdaten: nicht ausreichend tief (nur seichte Bohrungen)

Schichtfolge 0-13,4m: G; s,u (Schotter) 13,4-15,0m U;t (Schlier), daunter sind Linzer Sande zu erwarten (?)

Untergrundstabilität wechselnde Untergrundverhältnisse Untergrundhomogenität Wechsellagerung zu erwarten

(Schotter/Schlier/Sand ?) Setzungsrisiko gering bis mittel Hangstabilität / Rutschungsgefährdung Sicherung notwendig

(Lockersedimente/Schlier/Sand) Grundbruchgefährdung derzeit nicht abschätzbar (Linzer Sande ?) Seismizität kein Risiko Baugrubensicherung erforderlich

Netzanbindung:

Fernwärmeversorgungsgebiet / -Netz: innerhalb Zuleitungslänge zum FHW Mitte: ca. 3,0 km


Massenausgleich lokal nicht möglich Aushubverwertung u. Aushubtransport: zu 100 % erforderlich (Via Donau)

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Standort 20 – Petrinum

Flächenverfügbarkeit: Standort / Verbauung / Größe: unverbaut, bis 250m x 250m möglich Flächennutzung, Flächenwidmung: landwirtschaftlich Grdst.Nr.: Eigentumsverhältnisse: Diözese Linz


Standortumfeld: nahe Wohngebiete Anliegerbeeinträchtigungen: Bau / Betrieb vorübergehend erheblich; Aushub-Transport

Hydrogeologie:

Grundwassernutzung / Wasserrechte vereinzelte Wasserrechte im Umfeld (Quellfassung) Grundwasserführung: geringe GW-Führung (K-Wert: 1 - 5 x10E-6m/s) Art der GW-Führung lokale Schichtgrundwässer in den Deckenschottern

Kluft-Grundwasser im Kristallin Wasserhaltung erforderlich (Abdichtungen und Pumpbetrieb)



Bohraufschlussdaten: nicht ausreichend (Bohrungen nur außerhalb) Schichtfolge 0-19,2m: U;t,s (Lößlehm) 19,2-21,5m: S;g; 21,5-

33,6m: G; s,u,x (Deckenschotter); 33,6-57,1m: Fels (Kristallin)

Untergrundstabilität wechselnde Untergrundverhältnisse Untergrundhomogenität Wechsellagerung oberflächennah

(Lößlehm / Sande / Schotter/ Kristallin) Setzungsrisiko gering Hangstabilität / Rutschungsgefährdung Sicherung notwendig (Lößlehm /Deckenschotter) Grundbruchgefährdung gering Seismizität kein Risiko Baugrubensicherung erforderlich (oberflächennah), begrenzt im Kristallin

Netzanbindung: Fernwärmeversorgungsgebiet / -Netz: Randbereich zum Netz Zuleitungslänge zum FHW Mitte: ca. 4,5 km

Errichtungstechnische Aspekte: Massenausgleich lokal nur begrenzt möglich Aushubverwertung u. Aushubtransport: zu Großteil erforderlich

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Standort 21 – Hafen Linz


Standort / Verbauung / Größe: zum Teil verbaut, max. 180m x 180m Flächennutzung, Flächenwidmung: Hafengelände, Industriebauten, Lagerhäuser Grdst.Nr.: 1449/3, 1428/14, 1281/4, 1281/20, 1428/31 Eigentumsverhältnisse: Stadt Linz


Standort-Umfeld: derzeitige Nutzung als Hafen Anliegerbeeinträchtigungen: Bau / Betrieb vorübergehend

Hydrogeologie:

Grundwassernutzung / Wasserrechte diverse GW-Entnahmen im Umfeld Grundwasserführung: hohe GW-Führung (K-Wert: 1 - 4 x10E-3m/s) Art der GW-Führung Porengrundwasser über Schlier als GW-Stauer,

Kluft-Grundwasser im Schlier, Linzer Sande im Untergrund möglich (?)



Geologie – Geotechnik Bohraufschlussdaten: nicht ausreichend tief (nur seichte Bohrungen) Schichtfolge 0-9,7m: G; s,u (Schotter) 9,7-19,7m: U;t (Schlier) Untergrundstabilität wechselnde Untergrundverhältnisse Untergrundhomogenität Wechsellagerung zu erwarten, ev. Linzer Sande

(Schotter/Schlier/Sand ?) Setzungsrisiko gering bis mittel

Hangstabilität / Rutschungsgefährdung Sicherung notwendig (Lockersedimente/ Schlier) Grundbruchgefährdung derzeit nicht abschätzbar (Linzer Sande ?) Seismizität kein Risiko Baugrubensicherung erforderlich

Netzanbindung:

Fernwärmeversorgungsgebiet / -Netz: innerhalb Zuleitungslänge zum FHW Mitte: ca. 1,75 km



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Standort 22 – Oed-St.Isidor

Flächenverfügbarkeit: Standort / Verbauung /Größe: unverbaut, 240m x 240m möglich Flächennutzung, Flächenwidmung: landwirtschaftlich Eigentumsverhältnisse: Grdst.Nr.: 1128/2


Standort-Umfeld: nahe Wohngebiete im W und N Anliegerbeeinträchtigungen: Bau / Betrieb vorübergehend erheblich

Hydrogeologie:

Grundwassernutzung / Wasserrechte diverse Wasserrechte im Umfeld Grundwasserführung: mittlere GW-Führung (K-Wert: 1 - 4 x10E-3m/s) Art der GW-Führung Porengrundwasser in den Deckenschottern über

Schlier-GW-Stauer, Kluft-Grundwasser im Schlier Wasserhaltung erforderlich (Abdichtungen und Pumpbetrieb)


Grundwasser Schutz- und Schongebiete innerhalb des Wasserschongebiets Scharlinz Ökoflächen: keine vorhanden Naturschutzgebiete: keine vorhanden

Schutzgebiete f. Erholung: keine vorhanden Hochwasser-Risikozone (HQ30): nicht innerhalb HQ30


Bohraufschlussdaten: nicht ausreichend tief (am Standort nur seichte Bohrungen)

Schichtfolge 0-7,5m: Lößlehm; 7,5-22,2m:G;s,u (Schotter) 22,2- 23m :U;t (Schlier) (>95,0m)

Untergrundstabilität wechselnde Untergrundverhältnisse Untergrundhomogenität Wechsellagerung zu erwarten

(Lößlehm Deckenschotter/Schlier) Setzungsrisiko mittel Hangstabilität / Rutschungsgefährdung Sicherung notwendig (Lockersedimente / Schlier) Grundbruchgefährdung gering Seismizität kein Risiko Baugrubensicherung erforderlich

Netzanbindung: Fernwärmeversorgungsgebiet / -Netz: außerhalb Zuleitungslänge zum FHW Mitte: ca. 5,5 km


Massenausgleich lokal nur sehr begrenzt möglich Aushubverwertung u. Aushubtransport: zum Großteil erforderlich

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Standort 23 – St.Martin

Flächenverfügbarkeit: Standort / Verbauung / Größe: unverbaut, 200m x 200m Flächennutzung, Flächenwidmung: landwirtschaftlich Grdst.Nr.:

Anrainer-Konfliktpotenzial: Standort-Umfeld: nahegelegene Wohngebiete Anliegerbeeinträchtigungen: Bau / Betrieb vorübergehend erheblich

Hydrogeologie:

Grundwassernutzung / Wasserrechte diverse Wasserrechte im Umfeld Grundwasserführung: hohe GW-Führung (K-Wert: 1 - 4 x10E-3m/s) Art der GW-Führung Porengrundwasser über Schlier-GW-Stauer,

Kluft-Grundwasser im Schlier Wasserhaltung in hohem Maß erforderlich (Abdichtungen und

Pumpbetrieb)




Bohraufschlussdaten: keine am Standort, nicht ausreichend tief (nur sehr seichte Bohrungen)

Schichtfolge 0-12,1m: G; s,u (Schotter), darunter Schlier Untergrundstabilität wechselnde Untergrundverhältnisse Untergrundhomogenität Lockersedimentüberdeckung des Schlier

(Schotter/Schlier) Setzungsrisiko gering Hangstabilität / Rutschungsgefährdung Sicherung notwendig (Lockersedimente/ Schlier) Grundbruchgefährdung gering Seismizität kein Risiko Baugrubensicherung erforderlich

Netzanbindung: Fernwärmeversorgungsgebiet / -Netz: etwas außerhalb Zuleitungslänge zum FHW Mitte: ca. 9 km



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Standort 24 – Fischdorf

Flächenverfügbarkeit: Standort / Verbauung / Größe unverbaut, > 250m x 250m möglich Flächennutzung, Flächenwidmung: landwirtschaftlich Eigentumsverhältnisse: Grdst.Nr.:

Anrainer-Konfliktpotenzial: Standort-Umfeld: Autobahn, Einzelhöfe, Wohnsiedlung (>500m) Anliegerbeeinträchtigungen: Bau / Betrieb vorübergehend gering

Hydrogeologie:

Grundwassernutzung / Wasserrechte diverse im Umfeld (WV-Anlage > 250m SW) Grundwasserführung: hohe GW-Führung (K-Wert: 1 - 4 x10E-3m/s) Art der GW-Führung Porengrundwasser über Schlier-GW-Stauer,

Kluft-Grundwasser im Schlier Wasserhaltung in hohem Maß erforderlich (Abdichtungen und

Pumpbetrieb)


Geologie – Geotechnik Bohraufschlussdaten: nicht ausreichend tief (nur seichte Bohrungen) Schichtfolge 0-8,0m: G;s (Schotter) 8,0-8,2m: U;t (Schlier) Untergrundstabilität wechselnde Untergrundverhältnisse Untergrundhomogenität Lockersedimente über Schlier (Schotter/Schlier) Setzungsrisiko gering Hangstabilität / Rutschungsgefährdung Sicherung notwendig (Lockersedimente/ Schlier) Grundbruchgefährdung derzeit nicht abschätzbar (Linzer Sande ?) Seismizität kein Risiko Baugrubensicherung erforderlich

Netzanbindung:

Fernwärmeversorgungsgebiet / -Netz: außerhalb

Zuleitungslänge zum FHW Mitte: ca. 8,0 km Errichtungstechnische Aspekte: Massenausgleich lokal möglich Aushubverwertung u. Aushubtransport: nur zu einem geringen Anteil erforderlich

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Anhang 6.2 Themengruppen und Einzelkriterien für die Ausweisung eines Standortes – Auswertematrix

Flächen- Verfügbar-

keit

Anrainer– konfliktpotenzial

Netzan- bindung

Raumordnung – Schutzflächen


Hydrogeologie

Errichtungs- technische

Aspekte

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1 Pr. Eugenstr.-FHW-Cineplex 4 6 5 3 2 5 6 6 6 6 6 6 6 3 4 3 3 4 2 6 2 3 2 2 2 1 3 107

2 Flugfeld Nord 3 2 2 3 2 5 6 6 6 6 6 6 6 3 4 3 3 3 2 6 2 3 2 2 2 1 3 98

3 Flugfeld Süd 3 2 2 3 2 5 6 6 6 6 6 6 6 3 4 3 3 3 2 6 2 3 2 2 2 1 3 98

4 VA Gasometer 2 2 3 3 4 3 5 5 6 6 6 6 6 3 4 3 3 4 2 6 2 2 2 2 2 1 2 95

5 VA Lagerfläche E 3 2 3 3 5 5 5 4 6 6 6 6 6 3 4 3 3 4 2 6 2 2 2 2 2 1 2 98

6 VA Lagerfläche W 3 2 3 3 5 5 5 4 6 6 6 6 6 3 4 3 3 4 2 6 2 2 2 2 2 1 2 98

7 VA Traunmündung SE 3 3 3 4 6 5 5 4 6 6 6 6 6 3 4 3 3 3 2 6 2 3 2 2 2 1 4 103

8 VA Traunmündung NW 3 3 3 4 6 5 5 4 6 6 6 6 6 3 4 3 3 3 2 6 2 3 2 2 2 1 4 103

9 Forst Schiltenberg 6 6 5 5 6 6 4 3 6 6 6 6 6 5 5 5 5 5 4 6 5 4 4 4 5 5 5 138

10 Solar City W 5 5 4 3 2 4 3 3 6 6 6 6 6 3 4 3 3 4 2 6 2 3 2 2 2 1 3 99

11 Solar City E 5 5 4 3 2 4 3 3 6 6 6 6 6 3 4 3 3 4 2 6 2 3 2 2 2 1 3 99

12 Doppl NE 5 5 4 4 3 4 2 3 0 6 6 6 6 3 4 3 3 4 3 6 3 4 3 3 3 2 3 101

13 Doppl SE 5 5 4 4 3 4 2 3 0 6 6 6 6 3 4 3 3 4 3 6 3 4 3 3 3 2 3 101

14 Doppl NW 5 5 4 4 3 4 2 3 0 6 6 6 6 3 4 3 3 4 3 6 3 4 3 3 3 3 3 102

15 Doppl SW 5 5 4 4 3 4 2 3 0 6 6 6 6 3 4 3 3 4 3 6 3 4 3 3 3 3 3 102

16 Leonding-Reith 4 5 4 3 2 4 2 3 5 6 6 6 6 3 4 3 3 4 3 6 3 3 3 3 3 2 2 101

17 Steyregg-Neuau 5 5 3 4 5 4 3 4 5 6 0 3 3 3 4 2 3 4 2 6 2 4 2 2 2 2 3 91

18 Urfahr 1 3 4 3 2 2 3 5 5 0 6 0 4 3 3 4 3 3 4 2 6 2 2 2 2 2 1 3 79

19 Urfahr 2 3 4 3 2 2 3 5 5 0 6 0 4 3 3 4 3 3 4 2 6 2 2 2 2 2 1 3 79

20 Petrinum 5 5 5 4 2 3 4 4 6 6 6 4 6 5 5 5 6 4 5 6 6 5 4 5 5 4 2 127

21 Hafen Linz 2 3 2 2 4 4 5 5 6 6 6 6 6 3 4 3 3 3 2 6 2 3 1 2 2 1 4 96

22 Oed -St.Isidor 5 5 4 3 3 3 2 3 0 6 6 6 6 3 4 3 3 4 3 6 3 1 2 2 2 2 2 92

23 St.Martin 5 4 4 3 2 3 2 1 6 6 6 6 6 3 4 3 3 4 3 6 3 3 2 2 2 1 2 95

24 Fischdorf 6 5 5 5 5 6 2 2 6 6 6 6 6 3 4 3 3 3 3 6 4 4 2 2 2 4 4 113

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Anhang 6.3 Kostenschätzung Bauherstellung


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Tankspeicheranlage

Bauteil: Tankspeicheranlage 2.000.000 m³ Volumen Abmessungen

Abmessung 'l1':

Abmessung 'b1':

Eingabe erf.

Eingabe erf.

Abmessung 'l2': Eingabe erf.

Abmessung 'b2': Eingabe erf.

Höhe h: 60 m

Damm Höhe: 10 m Eingabe erf.

Erdbecken Aushubtiefe:

Böschungswinkel Erdbecken:

Böschungswinkel Damm Eingabe erf.

Dammkrone Eingabe erf.

Dammaufstandsbreite

Volumen Erdaushub

Volumen Damm

Oberfläche erdberührend 48.400 m²

Oberfläche atmosphärisch

Pos. Nr. Beschreibung Einheit EH-Preis Breite

[m]

Höhe

[m]

Länge

[m]

Fläche

[m²]

Anzahl

Stk.

Menge Pos.Preis Anmerkungen

GESAMMTKOSTEN € 143.747.456

01 Baustelleneinrichtung € 4.227.456 Gemeinkosten PA € 4.227.456,00 1 1 1 1 1 1 € 4.227.456 3% der Gesamtkosten

03 Aushub - Erdarbeiten offener Abtrag m³ € 2,20 Baugrubenaushub o. S. m³ € 3,82 Volumen Erdaushub

Aushub Unterwasser m³ € 2,40 Dichtwand vorh.

Aushub wegschaffen m³ € 2,52 Diff. Aushub -Damm

Anschütten Damm m³ € 3,58 Volumen Damm

Entsorgungskosten m³ € 20,00 10% von Aushub wegschaffen

05 Spezialtiefbau Baugrubensicherung Nagelwand ( m² € 75,00 Baugrubensicherung Schlitzwand m² € 200,00 Dichtwand / Schmalwand m² € 50,00 Spundwand m² € 63,27 Verankerung (Spw., SW) m € 500,00 IBO-Anker m € 95,00 1 Stk. pro 5 m², nur im Kristallin

seichte Wasserhaltung m³ € 1,00 nur im Lößlehm / Schotter

tiefe Wasserhaltung m³ € 2,50 06 Beton - Stahlbetonarbeiten € 14.520.000 Fundamentplatte m³ € 120,00 1 2,5 m 1 48.400 m² 1 121.000 m³ € 14.520.000 Unterwasserbeton m³ € 95,00 Stützmauer m³ € 130,00 Wände m. Schalung m³ € 115,00 Decke m. Schalung gerade m³ € 145,56 Decke m. Schalung gebogen m³ € 179,83 Bewehrung to € 857,50 Konterschalung m² € 55,00 07 Wärmedämmung und Abdichtung Wäremdämmung druckfest 40cm m² € 180,00 Oberfläche erdberührend

Wärmedämmung 40cm m² € 145,00 Oberfläche atmosphärisch

Folienabdichtung m² € 17,10 Oberfläche erdberührend

Betonitabdichtung m² € 10,75 Oberfläche erdberührend

Flüssigabdichtung m² € 12,00 Drainagematte m² € 9,14 Oberfläche erdberührend

Schwimmdecke m² € 107,80 Oberfläche atmosphärisch

08 Stahlbau € 125.000.000 Stahlkonstruktion liefern + monti Stk. € 2.500.000,00 1 1 1 1 50 50 € 125.000.000 Speicher je 40.000m³ einschl. Wärmedämmung

Grundbedarf 48.400 m²

Oberfläche 48.400,00

O/V 2%

D T 80 K

U-Wert 0,1 W/(m²*K)

Wärmeverlust 387 KW

3,39 GWh

220 m

220 m

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Bauwerksspeicher

Bauteil: Bauwerksspeicher 2.000.000 m³ Volumen Abmessungen

Abmessung Breite:

Abmessung Länge:

Eingabe erf.

Eingabe erf.

Höhe gesamt: 50 m

Höhe über GOK: 10 m Eingabe erf.

Erdbecken Aushubtiefe: 40 m

Böschungswinkel Einschüttung 33 ° Eingabe erf.

Überschüttung 1 m Eingabe erf.

Böschungsbreite 12 m SW d BP d Stzm. B

Volumen Erdaushub 1.672.964 m³ 1,0 m 1,0 m 3,5 m

Volumen Überschüttung 105.378 m³

Oberfläche erdberührend 80.000 m² Fläche für Isolierung

Oberfläche atmosphärisch 40.000 m²

Fläche für Böschungssicherung


[m]

Höhe

[m]

Länge

[m]

Fläche

[m²]

Anzahl

Stk.

Menge Pos .Pre i s Anmerkungen



03 Aushub - Erdarbeiten € 13.848.239 offener Abtrag m³ € 2,20 Baugrubenaushub o. S. m³ € 3,82 1.672.964 m³ € 6.390.722 Volumen Erdaushub


Aushub wegschaffen m³ € 2,52 1.567.586 m³ € 3.945.091 Diff. Aushub -Damm

Anschütten m³ € 3,58 105.378 m³ € 377.253 Volumen Damm

Entsorgungskosten m³ € 20,00 156.759 m³ € 3.135.172 10% von Aushub wegschaffen

05 Spezialtiefbau € 11.976.000 Baugrubensicherung Nagelwand m² € 75,00 Baugrubensicherung Schlitzwand m² € 200,00 1 45,0 m 800 m 1 1 36.000 m² € 7.200.000 140 kg/m³ SW Bewerhungsgehalt

Dichtwand / Schmalwand m² € 50,00 Spundwand m² € 63,27 Verankerung (Spw., SW) m € 500,00 1 1 800 m 1 1 800 m € 400.000 EP pro lfm SW

IBO-Anker m € 95,00 1 1 6 m 20.400 m² 6800 40.800 m € 3.876.000 nur im Kristallin, 1 Stk.(L=6m) pro 3 m

seichte Wasserhaltung m³ € 1,00 1 12,5 m 1 40.000 m² 1 500.000 m³ € 500.000 Flurabstand = 2m

tiefe Wasserhaltung m³ € 2,50 06 Beton - Stahlbetonarbeiten € 20.677.784 Fundamentplatte m³ € 120,00 1 m 2 m 1 m 40.000 m² 1 60.000 m³ € 7.200.000 Unterwasserbeton m³ € 95,00 Stützmauer m³ € 130,00 3,5 m 10 m 800 m 1 1 28.000 m³ € 3.640.000 140 kg/m³ Bewerhungsgehalt

Wände m. Schalung m³ € 115,00 ,6 m 14,5 m 800 m 1 1 6.960 m³ € 800.400 120 kg/m³ Bewerhungsgehalt

Decke m. Schalung gerade m³ € 145,56 Decke m. Schalung gebogen m³ € 179,83 Bewehrung to € 857,50 9.795 to € 8.399.384 Konterschalung m² € 55,00 1 14,5 m 800 m 1 1 11.600 m² € 638.000 07 Wärmedämmung und Abdichtung € 25.880.000 Wäremdämmung druckfest 40cm m² € 180,00 1 1 1 80.000 m² 1 80.000 m² € 14.400.000 Oberfläche erdberührend

Wärmedämmung 40cm m² € 145,00 200 m 1 200 m 1 1 40.000 m² € 5.800.000 Deckel Oberfläche atmosphärisch

Folienabdichtung m² € 17,10 1 1 1 80.000 m² 1 80.000 m² € 1.368.000 Oberfläche erdberührend

Betonitabdichtung m² € 10,75 Oberfläche erdberührend

Flüssigabdichtung m² € 12,00 Drainagematte m² € 9,14 Oberfläche erdberührend

Schwimmdecke m² € 107,80 200 m 1 200 m 1 1 40.000 m² € 4.312.000 Oberfläche atmosphärisch

200 m

200 m



O/V 6,0%

D T 80 K


Wärmeverlust 960 KW

8,41 GWh

Standort: 19 Oberfläche

14,5 m Lößlehm, Deckenschotter, gering wasserführend

Granit, Gneis

11.600 m²

25,5 m 20.400 m²

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Erdbeckenspeicher

Bauteil: Erdbecken mit Damm 2.000.000 m³ Volumen Abmessungen Grundbedarf 62.500 m²

Abmessung 'l1':

Abmessung 'b1':

Abmessung 'l2':

Abmessung 'b2':

Eingabe erf. Oberfläche 140.994,29

Eingabe erf. O/V 7%

Eingabe erf. D T 80 K

Eingabe erf. U-Wert 0,1 W/(m²*K)

Höhe h: 49 m Wärmeverlust 1.128 KW

Damm Höhe: 10 m Eingabe erf. 9,88 GWh


Böschungswinkel Erdbecken: 44 °

Böschungswinkel Damm 33 ° Eingabe erf.

Dammkrone 5 m Eingabe erf.

Dammaufstandsbreite 30 m

Volumen Erdaushub 1.591.667 m³

Volumen Damm 233.195 m³



Oberfläche l1 l2 b1 b2 Böschungswinkel

Damm 17.230 m² 250 m 219 m 250 m 219 m 33 °

14,5 m Lößlehm, Deckenschotter, gering wasserführend 16.780 m² 219 m 190 m 219 m 190 m 45 °

24,5 m Granit, Gneis 18.492 m² 190 m 181,587 190 m 182 m 80 °

Basis 22.500 m² Vergleichsberechnung

gesamt erdberührend 75.002 m²

Pos. Nr. Beschreibung Einheit EH-Preis Breite Höhe Länge Fläche Anzahl Menge Pos.Preis Anmerkungen

[m] [m] [m] [m²] Stk.


01 Baustelleneinrichtung € 5.988.597

Gemeinkosten PA € 5.988.597,43 1 1 1 1 1 1 € 5.988.597 10% der Gesamtkosten

03 Aushub - Erdarbeiten € 13.050.768

offener Abtrag m³ € 2,20

Baugrubenaushub o. S. m³ € 3,82 1.591.667 m³ € 6.080.167 Volumen Erdaushub



Anschütten Damm m³ € 3,58 233.195 m³ € 834.839 Volumen Damm


5 Spezialtiefbau € 3.615.348

Baugrubensicherung Nagelwand ( m² € 75,00 1 1 1 16.780 m² 1 16.780 m² € 1.258.473

Baugrubensicherung Schlitzwand m² € 200,00

Dichtwand / Schmalwand m² € 50,00

Spundwand m² € 63,27

Verankerung (Spw., SW) m € 500,00

IBO-Anker m € 95,00 1 1 5,0 m 18.492 m² 3698 18.492 m € 1.756.743 1 Stk. pro 5 m², nur im Kristallin

seichte Wasserhaltung m³ € 1,00 1 12,5 m 1 48.050 m² 1 600.132 m² € 600.132 nur im Lößlehm / Schotter

tiefe Wasserhaltung m³ € 2,50

6 Beton - Stahlbetonarbeiten € 10.387.644

Fundamentplatte m³ € 120,00 1 m 2 m 1 m 22.500 m² 1 45.000 m³ € 5.400.000

Unterwasserbeton m³ € 95,00 1 1 1 52.502 m² 1 52.502 m³ € 4.987.644

Stützmauer m³ € 130,00

Wände m. Schalung m³ € 115,00

Decke m. Schalung gerade m³ € 145,56

Decke m. Schalung gebogen m³ € 179,83

Bewehrung to € 857,50

Konterschalung m² € 55,00

7 Wärmedämmung und Abdichtung € 32.832.214

Wäremdämmung druckfest 40cm m² € 180,00 1 1 1 78.494 m² 1 78.494 m² € 14.128.972 Oberfläche erdberührend

Wärmedämmung 40cm m² € 145,00 250 m 1 250 m 1 1 62.500 m² € 9.062.500 Oberfläche atmosphärisch


Betonitabdichtung m² € 10,75 1 1 1 78.494 m² 1 78.494 m² € 843.814 Oberfläche erdberührend

Flüssigabdichtung m² € 12,00

Drainagematte m² € 9,14 1 1 1 78.494 m² 1 78.494 m² € 717.176 Oberfläche erdberührend


Standort: 19

250 m

250 m

150 m

150 m

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Kombinierte Bauform

Bauteil: kombinierte Bauweise 2.000.000 m³ Volumen Abmessungen

Abmessung 'l1':

Abmessung 'b1':

Abmessung 'l2':

Abmessung 'b2':

Höhe h: 52 m

Eingabe erf.

Eingabe erf.

Eingabe erf.

Eingabe erf.

Damm Höhe: 10 m Eingabe erf.


Böschungswinkel Erdbecken: 49 °

Böschungswinkel Damm 33 ° Eingabe erf.

Dammkrone 5 m Eingabe erf.

Dammaufstandsbreite 14 m

Volumen Erdaushub 1.613.000 m³

Volumen Damm 225.036 m³



gswinkel

Basis

gesamt erdberührend 74.329 m²

Vergleichsberechnung


[m]

Höhe

[m]

Länge

[m]

Fläche

[m²]

Anzahl

Stk.

Menge Pos.Preis Anmerkungen



03 Aushub - Erdarbeiten € 13.236.260 offener Abtrag m³ € 2,20 Baugrubenaushub o. S. m³ € 3,82 1.613.000 m³ € 6.161.660 Volumen Erdaushub



Anschütten Damm m³ € 3,58 225.036 m³ € 805.628 Volumen Damm


05 Spezialtiefbau € 3.584.136 Baugrubensicherung Nagelwand ( m² € 75,00 1 1 1 15.960 m² 1 15.960 m² € 1.196.998 Baugrubensicherung Schlitzwand m² € 200,00 Dichtwand / Schmalwand m² € 50,00 Spundwand m² € 63,27 Verankerung (Spw., SW) m € 500,00 IBO-Anker m € 95,00 1 1 5,0 m 19.374 m² 3875 19.374 m € 1.840.513 1 Stk. pro 5 m², nur im Kristallin

seichte Wasserhaltung m³ € 1,00 1 12,5 m 1 43.766 m² 1 546.626 m² € 546.626 nur im Lößlehm / Schotter

tiefe Wasserhaltung m³ € 2,50 06 Beton - Stahlbetonarbeiten € 13.523.776 Fundamentplatte m³ € 120,00 1 1,5 m 1 22.500 m² 1 33.750 m³ € 4.050.000 Unterwasserbeton m³ € 95,00 1 1,0 m 1 51.829 m² 1 51.829 m³ € 4.923.776 Stützmauer m³ € 130,00 3,5 m 10,0 m 1.000,0 m 1 m² 1 35.000 m³ € 4.550.000 Wände m. Schalung m³ € 115,00 Decke m. Schalung gerade m³ € 145,56 Decke m. Schalung gebogen m³ € 179,83 Bewehrung to € 857,50 Konterschalung m² € 55,00 07 Wärmedämmung und Abdichtung € 31.041.437 Wäremdämmung druckfest 40cm m² € 180,00 1 1 1 75.950 m² 1 75.950 m² € 13.671.017 Oberfläche erdberührend

Wärmedämmung 40cm m² € 145,00 240 m 1 240 m 1 1 57.600 m² € 8.352.000 Oberfläche atmosphärisch


Betonitabdichtung m² € 10,75 1 1 1 75.950 m² 1 75.950 m² € 816.463 Oberfläche erdberührend

Flüssigabdichtung m² € 12,00 Drainagematte m² € 9,14 1 1 1 75.950 m² 1 75.950 m² € 693.931 Oberfläche erdberührend




O/V 7%

D T 80 K


Wärmeverlust 1.068 KW

9,36 GWh

240 m

240 m

150 m

150 m

Standort: 19

Damm

Oberfläche l1 l2 b1 b2 Böschun

16.495 m² 240 m

209 m

180 m

209 m

180 m

170,635

240 m

209 m

180 m

209 m

180 m

171 m

33 °

14,5 m Lößlehm, Deckenschotter, gering wasserführend

Granit, Gneis

15.960 m² 45 °

27,2 m 19.374 m² 80 °

22.500 m²


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7 Kontaktdaten

Projektleiter: Dipl.-Ing. Christoph MUSER

Unternehmen: Ingenieurbüro ste.p ZT-GmbH

Kontakt: [email protected]

www.step-zt.at

Weitere ProjektpartnerInnen:

Institut für Verfahrenstechnik der Johannes Kepler Universität Linz (IVT/JKU)

Ansprechperson: o.Univ.-Prof. Dr. Wolfgang SAMHABER


http://www.ivt.jku.at

Austrian Institute of Technology (AIT), Business Unit Environmental Resources & Technologies

Ansprechperson: Mag. Martin JUNG



http://www.step-zt.at/


http://www.ivt.jku.at/

http://www.ivt.jku.at/


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NEUE ENERGIEN 2020 - speicherinitiative.atspeicherinitiative.at/assets/Uploads/09-GWS-Linz-Abschlussbericht-.pdf · GWS Linz Klim a- und En ergief onds des Bu ndes – Abwickl u ng