Veranstaltungsprogramm

Von der Novellierung des EEG bis zur Einführung einer CO2-Bepreisung verbessern sich einige maßgebliche Rahmenbedinungen. Im Rahmen der Präsentation wird auf die wichtigsten Punkte eingegangen.

Die Nachhaltigkeit der Tiefen Geothermie bei der Wärmebereitstellung nachzuweisen ist ein wichtiger Aspekt im Kontext gesellschaftlicher Akzeptanz und politischer Entscheidungen zur Wärmewende. In der vorliegenden Arbeit werden in diesem Zusammenhang die Umweltauswirkungen eines realen geothermischen Heizwerks im Süddeutschen Molassebecken untersucht. Die durchgeführte Ökobilanzierung nach ISO 14040/14044 umfasst den vollständigen Lebenszyklus des Referenzheizwerks und die damit verbundenen Stoff- und Energieströme bei Bau, Betrieb und Rückbau der Anlage. Das Heizwerk weist eine thermische Leistung von rund 15 MW auf, die jährliche Wärmebereitstellung liegt aktuell bei ca. 63 GWh und die Länge des Wärmenetzes beträgt 50 km. Um einen Vergleich der erzielten Ergebnisse mit alternativen Technologien zur Wärmebereitstellung zu ermöglichen, wurde eine systematische Literaturrecherche zu Ökobilanzierungen von Biomasseheizwerken, Gasthermen, Luft/Wasser-Wärmepumpen sowie Sole/Wasser-Wärmepumpen durchgeführt. Dabei konnten geeignete Untersuchungen für einen Quervergleich dieser zentralen und dezentralen Technologien der Wärmebereitstellung identifiziert werden. Die Gegenüberstellung erfolgt maßgeblich für die Wirkungskategorien anthropogenes Treibhauspotential (CO₂-Äquivalente) und Versauerung von Ökosystemen (SO₂-Äquivalente) in Bezug auf die funktionelle Einheit (Kilowattstunde thermische Energie).

Die durchgeführte Lebenszyklusanalyse des geothermischen Heizwerks im Großraum München quantifiziert die Umweltauswirkung der Wärmebereitstellung mit 84,78 g CO₂-Äq./kWh sowie 167,45 mg SO₂-Äq./kWh. Der größte Anteil an diesen Emissionen ist dem Betrieb der Anlage zuzuordnen. So können 91 % der CO₂-Emissionen der Betriebsphase zugerechnet werden. Dabei ist vorrangig der Eigenstrombedarf der Thermalwasser-Förderpumpe zu nennen. Aber auch der Ölverbrauch im Fall von Spitzenlast- und Redundanzabdeckung sowie die Leistungsaufnahme der Pumpe des Wärmenetzes führen zu erheblichen Emissionsanteilen (20 % bzw. 8 %). Untergeordnete Rolle in Bezug auf die CO₂-Emissionen weist die Bauphase mit untertägiger Erschließung, Heizwerk und Verlegung des Fernwärmenetzes auf. Für die SO₂-Emissionen ergibt sich eine ähnliche Verteilung über die Lebensstadien der Anlage. Verglichen mit alternativen Technologien zur Wärmebereitstellung weist das untersuchte geothermische Heizwerk die niedrigsten CO₂-Emissionen auf. Für Biomasseheizwerke wurde in den identifizierten Studien im Durchschnitt ein Wert von 138,8 g CO₂-Äq./kWh angegeben. Sole/Wasser-Wärmepumpen und Luft/Wasser-Wärmepumpen liegen bei 183,1 g CO₂-Äq./kWh und 252,2 g CO₂-Äq./kWh. Analog zum geothermischen Heizwerk ist bei den Wärmepumpenanwendungen die Deckung des Eigenstrombedarfs unter Nutzung des deutschen Strommix ein wichtiger Aspekt in der Bewertung der Ergebnisse. Durch den stetig ansteigenden Anteil erneuerbaren Energien im deutschen Energiesystem sinken die Emissionen im Strommix kontinuierlich. Daher wurden für das geothermische Heizwerk ausgehend vom Basisfall (Strommix des Jahres 2016) Szenarioanalysen durchgeführt, welche Zukunftsprognosen für den deutschen Strommix in die Ökobilanzierung einbinden. Diese zeigen, dass sich hierdurch Reduktionen der CO₂-Emissionen von bis zu 60 % für die betrachteten Szenarien des geothermischen Heizwerks ergeben.

In weiterführenden Arbeiten im Rahmen der Geothermie-Allianz Bayern sollen zusätzliche geothermische Wärmeprojekte einer Lebenszyklusanalyse unterzogen werden, um systematische Handlungsempfehlungen auf Basis einer breiten Datenlage für eine nachhaltige Wärmebereitstellung ableiten zu können. Darüber hinaus werden die Untersuchungen durch die Einbindung innovativer Technologien, wie der Hochtemperatur-Wärmepumpe, erweitert sowie die Zukunftsszenarien ausgebaut.

Im Rahmen des Teilprojekts Monitoring der Geothermie-Allianz Bayern wird der Betrieb von hydrothermalen Tiefengeothermieanlagen mit Strom- und/oder Wärmeproduktion untersucht. Umfassende Betriebs- und Messdaten von Referenz-Anlagen bilden die Basis für die Analyse des Betriebs und die Entwicklung von Analyse- und Diagnosefunktionen für die Gesamtanlage und deren Hauptkomponenten. Da fast alle Geothermiekraftwerke in Deutschland jedoch mit Luftkondensatoren betrieben werden und Scaling oftmals die Leistungsfähigkeit der Tauchkreiselpumpe und damit den förderbaren Thermalwasservolumenstrom beeinflusst, ist die erzeugte elektrische Bruttoleistung stark schwankend und es lassen sich wenig Betriebspunkte innerhalb eines Jahres mit gleichen Randbedingungen ermitteln. Bei Geothermieanlagen mit kombinierter Strom- und Wärmeproduktion ist der fluktuierende Wärmebedarf des Fernwärmenetzes ein weiterer Faktor für einen stark volatilen Betrieb des Geothermiekraftwerks. Daher ist die Analyse und Bewertung der Betriebsparameter eines Geothermiekraftwerks, beispielsweise der elektrischen Bruttoleistung oder des isentropen Turbinenwirkungsgrads, für Geothermieanlagenbetreiber mit besonderen Herausforderungen verbunden. Zudem weisen die bestehenden Prozessleitsysteme von Organic Rankine Cycle Kraftwerken nur eine begrenzte Funktionalität bezüglich des Monitorings auf.

Vorgestellt wird eine mit dem MATLAB® App-Designer entwickelte Softwareanwendung für das Monitoring des Betriebs und die zustandsorientierte Instandhaltung eines luftgekühlten Geothermiekraftwerks mit einem Organic Rankine Cycle einer Geothermieanlage mit kombinierter Strom- und Wärmeproduktion im Südbayerischen Molassebecken. Mit der Softwareanwendung kann die elektrische Bruttoleistung und der elektrische Bruttowirkungsgrad des Geothermiekraftwerks als entscheidende Kennzahlen für das Monitoring des Gesamtprozesses mit empirischen Simulationsmodellen überwacht werden. Weiterhin ermöglicht die Softwareanwendung die Überwachung der Leistungsfähigkeit eines Rohrbündelverdampfers, welcher der zentrale Wärmeübertrager im Gesamtprozess mit der größten Wärmeleistung ist. Hierzu kann der thermische Widerstand aufgrund von Scaling und Fouling thermalwasserseitig mit einem gleichungsbasierten, analytischen Simulationsmodell numerisch berechnet werden. Zudem kann der isentrope Turbinenwirkungsgrad und die Kondensationstemperatur der Luftkondensatoren mit empirischen Simulationsmodellen überwacht werden. Zusätzlich ist mit der Softwareanwendung die zustandsorientierte Bestimmung von optimierten Säuerungszeitpunkten für Tauchkreiselpumpen möglich, die bereits auf dem Geothermiekongress 2020 vorgestellt wurde. Die entwickelte Softwareanwendung ermöglicht Geothermieanlagenbetreibern somit eine einfache und präzise Überwachung des Gesamtprozesses von Geothermiekraftwerken, als auch die Überwachung des Betriebszustands jeder Hauptkomponente des Prozesses.

Extreme Bedingungen wie starke Mineralisierung und hohe Gasgehalte bedeuten eine enorme Herausforderung für die Tiefengeothermie, die die Nutzungsmöglichkeiten geothermischer Ressourcen beschränken. Durch den Einsatz neuer Konzepte für den Umgang mit Gas, Korrosion und Scaling (mineralische Ablagerungen) – dazu gehören glasfaserverstärkte Epoxidharzsysteme für geothermische Anwendungen, die Formation Gas Separation und die Formation Gas Reinjection – lassen sich auch für herausfordernde Standorte sichere, umweltschonende und wirtschaftlich rentable Lösungen realisieren, was nicht zuletzt der öffentlichen Akzeptanz der Tiefengeothermie zugutekommt.

Korrosion und Scaling-Bildung sind in traditionellen Verrohrungssystemen eine große Herausforderung. Der aus Kostengründen zur Verrohrung eingesetzte Kohlenstoffstahl ist in salinen Umgebungen nicht korrosionsresistent. Beim Scaling verursachen die Ablagerungen nicht nur an unterschiedlichen Stellen der Systeme Schwierigkeiten, sondern sie sind zum Teil auch radioaktiv. Besonders ausgeprägt sind diese Probleme in Regionen mit aggressiven Thermalwässern (z. B. Niederlande, Norddeutsches Becken). Gängige Gegenmaßnahmen wie Korrosionszuschläge und der Einsatz von Inhibitoren sind nur begrenzt wirksam und bringen ihrerseits Nachteile mit sich: Das Risiko des Verlusts der Bohrlochintegrität wird zwar reduziert, besteht jedoch weiter, die Lösungen sind teuer und potenziell umweltschädigend.

Eine kostengünstige, absolut korrosionsbeständige Alternative ist die Bohrlochverrohrung aus glasfaserverstärktem Kunststoff (GFK): Sie gewährleistet die Bohrlochintegrität und damit einen zuverlässigen Grundwasserschutz und wirkt sich günstig auf die Scaling-Rate aus. Aktuell wird im Rahmen eines Forschungsprojekts ein speziell für die Geothermie entwickeltes glasfaserverstärktes Epoxidharz-Casingssystem (GRE GEO) für den Industrieeinsatz verifiziert. Über Tage kann bei der Verrohrung auf Glasfaser-Standardprodukte zurückgegriffen werden; allerdings gilt es, bei der Planung (Rohrleitungsführung etc.) die Unterschiede zum Stahl (thermische Ausdehnungskoeffizienten/Duktilität) zu berücksichtigen.

Neben diesen, durch die hohe Mineralisation bedingten Problemen, liegt die zentrale Herausforderung für Geothermieprojekte an vielen Standorten (z. B. Oberrheingraben, Belgien) im hohen Gasgehalt (v.a. CO₂, Methan, Stickstoff) des thermalen Tiefenwassers. Beim bisher gängigen Ansatz wird das Gas in Lösung gehalten, was eine entsprechend ausgelegte Kompressionstaktik sowie Rohrleitungssysteme in einer hohen Druckklasse erforderlich macht. Das Vorgehen beeinträchtigt die Effizienz der Wärmeübertragung, die Bauteile sind hohen Belastungen ausgesetzt, und es ist nicht immer möglich den Druck zu halten - das hat nicht zuletzt zur Folge, dass trotz aller Bemühungen ungewollt Gas entweicht. Daher sind nach der Inbetriebnahme in der Regel umfangreiche Anpassungen nötig, was die Anlagenverfügbarkeit einschränkt und weitere, schwer kalkulierbare Kosten verursacht.

Ein alternatives Konzept mit erheblichem Potenzial in Deutschland und Europa (Norddeutsches Becken) bietet die Formation Gas Separation, also die kontrollierte Entgasung des thermalen Tiefenwassers, bei dem das Gas zunächst in einen Separator strömt. Dadurch können Rohrleitungen mit geringeren Wandstärken eingesetzt werden, die Kosten sinken, die Anlagenverfügbarkeit wird erhöht, und die Effizienz steigt. Der zentrale Vorteil ist jedoch, dass der Prozess – und, ein wichtiger Zusatzeffekt: auch das Scaling – beherrschbar wird. Durch Formation Gas Reinjection kann das Gas im Anschluss mit einem Downhole-Mixer in dasselbe Aquifer zurückgeführt werden, sodass kein CO₂ in die Atmosphäre gelangt. Auch diese Methoden haben sich bereits im kommerziellen Einsatz bewährt (Best-Practice-Beispiel Belgien).

In several hydrothermal plants in the Bavarian/Upper Austrian molasse basin Ca-carbonate precipitations are formed in the underground and surface pipe systems, on exposed surfaces and inside of the pump and within the installed filter system, which impede a regular operation. Within former research projects, an inhibitor was developed which meets the licensing requirements and environmental regulations. The inhibitor NC47.1B, produced by Niederrhein Chemie, was successfully tested and applied in a plant south of Munich (Unterhaching) for over three years. The performance, thermal stability, microbiological and chemical degradation of the inhibitor was investigated in situ and in various laboratory experiments within the scope of the research project EvA-M, funded by the German Federal Ministry for Economic Affairs and Energy. The accompanying hydrochemical and mineralogical monitoring proved the effectiveness of the inhibitor NC47.1B to avoid Ca-Carbonate precipitations in the surface pipe systems. Laboratory experiments, using real thermal water showed the microbiological degradation under anaerobic conditions of the inhibitor NC47.1B.

The promising results obtained by EvA-M provided the necessary confidence to inject the inhibitor underground at the production well, which will be conducted in another plant south of Munich (Dürrnhaar). As alternative method for reducing precipitation CO₂ injection will be tested in (Sauerlach). The injection of inhibitor and CO₂ will be accompanied by the follow-up research project EvA-M 2.0. Besides a comprehensive evaluation to investigate the performance of the inhibitor as well as the plant operation, a standardised procedure to test inhibitors for the application in hydrothermal operations will be developed. Further monitoring is necessary to provide data for the authorities about the reliability and sustainability of the applications of inhibitors in deep groundwater systems.

The exploration of countermeasures to avoid scaling is accompanied by extensive geochemical and molecular biological monitoring. While the research in Unterhaching was focused primarily on fluid analysis, bypass systems will be used for experiments at the Dürrnhaar and Sauerlach to study biofilms, precipitations and corrosion in detail.