Veranstaltungsprogramm

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Sitzungsübersicht
Sitzung
Poster Session
Zeit:
Donnerstag, 02.12.2021:
13:00 - 14:00

Chair der Sitzung: André Deinhardt, Bundesverband Geothermie e.V.
Virtueller Veranstaltungsort: Raum 4.1

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Präsentationen
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Multivalente Saisonale Geothermische Kälteversorgung Kontinuierlicher Kältebedarfe - MissElly

Roman Ignacy, Tilman Cremer, Rolf Bracke

Fraunhofer IEG Institution for Energy Infrastructures and Geothermal Systems, Deutschland

In Deutschland, ebenso wie weltweit, erfolgt die Erzeugung von Prozesskälte und die Klimatisierung von Objekten nahezu ausschließlich elektrisch. Während für Raumwärme und Beleuchtung der Stromverbrauch rückläufig ist, steigt er im Bereich der Prozesskälte um 0,7 TWh, und somit um etwa 2 % pro Jahr durch Zubau neuer Anlagen und die Auswirkungen der weltweiten Klimaerwärmung. Die weltweit angestrebte Energiewende kann allerdings nur durch eine Reduktion des absoluten Stromverbrauchs und der Treibhausgasemissionen gelingen. Im Bereich der Kältetechnik gibt es eine Vielzahl von Anwendungen, die aufgrund ihrer Anforderungen eine kontinuierliche Kühlung erfordern. Hierzu zählen unter anderem Kühlkammern und Kühllager z.B. in der Nahrungsmittelindustrie, oder in Krankenhäusern, Rechenzentren, Labore und Prüfstände. Oft haben diese Objekte keine Heizbedarfe, sondern stellen nur Anforderungen an die Kühlung. Wird vor Ort kein Kunde für die Abwärmenachnutzung dieser Objekte gefunden, muss die gesamte Wärmeenergie an die Umwelt abgegeben werden. Meist wird die Kälte durch Kompressionskältemaschinen in Kombination mit Freikühlern erzeugt. Ohne saisonale Kältespeicherung muss die Kälte praktisch im Moment des Bedarfs produziert werden und die Kälteproduktion findet dann bei meist höheren Umgebungstemperatur statt. Dies führt dazu, dass besonders zu ungünstigen Zeiten besonders viel Kälte erzeugt werden muss und dies dann mit einem relativ schlechten Wirkungsgrad geschieht. Im Gegensatz zu elektrischer Energie lässt sich Kälte gut speichern und somit zu Zeiten günstiger Bedingungen erzeugen. Die tägliche aber auch die saisonale Kältespeicherung ist möglich, wodurch der Winter der gemäßigten Breiten zu einem Standortvorteil wird. In diesem Fall muss die Kälte nicht elektrisch erzeugt werden, sondern wird direkt der Umgebung während der kalten Jahreszeit entnommen. Im Rahmen des Projekts MissElly soll eine Demonstrationsanlage zur Bereitstellung von etwa 310 kW Kälte bei einer Temperatur von 18 °C entwickelt, ausgelegt und umgesetzt werden. Am Standort wird eine Demonstrationsanlage aufgebaut, die einen Prüfstand für Leistungselektronik und Stromspeicher mit Akkumulatorzellen mit Kälte versorgen wird. Für diese Größenordnung und bei dieser Temperatur kommt der alleinige Einsatz herkömmlicher Kältespeicher, etwa Kaltwasser oder Eisspeicher, nicht in Frage. Daher soll ein beträchtlicher Anteil der im Sommer benötigten Kälte bereits im vorangegangenen Winter im Untergrund über ein Sondenfeld eingespeichert werden und so der Einsatz regenerative Kälte im System maximiert werden. Als primäre Kältequelle dienen, wie im klassischen Kältesystem, Freikühler. Ihre Leistung hängt maßgeblich von der Aussentemperatur ab. Sie werden auf einen Betriebspunkt bei einer bestimmten Aussentemperatur ausgelegt. Unterhalb dieser haben Freikühler enorme Leistungsreserven, die im MissElly-System saisonal gespeichert werden. Der Teil der Kälte, welcher im Sommer benötigt wird und der mit den Freikühlern nicht mehr erzeugt werden kann, wird im Untergrund in einem Erdsondenfeld und zusätzlich im Winter in einem Eisspeicher für die saisonale Kältespeicherung gespeichert. Auch kurzfristige Zeiträume wie kalte und kühle Wetterlagen oder kühle Nächte werden dann zur Regeneration des Kältespeichers genutzt. Ein großer Teil der benötigten Kälte kann somit durch herkömmliche Freikühler gewonnen werden und muss nicht mittels einer Kompressionskältemaschine erzeugt werden. Im MissElly Projekt wird das innovative Gesamtsystem aus Labor / Prüfstand, Freikühlern, Erdsondenfeld und Eisspeicher auf seine Leistungsfähigkeit und das Zusammenspiel der verschiedenen Komponenten getestet. Simulationen des Gesamtsystems bilden dabei die Basis für die Demonstrationsanlage. Die Simulationsergebnisse werden dann in der Demonstrationsanlage validiert. Erste grundlegende Berechnungen zeigen, dass ein solches System den durchschnittlichen Stromverbrauch und die Treibhausgasemissionen im Vergleich zu einem Standardsystem ohne Kältespeicher um etwa 70% senken wird.



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Thermoökonomische Analyse oberflächennaher Geothermie unter Berücksichtigung von Wärmebereitstellung und Gebäudekühlung

Sebastian Kutzner, Florian Heberle, Dieter Brüggemann

Lehrstuhl für Technische Thermodynamik und Transportprozesse (LTTT), Zentrum für Energietechnik (ZET), Universität Bayreuth, Deutschland

Der Anteil erneuerbarer Energien im Stromsektor beträgt derzeit rund 44 %, im Wärmesektor liegt dieser Anteil bei lediglich 15 %. Bei einem Gesamtanteil des Wärmesektors am Endenergieverbrauch von über 55 % bietet sich demnach ein erhebliches Potential zur Reduktion von fossilen Energieträgern. Dieses Potential kann im Besonderen im Bereich des modernen Quartier- und Wohnungsbaus durch die Einbindung oberflächennaher geothermischer Wärmequellen erschlossen werden. Ein zentrales Niedertemperatur-Wärmenetz bietet die Möglichkeit, die Leistung der Wärmequelle im Vergleich zur Summe der Individuallösungen zu reduzieren. Dies führt zu einer verbesserten Wirtschaftlichkeit der Systeme. Gleichzeitig rückt bei derartigen Systemlösungen immer mehr auch die Gebäudekühlung in den Fokus. Hierbei ist auffällig, dass die Systeme zwar auf den Wärmebedarf ausgelegt werden, konkrete Angaben zur Systemarchitektur sowie der Kühlung und im Besonderen deren Grenzen jedoch kaum verfügbar sind.

Basierend auf der Modellierungssprache Modelica wurde in der Simulationsumgebung Dymola [1] ein transientes Simulationsmodell für ein Niedertemperatur-Wärmenetz entwickelt. Das Simulationsmodell orientiert sich in seiner Auslegung an einem realen, derzeit im Bau befindlichen Netz in einem Wohnquartier. Dieses umfasst rund 900 m an Leitungen sowie 41 Abnehmer mit einem jährlichen Wärmebedarf von 350 MWh sowie einen Flachkollektor mit 200 kW Entzugsleistung. Die Abnehmer werden anhand von Jahreslastprofilen, basierend auf dem ASHRAE-Berechnungsverfahren, modelliert. Die Wärme- bzw. Kältebereitstellung im Gebäude wird über kennlinien-basierte Wärmepumpenmodelle abgebildet. Als Wärmequelle wird, neben dem Erdkollektor, auch ein Erdsondenfeld untersucht.

Die Simulation des Systems erfolgt auf Jahresbasis. Hierbei werden, neben den Massenströmen und Temperaturen im Wärmenetz sowie der elektrischen Leistungsaufnahme der Wärmepumpen, sämtliche für die Auswertung erforderlichen Daten berücksichtigt. Die berechneten Werte werden im Anschluss in ein ökonomisches Modell überführt und die Wärmegestehungskosten des Gesamtsystems werden ermittelt.

In einem ersten Schritt wird das transiente Simulationsmodell dazu genutzt, die unterschiedlichen Wärmequellen im Hinblick auf die alleinige Wärmeversorgung des Quartiers zu bewerten. Ausgehend von dem real installierten Erdkollektor und einem in gleicher Leistung ausgelegten Erdsondenfeld werden Randparameter wie die Bodeneigenschaften, die Dimensionierung der Wärmequelle und die Kostenfaktoren variiert und Sensitivitätsanalysen durchgeführt. Hierbei zeigt sich, dass der Erdkollektor im Auslegungsfall die erforderliche Wärmemenge für das Quartier bereitstellen kann, wobei sich Wärmegestehungskosten von rund 19,8 ct/kWh ergeben. Damit fallen die Kosten um rund 11 % geringer aus als bei Einsatz eines vergleichbaren Erdsondenfeldes. Eine Optimierung der Dimensionierung führt im Fall des Erdkollektors zu einer Kostenreduktion von 2 %. Die vergleichbare Optimierung des Erdsondenfeldes führt zu einer Einsparung von 5 % bei den Wärmegestehungskosten. Der wirtschaftliche Vorteil des Erdkollektors bleibt im reinen Heizfall auch bei Variation der Bodenparameter oder der Investitionskosten bestehen.

In einem zweiten Schritt wird die Kühllast der Gebäude mitberücksichtigt. Es werden sowohl die passive als auch die aktive Gebäudekühlung simuliert. Neben der ökonomischen Auswirkung werden auch die thermodynamischen Einflüsse auf das Gesamtsystem betrachtet. Dabei wird im Besonderen analysiert, wie sich beide Optionen auf die Temperatur im Wärmenetz und damit auf das Temperaturprofil der Wärmequelle auswirken. Ebenso wird bestimmt, ob eine passive Kühlung ganzjährig möglich ist oder ob sich aufgrund des Temperaturniveaus Limitierungen ergeben. Aus diesen Beobachtungen soll abgeleitet werden, ob Erdsonden und Flachkollektor auch als Wärmesenke im Sommer ausreichend dimensioniert sind bzw. welches Konzept sich im kombinierten Heiz- und Kühlfall als wirtschaftlicher erweist. Zudem wird der Einfluss der Kühlung auf die Regeneration der Wärmequelle erfasst. Für den Fall des Erdkollektors zeigt sich, dass die ausgelegte Anlage zum Ende der Kühlperiode eine zu hohe Temperatur für die passive Kühlung aufweist. Aus den gewonnenen Erkenntnissen werden schließlich Ansätze für die optimierte Auslegung von Niedertemperaturnetzen im Allgemeinen und den Wärmequellen im Speziellen abgeleitet.

Referenzen

[1] Dassault Systems (2020) Dymola, Multi-Engineering Modeling and Simulation based on Modelica and FMI. URL: https://www.3ds.com/products-services/catia/products/dymola/



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Sicherheit, Effizienz, Kostenreduktion: Erfolgreiche Projekte mit der stärksten Erdwärmesonde der Welt

Benjamin Pernter, Benjamin Klöppel

Jansen AG, Schweiz

Die innovative Erdwärmesonde JANSEN hipress erreicht neue Dimensionen in der oberflächennahen Geothermie. Die Nenn-Druckstufe von PN35 macht sie zur stärksten am Markt verfügbaren Erdwärmesonde der Welt. Gleichzeitig ist sie sehr schlank, kommt dadurch mit einem sehr kleinen Einbaudurchmesser aus und zeigt im Verhältnis dazu den geringsten hydraulischen Widerstand. Erreicht wird das durch eine patentierte PE-Metall-Mehrschichtrohrlösung, die vom Schweizer Hersteller Jansen in Zusammenarbeit mit dem Institut für Werkstofftechnik und Kunststoffverarbeitung (IWK) der Ostschweizer Fachhochschule (OST) entwickelt wurde. Die Hochdruck-Erdwärmesonde besticht zudem durch eine hohe thermische Übertragungsleistung sowie absolute Diffusionsdichtigkeit. JANSEN hipress hält höchsten Druckbelastungen und extremen Bedingungen stand und ermöglicht dadurch eine wirtschaftliche Erschließung des Energiespeichers Erde bis in knapp 500 Metern Tiefe.

JANSEN hipress wurde mit drei Preisen ausgezeichnet: Mit dem German Innovation Award 2019 «Gold», dem Ruggero Bertani European Geothermal Innovation Award 2019 sowie dem erstmalig vergebenen Innovations-Award 2020/21 des Schweizer Instituts für Qualitätstests (SIQT).

Die 2018 am Markt eingeführte Sonde hat sich bereits in der Branche etabliert und bei diversen Projekten bewährt. Darunter sind beispielsweise mehrgeschossige Wohngebäude in urbanem Gebiet, wo bei äußerst knappem Platzangebot nur sehr tiefe Erdsonden die nötige Energie liefern können. Eine weitere interessante Anwendung ergibt sich bei potenziellen Gasvorkommen auch in geringeren Tiefen. Da der Metallmantel im Rohrinnenaufbau nicht nur absolute Diffusionsdichtigkeit sondern auch einen hohen Wärmedurchgang bietet, zeigen JANSEN hipress Erdwärmesonden sehr gute thermische Leistungswerte: Schon eine als Einfach-U eingesetzte JANSEN hipress liegt in etwa auf gleichem Leistungsniveau wie herkömmliche diffusionsdichte Doppel-Us, ist jedoch wesentlich günstiger und einfacher abzuteufen.

Besonders eindrucksvoll ist ein 75'000 m² großer Innovationspark in Basel (Schweiz), wo für eine der größten thermischen Batterien Europas explizit hochdruckbeständige, diffusionsdichte Erdwärmesonden gesucht wurden. Bisher wurden dort rund 225 JANSEN hipress Doppel-U-Sonden auf je ca. 280 m Tiefe eingebaut. Zwei unterirdischen Energiezentralen versorgen ein Universitätsinstitut, Hotel- und Gastronomie- sowie zahlreiche Büro- und Gewerbeflächen äußerst effizient mit Energie. Im Endausbau des Mega-Projekts werden sechs bis sieben Groß-Wärmepumpen insgesamt im zweistelligen Megawatt-Bereich installiert sein.

Die JANSEN hipress ist dank ihrer hervorragenden technischen Eigenschaften vielseitig einsetzbar und erlaubt dadurch innovative Anlagenkonzepte mit erhöhter Sicherheit und Effizienz sowie effektiven Kostenreduktionen, wofür der Vortrag Impulse bietet.



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Innovative Ansätze zur geothermischen Nutzung des Brenner Basistunnels zur Versorgung eines Stadtquartiers in Innsbruck (Österreich)

Thomas Geisler1, Gregor Goetzl2, Magdalena Wolf3, Klaus Voit3, Edith Haslinger4, Ulrich Burger5, Olivier Pol6, Eszter Nyeki2, Tobias Pröll3, Tobias Cordes5, Wolfgang Straka3, Tobias Cordes5, Michael Lauermann4, Thomas Marcher1

1Technische Universität Graz; 2Geologische Bundesanstalt; 3Universität für Bodenkultur; 4Austrian Institute of Technology; 5Brennerbasis Tunnel BBT SE; 6Innsbrucker Kommunalbetriebe AG

Der Brenner Basistunnel stellt eine ca. 55 km lange, unterirdische Verbindung zwischen Innsbruck (Tirol, Österreich) und Franzensfeste in Südtirol (Italien) dar. Das Tunnelbauwerk des Brenner Basistunnels besteht aus zwei eingleisigen Tunnelröhren (Innendurchmesser: 8,1 m), die in einem Abstand von 70 Metern verlaufen und alle 333 m durch Querschläge verbunden sind. Zusätzlich steht ein Erkundungsstollen zur Verfügung, der nach Inbetriebnahme der Tunnelanlage für Installationen von eisenbahntechnischen Anlagen und Servicearbeiten genutzt werden soll. Darüber hinaus wird er zur Drainage sämtlicher anfallender Bergwässer im gesamten Tunnelbauwerk genutzt werden. Der Brenner Basistunnel besitzt aufgrund seiner hohen Gebirgsüberlagerung ein signifikantes geothermisches Potenzial. Zusätzlich hierzu befindet sich das Nordportal des Tunnels in unmittelbarer Nähe zur Stadt Innsbruck. Im Rahmen der vom Österreichischen Klima- und Energiefonds geförderten Studie ThermoCluster wird das geothermische Anwendungspotenzial des Brenner Basistunnels in einem multidisziplinären Konsortium untersucht. Die aus dem Tunnel und Nahbereich des Nordportals gewonnene Wärme und Kälte soll für die Versorgung eines kalten Nahwärmenetzes im Bereich Innsbruck Süd eingesetzt werden.

Die Herausforderung dieser Studie liegt in der Optimierung der Nutzung von Tunnelwärme hinsichtlich Leistungsmaximierung, Bereitstellung von Kälte sowie einer großen Flexibilität, da das zu versorgende Stadtentwicklungsgebiet bereits vor der geplanten Inbetriebnahme des Brenner Basistunnels zumindest teilweise errichtet werden könnte. Um dies gewährleisten zu können soll auf eine Kombination verschiedenster geothermischer Nutzungskonzepte zurückgegriffen werden. Die kostengünstigste Wärmequelle stellen hierbei drainierte Tunnelwässer dar, die gemäß erster Hochrechnungen, basierend auf einer Prognose aus dem Jahr 2015 (Burger & Perello, 2015) thermische Leistungen mindestens 2 MW Wärme auf einem Temperaturniveau von 20 bis 24°C erwarten lassen. Da die Tunnelanlage jedoch auch über zwei Zugangsstollen im Bereich des Wipptals und nahe Ahrental verfügt, werden derzeit Konzepte zur Erhöhung des nutzbaren thermischen Potenzials untersucht. Einerseits können zuströmende Kaltwässer hydraulisch von den warmen Drainagewässern getrennt werden und für die Kälteversorgung genutzt werden. Anderseits wird die Möglichkeit einer künstlichen Einleitung von Oberflächenwässern untersucht, die mittels thermischer Absorber auf das Temperaturniveau der Drainagewässer gehoben werden. Die eingeleiteten Wässer werden hierbei in einer separaten Drainageleitung durch thermische Absorber an der Wand des Erkundungsstollen in hydraulisch getrennten, seriell geschalteten Kreisläufen aufgewärmt und anschließend in die Hauptdrainage der Bergwässer eingeleitet. Durch diese Maßnahme ließe sich die thermische Leistungsfähigkeit des Brenner Basistunnels deutlich erhöhen.

Zur Gewährleistung einer geothermischen Versorgung in frühen Bauphasen wurden Konzepte zur Nutzung des oberflächennahen Untergrunds im Bereich der neu errichteten Stadtquartiere angedacht, die später mit der Nutzung der Tunnelwärme kombiniert werden. Hierfür wurde eine Kombination aus Grundwasserwärmetauschern (Grundlastversorgung) mit einer thermischen Nutzung von Oberflächenwässern (Übergangszeit) und Erdwärmesonden (Spitzenlast und Speicherung) untersucht. Die oberflächennahen geothermischen Anlagen sollen bereits ab Errichtung des möglichen Stadtquartiers mit den bereits zur Verfügung stehenden Drainagewässern der Tunnelanlage gekoppelt werden. Nach Abschluss und Inbetriebnahme der Tunnelanlage können die Absorber in Kombination mit der Einleitung von Oberflächenwässern im Bereich des Wipptals nachträglich in das Kalte Nahwärmenetz eingebunden werden. Nach der Vollendung der Forschungsstudie ThermoCluster im Frühjahr 2022 stehen technologisch und ökonomisch bewertete Entwicklungskonzepte für eine mögliche zukünftige geothermische Nutzung des Brenner Basistunnels zur Verfügung.

Quellen:

Burger, U. & Perello, P. 2015: Hydrogeologischer Bericht zum Baulos H51 Pfons – Brenner, interner Bericht BBT SE



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Vergleich von Grubenwassergeothermie zu fossilen Energieträgern mittels ökonomischer, ökologischer und technologischer Kriterien

Lukas Oppelt, Thomas Grab, Julia-Edith Balski, Robin Klink, Tobias Fieback

TU Bergakademie Freiberg, Deutschland

Die Nutzung regenerativer Energien zum Heizen und Kühlen gewinnt für die Zukunft stetig an Bedeutung. Darüber hinaus erfordert der Strukturwandel in ehemaligen Bergbauregionen wie dem Erzgebirge, Ruhrgebiet oder Moster Becken in Tschechien Nachsorgemaßnahmen.

Geflutete Bergwerke oder Grundwasserpumpstationen stellen durch oftmals große Wasservolumina ein ganzjährig hohes Wärmepotenzial dar. Die hierbei vorliegenden Temperaturen ermöglichen sowohl eine regenerative Gebäude- und Prozesskühlung, als auch eine Realisierung von Heizanwendungen in Kombination mit dem Einsatz einer Wärmepumpe.

Es erfolgt eine Einordnung der Technologie Grubenwassergeothermie zu konventionellen Heizanwendungen wie Erdgas oder Heizöl unter ökonomischen und ökologischen Kriterien. Der Vergleich zeigt, dass durch gewöhnliche Grundwasser-Wärmepumpen sowie durch Bioenergie betriebene Pelletheizungen, vergleichsweise niedrige Betriebskosten entstehen. Fossile Energieträger wie Heizöl, Erdgas oder Fernwärme verursachen dagegen unter den gewählten Rahmenbedingungen höhere jährliche Kosten. Mittels einer beispielhaften Grubenwasseranlage kann festgestellt werden, dass die JAZ sowie der zu zahlende Strompreis die jährlichen Betriebskosten maßgeblich beeinflussen und als gleichermaßen relevant für die Wirtschaftlichkeit des Systems anzusehen sind. Durch die Betrachtung von drei konstruierten Szenarien, welche jeweils Veränderungen der Betriebskosten zur Folge haben, kann diese Abhängigkeiten nachvollzogen werden. Als Einflussgrößen werden dabei die Jahresarbeitszahl (beeinflusst durch Temperaturhub zwischen Grubenwassertemperatur und Vorlauftemperatur, Länge der Wärmetransportstrecke, Einfluss der Warmwasserbereitung, etc.), sowie der Strompreis betrachtet. Aktuelle Entwicklungen wie beispielsweise die Einführung einer CO2-Steuer werden dabei ebenfalls in die Betrachtung integriert.



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Assessment of the development of geothermal power plants: Prospects for the environmental economy

Hooriyeh Borhani1, Mahdi Partuvifar2, Masoumeh Karimi2

1Mashhad university, Iran, Islamic Republic of; 2TERAN UNIVERSITY

In the sector of electricity production, the existence of investment resources limitation and environmental criteria are the main factors that influence this process. The reduction of costs and the destructive impacts on the environment have been always mentioned by specialists. Consequently, the importance of environmental protection and electric-energy production lead to a focus on geothermal power plants. Obviously, in our country, the issue of required resources for investment surpasses the environmental factors. Here, the main question is that in the current situation of our country, the replacement of fossil fuel power plants with geothermal power plants is possible or not and can we hope that it would be possible in the future? Also, this research endeavors to do an economic evaluation on the above-mentioned subject in Iran taking into consideration the high costs of electricity production by geothermal power plants and the situation of electricity production costs and social costs.



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The Current Status of Geothermal Energy Use and Development in Republic of Kosovo

Zuna Atifete

Kosovo University

The paper analyses the way of use of thermo minerals waters in Spas in Republic of Kosovo the results hinted that the possibility of direct use of geothermal energy with modern technology - heat pumps, is a domestic resource which contributes to energy security and decreases use of fuels. It is efficiency energy environmental important source which produces far less air pollution, of new creation working places and improvement of life level for local communities. Kosovo is considered a rich country regarding geothermal energy as participated by the Western Balkans. Regionalized geothermal zones such as Dukagjini with its sub zone Drenice and Malishevo, in Morava e Binçit and Rogozna, by the sub zone of Lab, from the perspective of geothermal exploitation are highly promising areas. It has been estimated that the number of thermal springs and wells in Kosovo with low enthalpy is around twenty (20) with temperatures less than 600C, the potential of geothermal pleasantly is appreciated by 10.92 (MWth) until to 14.5 (MWth) of total energy of value of 269.5 (TJ /y) until to 675.8 (TJ / y) Their aquifers are formed in karstified sedimentary rocks the Mesozoic and Palaeozoic age of limestone and dolomite, with a thickness of more than 500 m, depth. Currently, studies of geothermal resources, in terms of hydro-geological, hydro-chemical studies of thermal and mineral water for regeneration-treatment are ongoing geothermal energy in Kosovo, is used only for Spa purposes, and few have other uses such as heating and cooling with heat pumps, industrial purposes and other uses of these economical resources. It has been concluded that certain zones in Kosovo, offer the indications about generating geothermal energy in layers of hot soil, with the possible use of low enthalpy in thermal waters with temperatures exceeding 20 0C. According to the general estimates, certain areas by geothermal potential offer satisfactory heat generated energy to directly utilization.



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A Heat Demand Map of North-West Europe - its impact on supply areas and identification of potential production areas for deep geothermal energy

Elias Khashfe1,2, Eileen Herbst1,2, Alexander Jüstel1,2, Frank Strozyk1,2, Peter Kukla1,2

1Geological Institute, RWTH Aachen University; 2Fraunhofer IEG Research Institution for Energy Infrastructures and Geothermal Systems

To achieve the Paris Agreement's goal of maximum global warming by 2 degrees, CO2 reduction is indispensable. Space heating for residential, service and industrial buildings amounts to 26% of EU's final energy consumption with about 3347 TWh/a. Approximately 75% of the heat produced is generated by fossil fuels with high CO2 emissions. Those Emissions can be reduced by implementation of renewable energy sources, such as deep geothermal energy.

As Part of the Interreg NWE project “DGE-ROLLOUT - Roll-out of Deep Geothermal Energy in NWE” a heat demand map of North-West Europe is developed to determine the spatial heat demand distribution of residential, service and industrial buildings. Subsequently limiting factors including subsurface geology and energy infrastructures are used to identify potential production areas for deep geothermal energy. In addition, potential supply areas of deep geothermal power plants by given annual heat production are estimated. The results will show that there is a great potential for CO2 reduction through the use of deep geothermal energy, especially in densely populated and heat consuming areas.



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Geothermal Reservoir Characterization of Deep Limestones in the Aachen Area

Esteban Gomez-Diaz1, Peter A. Kukla1,4, Maren Brehme2,3

1Geological Institute, Energy and Minerals Resources Group, RWTH Aachen University, Wüllnerstraße, 52056 Aachen, Germany; 2TU Delft, Department of Geoscience and Engineering, TU Delft, CN Delft, 2628, Netherlands; 3ETH Zurich, Department of Earth Sciences, Sonneggstrasse 5, 8092 Zürich, Switzerland; 4Fraunhofer IEG, Fraunhofer Research Institution for Energy Infrastructures and Geothermal Systems

This research targets an integrated characterization of deep geothermal reservoirs in the Rhine-Ruhr region in Germany. It forms part of the European Union ITN “EASYGO” project “Efficiency and Safety in Geothermal Operations”. The greater Aachen area was selected as a focus area at the beginning of this project in 2021. It is planned to carry out a detailed structural assessment of the structural grain and an assessment of the host and country rock parameters using field work and remote sensing, geophysical exploration and well data along with existing information of the geochemistry of thermal waters in the area.

Previous regional structural and stratigraphic mapping, drilling results, and some seismic data confirm a regional structural deformation style, which is marked by NW-SE striking normal faults and NE-SW oriented thrust faults with a strike slip component. These fault sets control the overall deformation in the region, including recent earthquake activity. It also includes active hydrothermal manifestation (“Bad Aachen”), which has been attributed to deep sourced (≈4 km) fluid flow along Variscan thrust faults and post-Variscan normal faults. The detailed structural configuration in the deep source zones of thermal waters, which are partly enriched in Na-CL, is still enigmatic.

The role of the Devonian carbonates and sandstones as fluid and heat reservoirs in the area are now subject of further investigations in the context of the energy and heat transformation change in the former Aachen coal mining area. This includes a quantification of the factors controlling the fluid and heat transport and genesis of the thermal waters. The characterization of the reservoir potential in the Aachen area will facilitate similar studies in the entire Rhine-Ruhr region for a better understanding of the geothermal potential of North Rhine-Westphalia.



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Neue Chancen für Tiefengeothermie-Projekte in Niedersachsen

Martin Kinzel

GeoEnergy Celle e.V., Deutschland

Generell bietet Niedersachsen ein großes tiefengeothermisches Potenzial. Für einige Standorte wurden bereits Machbarkeitsstudien erstellt. Ein Durchbruch für den Start eines Entwicklungsprogramms scheiterte aber bislang vor allem an wirtschaftlichen Risiken.

Der Schlüssel zum Erfolg liegt in der Verminderung von geologischen und technischen Risiken sowie in der Senkung der Projektkosten. Hierzu wurden weitere Forschungsvorhaben und Studien initiiert. Ob sich aus den Ergebnissen eine kurzfristige Verbesserung ergibt, ist derzeit noch nicht abzusehen.

Ein erweiterter Ansatz wäre die Erschließung von geeigneten Aquiferen in mittleren Tiefenlagen, die bislang noch nicht in Betracht gezogen wurden. Die körnige Fazies des Oberen Maastrichts (Oberkreide) in Niedersachsen ist ein solches Aquifer. Diese Formation zeichnet sich durch viele günstige Parameter aus. Die Datenbasis aus existierenden Tiefbohrungen ist ausgezeichnet. Die geologischen und die technischen Risiken sind gering. Es zeichnet sich eine Vielzahl von potenziell bohrreifen Standorten ab. Ein vielversprechender kurzfristiger Start eines Tiefengeothermie-Programms in Niedersachsen, ohne aufwändige Forschung, ist ein realistisches Szenario.

Die Herausforderung besteht darin, die bereits vorliegenden Daten und Erkenntnisse in konkrete Projekte umzuwandeln. Mit Hilfe eines „Interessen-Konsortiums“ sowie einer aktiven Unterstützung durch Behörden und politische Gremien sollte das möglich sein. Zwei mitteltiefe Geothermie-Projekte im Alpenvorland mit vergleichbaren geologischen Rahmenbedingungen können als erfolgreiche Referenzprojekte angesehen werden: Seit über 20 Jahren unterstützen die Geothermie-Betriebe Straubing und Erding die lokale Fernwärmeversorgung.



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Geological and sedimentary facies modeling of potential Mesozoic sandstone aquifer reservoirs for geothermal ATES in Berlin, Northeast German Basin

Jan Piekarski1, Harald Stollhofen2, Ben Norden1, Sven Fuchs1

1GFZ Potsdam, Germany; 2Friedrich-Alexander University, Erlangen-Nüremberg

The North German Basin (NGB) is a large sedimentary basin extending from the North Sea to Poland, hosting several potential reservoir rocks for geothermal usage and Aquifer Thermal Energy Storage (ATES). However, their occurrence and the respective reservoir quality are less known and, especially in urban areas, hard to predict. Therefore, we chose the greater Berlin area in the south-eastern part of the NGB as a case study to investigate the benefits of different exploration methods and to develop an approach to address the geological risks of finding suitable reservoir rocks.

The Berlin case study focuses on the development of ATES systems and considers clastic saline aquifers of the (1) Lower Cretaceous, (2) Middle and Lower Jurassic, and (3) Upper Triassic. The potential reservoir rocks cover different sedimentary facies of fluvial, deltaic, and shallow-marine depositional systems.

In the ongoing research, the sedimentary facies distribution pattern, including a detailed methodological consideration of small – and large–scale variations, will be derived from the sparse subsurface information and compared to available exploration techniques to address and minimize the exploration risks for the development of ATES systems. The project will benefit from a new exploration well to be drilled in the summer of 2021 in Berlin-Adlershof.

After drilling through the overlying Cenozoic Rupel Clay and reaching the Mesozoic sedimentary formations, the borehole will be deepened by continuous wireline coring, providing an opportunity for sedimentological, petrological, and petrophysical analysis including detailed core logging, thin section petrography, measurements of hydraulic and thermal properties (e.g. porosity-permeability, thermal conductivity). Based on these new data and the existing legacy data of the greater Berlin area, a better understanding of the depositional system and the distribution pattern of suitable reservoir rocks will be achieved.

The consolidation of geological information and the merit of various exploration methods will derive a more sophisticated exploration concept which also addresses possible exploration risks associated with geological uncertainties. The outcome of this research can be applied to other urban areas of the NGB and other sedimentary basins worldwide.



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Exploration of geothermal reservoirs using inverse modeling of gravimetric data in Mahallat hot springs

Zahra Safi1, Seyed Mohammad Amin Vafaei2, Hossein Motalebi Nasrabadi1

1TEHRAN UNIVERSITY, Iran, Islamic Republic of; 2Hamedan university

The gravimetric survey, together with other geophysical methods, could be used for the analysis and interpretation of geological structures. For a more comprehensive interpretation, we could employ geophysical data modeling methods. One of these methods is the method of data inverse modeling, which is used to determine the model parameters from the obtained data. In this method, we consider two types of model parameters, namely, physical and geometrical parameters. Consequently, there are two types of inverse modeling for the interpretation of potential field data. In the first type, the geometrical parameters are considered to be constants and physical parameters are considered to be variables that need to be determined, while in the second type, physical parameters are constants and geometrical parameters, such as depth, should be calculated. In the present study, gravity data were measured at 380 points in the Mahallat area, and then, necessary corrections and appropriate filtering and processing were applied to the acquired data to determine surface trends. After combining the gravity data with the existing geological information, an attempt was made to find out the effective surface and deep trends on local hot springs, and hence, to determine the possible presence of geothermal reservoirs in the area.



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Maschinelles Lernen für die Interpretation seismischer Daten am Beispiel einer 3D-Seismik im Bayerischen Molassebecken

Hartwig von Hartmann1, Lorena Bello2

1Leibniz-Institut für Angewandte Geophysik, LIAG, Deutschland; 2Universität Göttingen

Maschinelles Lernen nimmt in der seismischen Interpretation einen immer größeren Raum ein. Folgende Fragen stellen sich: Was sind die Unterschiede zu einer konventionellen Interpretation, welchen Mehrwert bringt diese Technik und kann die geothermische Exploration davon profitieren.

An dieser Stelle konzentrieren wir uns zunächst nur auf seismische Daten. Die Auswertung einer seismischen Messung erzeugt ein Strukturmodell mit durch Störungen gegliederten aufeinanderfolgenden Schichten. Die Auswertung mithilfe des maschinellen Lernens zielt auf die Erkennung oder dem Wiedererkennen von Mustern. Für die Anwendung des Maschinellen Lernens sind eine Vielzahl unterschiedlicher Algorithmen verfügbar. In der seismischen Mustererkennung stehen zurzeit neuronale Netze im Vordergrund. Diese Auswertung kann ein bestehendes Strukturmodell verwenden oder direkt auf den seismischen Kubus oder die seismische Sektion angewendet werden. Der Algorithmus liefert eine Untergliederung in ähnliche Muster, die nicht unbedingt mit der stratigraphischen Unterteilung des Untergrundes übereinstimmen müssen. Diese Untergliederung zeigt aber ähnliche Sedimentationsbedingungen innerhalb eines Musters oder einer Klasse.

Hiermit lässt sich die Heterogenität eines Reservoirs darstellen. Gesteuert wird dies durch die Auswahl von seismischen Beispielen oder der Algorithmus führt selbständige eine Einteilung durch. Der Einfluss von unterschiedlichen seismischen Attributen kann getestet und die Daten können für das Reservoir nach wesentlichen Merkmalen durchsucht werden. Die Algorithmen des Maschinellen Lernens können sehr effizient Daten analysieren und Mustern zuordnen und erweitern damit die Möglichkeiten der geologischen und der Reservoir-Modellierung.

Die Unterteilung eines seismischen Datensatzes in verschiedene Muster wurde am Beispiel des GRAME Datensatzes durchgeführt, der für die geothermische Reservoirerkundung von den Stadtwerken München in Auftrag gegeben wurde. Das angewendete Verfahren beruht auf der LeNet-Architektur und gehört zu den Convolutional Neural Networks (CNN). Diese Verfahren werden im Wesentlichen in der Bildanalyse angewendet. Das Netz besteht aus mehreren im Bearbeitungsablauf aufeinander folgenden Schichten. Von Schicht zu Schicht werden kleine Merkmale zu größeren Mustern zusammengesetzt. In den einzelnen Schichten werden die Teilbilder so gefiltert, das im Laufe des Prozesses komplexe Muster entstehen. Die Filterkoeffizienten werden beim Trainieren des Neuronalen Netzes optimiert.

Zwölf verschiedene seismische Muster wurden in den einzelnen stratigrafischen Abschnitten ausgewählt. Ein Muster befindet sich in der Oberen Süßwassermolasse, zwei innerhalb der Oberen Meeresmolasse, vier innerhalb der Unteren Süßwassermolasse, jeweils eins innerhalb der Unteren Meeresmolasse, Kreide (einschließlich Lithothamnienkalk), oberjurassische Karbonatplattform (Buildup), Dogger und Kristallin. Die unterschiedlichen seismischen Muster wurden durch Polygone auf wenigen seismischen Sektionen markiert. Die Auswahl geschah nach bestimmten Merkmalen: Amplituden, Kontinuität, vertikale Anzahl der Reflexionen innerhalb des Musters und Neigung. Innerhalb der Muster treten verschiedene Kombinationen dieser Merkmale auf. Die Abdeckung der oberjurassischen Karbonatplattform wird z.B. durch die hohe Reflektivität und Kontinuität des Lithothamnienkalks und der Kreideschichten bestimmt. Das Kristallin besteht an vielen Stellen aus kurzen, schwach reflektiven und geneigten Einsätzen. Das Ergebnis ist eine Klassifizierung der Seismik anhand der zwölf Muster. Die Einteilung durch den Algorithmus entspricht dem visuellen Eindruck, den der Betrachter von dem seismischen Bild hat. Die vertikale Einteilung in die genannten stratigrafischen Einheiten bleibt weitgehend erhalten. Während die obere Süßwassermolasse und die obere Meeresmolasse sehr homogen abgebildet werden, lässt sich die hohe Heterogenität innerhalb der Unteren Süßwassermolasse erkennen. Trends in der Amplitudenverteilung in den Zeitschnitten spiegeln sich grob in der Klasseneinteilung wieder. Einzelne Sedimentationseinheiten werden gegeneinander abgegrenzt. Die Untersuchungen zeigen, dass die Klassifizierung mithilfe von CNNs für die Unterteilung in geologische Einheiten grundsätzlich geeignet ist. Zwölf Klassen sind jedoch für den ganzen Datensatz zu wenig, da die einzelnen Einheiten zu heterogen sind. Es bietet sich hier jede stratigrafische Einheit einzeln zu bearbeiten und einzelne Muster enger zu definieren. Die Interpretationsarbeit kann durch diese Verfahren stärker auf die geologischen Prozesse fokussiert werden.



Poster

Porositätsbestimmung der Malmkarbonate und Abschätzung der Reservoirqualität im Großraum München mittels seismischer Amplitudeninversion

Sonja Wadas, Hartwig von Hartmann

Leibniz-Institut für Angewandte Geophysik, LIAG, Deutschland

Das Molassebecken ist eines der vielversprechendsten Gebiete für die Nutzung der Tiefengeothermie in Deutschland. Der dortige Zielhorizont ist der Aquifer in den oberjurassischen Karbonaten. Ein großes Problem bei der Reservoircharakteriserung stellt die starke Heterogenität der Karbonate, auch über kleinräumige Gebiete hinweg, dar. Als Ursache hierfür können die vielfältigen diagenetischen Prozesse, Verkarstungen und das Vorhandensein von Riffen genannt werden, die einen großen Einfluss auf die Reservoirparameter wie z.B. die Porosität haben. Für eine verbesserte und nachhaltige Gewinnung geothermischer Energie aus dem Untergrund sind jedoch detaillierte Kenntnisse über die Verteilung dieser Parameter notwendig und Bohrungen allein können die starke räumliche Variabilität z.B. der Porosität nicht hinreichend erfassen. Eine mögliche Lösung für dieses Problem stellt, im Falle des Vorhandenseins einer 3D Seismik, die seismische Amplitudeninversion dar. Bei der stochastischen Amplitudeninversion wird, vereinfacht dargestellt, von einer seismischen Spur der seismische Wellenzug „abgezogen“ um ein Model des Untergrundes der akustischen Impedanz zu bekommen. Die stochastische Inversion erzeugt mit Optimierungsverfahren mehrere Realisierungen der Impedanz, die an Bohrungen anknüpfen und mit den seismischen Daten konsistent sind. Eine Inversion liefert nie eine perfekte Lösung, aber die Anzahl der möglichen Lösungen kann durch Randbedingungen reduziert werden z. B. durch Implementierung eines Startmodels.

Im Rahmen des Projekts REgine (gefördert durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie; FKZ: 0324332B) hat das Leibniz-Institut für Angewandte Geophysik (LIAG) in Zusammenarbeit mit den Stadtwerken München diesen Forschungsansatz am Geothermiestandort Schäftlarnstraße (SLS) im Stadtgebiet von München erprobt. Als Datenbasis diente die in München gemessene 170km² große GRAME-3D-Seismik, ein darauf basierendes strukturgeologisches Modell und Loggingdaten, z.B. Sonic Logs, von 6 Bohrungen am Standort SLS.

Das durch den aufwendigen Inversionsworkflow generierte Impedanzmodell wurde basierend auf einer aus Crossplot-Analysen von Impedanz- und Porositätslogs stammenden linearen Funktion, in ein Porositätsmodell umgerechnet. Dieses Modell zeigt, dass die Reservoirzone von einer großen Bandreite an Porositätswerten (0 bis 20%) geprägt ist. Histogramme, die nach den verschiedenen Lithologietypen entlang der Bohrungen gruppiert sind, zeigen, dass der dolomitische Kalkstein die höchsten Porositäten aufweist, gefolgt von reinem Kalkstein und der kalkhaltige Dolomit hat die niedrigsten Porositäten. Im Allgemeinen zeigt der Hangendblock nördlich des Münchener Verwurfs höhere Porositäten und eine intensivere Verkarstung als der Liegendblock im Süden, und die Porosität zeigt auch einen W-O-Trend mit höheren Porositäten im Westen des Untersuchungsgebietes. Neben den Karststrukturen konnten auch reef buildups und pinnacle reefs identifiziert werden, die eine komplexe interne Porositätsverteilung aufweisen. Die Riffkerne haben meist niedrige Porositäten von z.B. < 3% und die höchsten Porositäten von 7 bis 14% werden im oberen Riffbereich und an den Riffhängen beobachtet. Darüber hinaus ist an den Riffhängen eine charakteristische Verzahnung der Riff-Fazies mit den umgebenden Schichten zu erkennen, die auf eine syn-sedimentäre Riffentwicklung mit leicht variierenden Wachstumsraten hinweist. Die Riffverteilung scheint mit einer Streichrichtung von W-O bis SW-NO grob dem Verlauf des ehemaligen passiven Randes der Tethys zu folgen. Darüber hinaus wurde eine Bewertung hinsichtlich der Reservoirqualität basierend auf einer entsprechenden Klassifizierung der Porositätswerte durchgeführt.



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Charakterisierung eines heterogenen geothermischen Reservoirs basierend auf geophysikalischen Bohrlochmessungen

Johanna Bauer1, Daniela Pfrang2, Michael Krumbholz3

1Leibniz Institut für Angewandte Geophysik, Deutschland; 2Technische Universität München, Deutschland; 3unabhängig

Aus geologischer Sicht sind die beiden Hauptvoraussetzungen für ein erfolgreiches hydrogeothermisches Projekt ausreichend hohe Permeabilität und Temperatur. Diese Voraussetzungen werden im Molassebecken in Deutschland oft angetroffen. Das hydrogeothermische Potential wird mit einem Schwerpunkt in der Region von München bereits genutzt. Die wichtigste Zielformation ist der oberjurassiche Malmaquifer, der aufgrund von Verkarstungen, Störungen und Klüften eine hohe Permeabilität aufweisen kann. Der lokale Energieversorger SWM Services GmbH beabsichtigt diese günstigen Gegebenheiten zu nutzen und bis 2040 ein CO2-neutrales Fernwärmenetz aufzubauen. Obwohl sich die Region sehr gut für die geothermische Nutzung eignet, bleibt die Vorhersage von permeabilitätsbestimmenden Reservoireigenschaften herausfordernd. Im Molassebecken sind diese Schwierigkeiten einem sehr variablen Ablagerungsmilieu geschuldet, das zudem unterschiedliche diagenetische Bedingungen erfahren hat. Die korrekte Bestimmung von Reservoirparametern ist entsprechend ein wichtiger Faktor für den Erfolg eines geothermischen Projektes.

Viele geologische Parameter können mit Hilfe von Logging-Analysen bewertet werden. Die genutzten Logging-Daten stammen von den sechs Bohrungen des Geothermieprojektes „Schäftlarnstraße“. Das Reservoir selbst wird durch Störungen in drei verschiedene tektonische Blöcke aufgegliedert, wobei jeder Block zwei Bohrungen enthält. In unserer Studie verwenden wir unter anderem Image-, Sonic-, und Cutting Berichte, um das Kluftsystem, Karststrukturen und lithologische Eigenschaften zu interpretieren. Flowmeter- und Temperaturmessungen ermöglichen es uns außerdem, permeable Zonen zu identifizieren und deren Eigenschaften miteinander zu vergleichen. Da diese sechs Bohrungen innerhalb eines kleinen Volumens abgeteuft sind, haben wir die einzigartige Möglichkeit relevante Reservoirparameter auf lokaler Ebene hinsichtlich ihrer Korrelationen und Konsistenz zu analysieren und Parameterzusammenhänge für höffige Bohrungen zu identifizieren.

Entsprechend der Cutting Berichte und Image-Log Interpretationen ist der Anteil an Dolomit im nördlichen Hangendblock am geringsten und steigt nach Süden hin an. Generell scheint der Anteil an Kalksteinen in den westlichen Bohrungen höher zu sein.

Die kartierten Klüfte fallen vorwiegend subvertikal ein. Innerhalb des Reservoirs gibt es jedoch keine einheitliche Vorzugsorientierung im Kluftstreichen. In Abhängigkeit der Mineralisation der Klüfte (elektrisch leitend, nichtleitend, partiell leitend) erkennen wir nur geringe Unterschiede bezüglich der Kluftorientierungen. Auffällig ist jedoch, dass zumeist mehr als 50% der Klüfte elektrisch leitend sind. Lediglich in der nordwestlichsten Bohrung ist der Anteil elektrisch leitender Klüfte mit 25% deutlich geringer. Kluftintensitäten schwanken zwischen 0 und 10 [1/m], wobei die höchsten Kluftintensitäten zumeist am Top des Reservoirs erreicht werden.

Trotz des heterogenen Charakters können wir mehrere Korrelationen zwischen Kluftsystem und Gesteinseigenschaften beobachten. Kluftintensitäten und Vp-Geschwindigkeiten sind in Dolomiten erhöht, so dass entsprechend des erhöhten Anteils an Dolomit in den südlichen Bohrungen diese stärker geklüftet sind und im mittel höhere Vp Geschwindigkeiten aufweisen. Neben der erhöhten Klüftigkeit der Dolomite, sind diese auch häufiger von Makro-Karst betroffen. Dennoch haben die nördlichen Bohrungen den höchsten prozentualen Anteil an deutlichen Karsthohlräumen und verkarsteten Porenräumen.

Flowmeter-Messungen und Spülungsverluste wurden genutzt um ein relatives Permeabilitätsprofil über die einzelnen Bohrungen zu erstellen bzw. hydraulisch aktive Zonen zu ermitteln. Zumeist kann eine hydraulisch aktive Zone am Top des Reservoirs (30 – 70 m TVD unterhalb Top Purbeck) festgestellt werden. Weitere hydraulisch aktive Zonen wurden unter anderem 170 bis 210 m TVD unterhalb Top Purbeck interpretiert. Die einzelnen hydraulisch aktiven Zonen der Bohrungen sind oftmals stark verkarstet, haben eine hohe Klüftigkeit, oder kombinieren beide Charakteristika. Andererseits stellt nicht jeder verkarstete und/oder klüftige Bereich eine Injektionszone dar.

Die Arbeiten werden im Rahmen des Forschungsvorhabens REgine „Ganzheitlich optimierte und nachhaltige Reservoirerschließung für tiefengeothermische Anlagen im bayerischen Molassebecken durch geophysikalisch-geologisch basiertes Reservoir Engineering“ durchgeführt und durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie finanziert (FKZ: 0324332B).



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Reservoirtemperaturbestimmung mittels künstlicher neuronaler Netze

Mark Vollmer, Lars Yström, Fabian Nitschke, Thomas Kohl

Karlsruher Institut für Technologie (KIT), Deutschland

Die Anwendung von Geothermometrie wird seit Jahrzehnten zur geothermischen Reservoirtemperaturabschätzung genutzt. Eine stetige Weiterentwicklung der klassischen Geothermometer über multikomponente Lösungen bis hin zu Anwendung künstlicher Intelligenz stehen heutzutage zur Verfügung. Die Entwicklung leistungsstarker Computer bietet die Möglichkeit Deep Learning-Algorithmen zur Temperaturabschätzung des Reservoirs heranzuziehen. Mittels künstlicher neuronaler Netze kann, aus einer Auswahl geochemischen Eingangsparametern, auf die Temperatur im Untergrund geschlossen werden. Für die Anwendung auf geothermale Wässer, wird deren chemische Zusammensetzten benötigt. Die Hauptkationen und –anionen sowie die SiO2-Konzentration und der pH-Wert dienen dem Netz als Eingangsparameter. Über die Verknüpfung und Wichtung der Neuronen innerhalb der Layer des neuronalen Netzwerkes wird die neuentwickelte künstliche Intelligenz trainiert und mithilfe von Probedatensätzen validiert. Hierbei stimmen die modellierten Reservoirtemperaturen mit den in-situ-Temperaturmessungen der ausgewerteten Geothermiefelder überein. Die Nutzung von künstlichen neuronalen Netzen, gegenüber konventionellen Geothermometern, stellt eine Neuerung dar, die sich durch schnelle und einfache Anwendbarkeit sowie hoher Genauigkeit im Umgang mit große Datenmengen auszeichnet.



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Hydrochemische und isotopengeochemische Begleitung des Langzeitpumpversuches am Standort Schäftlarnstraße und dessen Einordnung in das Oberjura Thermalwasser Reservoir

Theis Winter, Kai Zosseder, Florian Einsiedl

Technische Universität München, Deutschland

Der Oberjura Thermalwasser Aquifer im Süddeutschen Molassebecken ist der wichtigste Aquifer für die geothermische Energiegewinnung in Bayern. Der karbonatische Oberjura Aquifer weißt zum Teil eine komplizierte heterogene Strukturgeologie mit Karsterscheinungen und tiefgehenden Störungssystem auf. Anhand von statistischen Clusteranalysen, aufbauend auf hydrochemischen und isotopengeochemischen Daten, werden im zentralen Teil des Süddeutschen Molassebeckens drei unterschiedliche Wassertypen angetroffen.

In Rahmen des Projekts GeoMare und IsoChem werden im Verlauf des Langzeitpumpversuches an 3 Förderbohrungen in der Schäftlarnstraße das Oberjura Thermalwasser anhand der Hydrochemie, der stabilen Wasserisotope, der Strontiumisotope und mithilfe der Edelgaszusammensetzung charakterisiert. Die hydrochemische und isotopengeochemische Beprobung des Thermalwassers erfolgt in regelmäßigen Zeitabständen während des Langzeitpumpversuches. Zum Ende des Langzeitpumpversuches wird zudem die Edelgas-Zusammensetzung des Thermalwassers analysiert. Die Begleitung des Langzeitpumpversuches untersucht die zeitliche hydrochemische Entwicklung des Thermalwassers und liefert Ergebnisse darüber, ab wann das Thermalwasser keine Beeinflussung durch die Bohrtätigkeiten aufweist und robuste Daten über die Zusammensetzung des Thermalwassers vorliegen.

Zwischenergebnisse zeigen, dass an den sechs Bohrungen am Standort voraussichtlich ein kleinräumiger Wechsel in der Klassifizierung der Wässer auftritt. Daher soll zum Abschluss der Standort Schäftlarnstraße in das hydro– und isotopengeochemische Gesamtbild des Oberjura Thermalwasser Reservoir eingeordnet werden. Durch die besondere geographische Lage der Schäftlarnstraße einerseits im Übergangsbereich zwischen zwei unterschiedlichen Wassertypen und andererseits auf dem Markt Schwabener Verwurf fällt dem Standort eine Schlüsselrolle in der Reservoircharakterisierung des Oberjura Thermalwasser Reservoir zu, bei dem offene Fragestellungen bezüglich der Änderung in der hydrochemischen Ausprägung der Thermalwässer beantwortet werden könnten.



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Design und Anwendung von Messenger-Nanopartikeln für die Multiparameter-Reservoir-Exploration

Laura Spitzmüller1, Jonathan Berson2,3, Bastian Rudolph2,3, Fabian Nitschke1, Thomas Schimmel2,3, Thomas Kohl1

1Institut für Angewandte Geowissenschaften, Abteilung Geothermie & Reservoirtechnologie, Karlsruher Institut für Technologie; 2Institut für Angewandte Physik, Karlsruher Institut für Technologie; 3Institut für Nanotechnologie, Karlsruher Institut für Technologie

Die Unzugänglichkeit geothermischer Reservoire erschwert die akkurate Bestimmung und Überwachung von Lagerstätteneigenschaften und -bedingungen und ist ein Hauptproblem im Bereich des Reservoir Engineerings. Wir stellen einen Ansatz für die Entwicklung von Messenger-Nanopartikeltracern zur gleichzeitigen Bestimmung von Fließwegen („Tracer“) und Lagerstätteneigenschaften („Messenger“) vor, mit einem Proof-of-Concept-Beispiel der Temperaturerfassung unter kontrollierten Laborbedingungen. Hierfür werden Siliziumdioxidpartikel mit einer zweischichtigen Architektur synthetisiert, einem inneren geschlossenen Kern und einer äußeren porösen Hülle, die jeweils mit einem anderen Fluoreszenzfarbstoff dotiert sind, um ein duales Emissionssystem zu schaffen. Die Temperaturdetektion erfolgt durch eine schwellentemperatur-getriggerte irreversible Freisetzung des äußeren Farbstoffs, wodurch sich das Fluoreszenzsignal der Partikel verändert. Das vorgestellte Partikelsystem ermöglicht somit einen direkten, zuverlässigen und schnellen Weg zur Bestimmung der Reservoirtemperatur und der Fließwege im Reservoir. Das System weist zudem einen scharfen Schwellenwert für eine genaue Messung auf und ermöglicht die Detektion in Konzentrationsbereichen von nur wenigen Mikrogramm Nanopartikeln pro Liter.



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Ecofrac - Machbarkeitsstudie für EGS ohne Fracking durch umweltfreundliche Säuren

Jasmin Budler, Thomas Heinze, Tobias Licha

Hydrogeochemie, GMG, Ruhr-Universität Bochum, Deutschland

Die Effizienz hydrothermaler Reservoire leidet oft unter einer mangelnden hydraulischen Durchlässigkeit. Die hydraulische Stimulation birgt die Gefahr seismischer Erschütterungen und trotz der möglichen Überwachungs- und Kontrollmechanismen ist sie ein gesellschaftlich brisantes Thema. Ihr Einsatz stößt besonders bei Anwohnern auf hohen Widerstand. Die chemische Stimulation wird vor allem im Malm des Süddeutschen Molassebeckens eingesetzt. Durch die schnelle Abreaktion der Säure ist diese Methode jedoch nur im Nahfeld der Bohrung von Bedeutung. Viele Additive, die bei der Reservoirstimulation verwendet werden können, sind zudem eine Gefahr für die Umwelt, falls Sie durch Unfälle ins Grundwasser gelangen. Es fehlt eine Möglichkeit der Erhöhung der hydraulischen Durchlässigkeit, die gut in verschiedenen Reservoirtypen, über den gesamten Reservoirbereich und möglichst risikofrei eingesetzt werden kann.
Die Erhöhung der hydraulischen Durchlässigkeit soll in diesem Ansatz über eine Weiterentwicklung der chemischen Stimulation erfolgen. Hierbei werden ungiftige und natürlich vorkommende Säuren in einer modifizierten Form genutzt. Diese modifizierte Form reagiert nicht mit dem Gestein oder der Anlage. Durch einen temperaturbedingten Zerfallsprozess entstehen am gewünschten Einsatzort die Säuren. Dadurch werden frühzeitige Reaktionen, die eventuell Schaden am System (Bohrung etc.) verursachen können, verhindert. Im Wirtsgestein sollen die Säuren die sekundäre Porosität erhöhen und dadurch einen wirtschaftlichen Anlagenbetrieb ermöglichen. Der Zerfallsprozess kann durch Moleküldesign so gesteuert werden, dass über den gesamten Reservoirbereich Säuren entstehen. Dadurch wirkt diese chemische Stimulation nicht nur im Nahbereich der Bohrung. Das Wissen um die Kontrolle des Zerfallsprozesss ist bekannt, die Anwendung in dem vorliegenden Zusammenhang ist jedoch neu.
Zur Bestimmung geeigneter Reservoirgestein-Säure-Paare und Säurekonzentrationen werden im Labormaßstab Durchflussversuche durchgeführt. Hierfür wird ein alternativer experimenteller Aufbau entwickelt, der ohne Manteldruck auskommt. Zudem werden kinetische Batch-Versuche an Lockermaterial durchgeführt. Diese sollen im Zusammenhang mit den Durchflussexperimenten die Kalibration für eine hydro-chemische Modellierung bilden. Mithilfe der Modellierung soll schließlich die Machbarkeit der neuen Methode auf Reservoirskala demonstriert werden.
Gefördert von der VolkswagenStiftung, Initiative: Experiment!.



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Stoffliche Nutzung, petrothermal vs. aquiferähnlich: graduelle Erschöpfung vs. abrupter ‘stofflicher Durchbruch’ laut niederparametrischem Modell

Julia Ghergut, Horst Behrens, Martin Sauter, Bianca Wagner, Bettina Wiegand

Georg-August-Universität Göttingen, Dept. Angewandte Geowissenschaften

Bei der Gewinnung wirtschaftlich-relevanter Spurenelemente X aus dem Thermalwasserkreislauf einer geothermischen Dublette stellt sich die Frage, wie schnell nennenswerte X-Gehalte nachgeliefert werden können (vom umliegenden Gestein zum zirkulierenden Fluid), nachdem das an Wärme und X ‘verarmte’ Fluid in das Reservoir reinjiziert wird. Diese Frage stellt sich insbesondere ab dem Zeitpunkt, wo die mittlere Fluidverweilzeit (MFVZ) bzw. das Reservoirumsatzvolumen einmal durchlaufen bzw. ‘verbraucht’ worden ist.

Unabhängig von der Kenntnis und den Unwägbarkeiten play-spezifischer geohydrochemischer Merkmale, lässt bereits ein niederparametrisches Modell dispersionsfreier Transportprozesse im Reservoir zwei wesentliche Unterschiede zwischen petrothermalen und aquiferähnlichen Systemen erkennen, hinsichtlich der zeitlichen Entwicklung ihrer Stoffnachlieferungsraten im Thermalwasserkreislauf (in beschränkter Analogie zu den vertrauten Unterschieden ihrer Wärmenachlieferungsraten).

Bei aquiferähnlichen Reservoiren werden wesentlich höhere Werte der X-Verteilungskoeffizienten (Verhältnis Gestein zu wässriger Lösung; äquiv. Retardationsfaktor >5) in der mobilen Fluidzone (in den permeablen Reservoirschichten) benötigt, damit die X-Nachlieferungsrate nicht bereits ab der Zeit >~MFVZ, d.h. noch lange vor dem thermischen Durchbruch, rapide sinkt auf vernachlässigbare (wirtschaftlich nicht mehr darstellbare) Werte.
Höhere X-Verteilungskoeffizientwerte in der stagnierenden Fluidzone (in den impermeablen Reservoirschichten) können dies rapide Sinken etwas, jedoch nicht wesentlich verlangsamen (der ‘stoffliche Durchbruch’ erfolgt verhältnismäßig abrupt).

Hingegen bei Petrothermalreservoiren genügen viel kleinere Werte der X-Verteilungskoeffizienten (äquiv. Retardationsfaktor zwischen 1 und 2 ) in der mobilen Fluidzone (in den maßgebenden Klüften bzw. ‘HydroFracs’), um eine stoffliche Nutzungsdauer des Reservoirs in mindestens gleicher Höhe wie seine thermische Lebensdauer zu gewährleisten.
Und, anders als beim aquiferähnlichen Reservoir, erweist sich die stoffliche Nutzungsdauer des Petrothermalreservoirs als weitgehend unabhängig von X-Verteilungskoeffizienten in der stagnierenden Fluidzone – auf den ersten Blick überraschend, angesichts deren Anteils >90% am Reservoirvolumen. Hier zeigt sich aber auch die Grenze des niederparametrischen Modells, denn in Wirklichkeit sind die Verteilungskoeffizienten beider Zonen zeit- und kinetisch voneinander abhängig. Mit einem abrupten ‘stofflichen Durchbruch’ ist beim petrothermalen System allerdings weniger zu rechnen.



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Field testing of innovative casing connections (“flexible couplings”) – prolonging the lifetime of medium to high enthalpy geothermal wells

Martin Lipus1, Gunnar Skulason Kaldal2, Gudjon Helgi Eggertsson3, Thomas Reinsch4, Ton Wildenborg5, Jens Wollenweber5

1GFZ German Research Centre for Geosciences; 2Iceland GeoSurvey (ÍSOR); 3HS Orka; 4Fraunhofer Research Institution for Energy Infrastructures and Geothermal Systems IEG; 5TNO Netherlands Organisation for Applied Scientific Research

Efficient and sustainable utilization of deep geothermal reservoirs depends on cost effective and reliable well completion technologies. In medium to high enthalpy geothermal wells, the subsurface construction (casing and cement) must withstand high thermal load changes caused by successive operation and maintenance periods. Thermal straining and collapse of the casing string caused by constrained thermal expansion are the most demanding failure mechanisms in high-temperature geothermal wells. The GEOTHERMICA internationally co-funded project GeConnect aims at increasing the reliability of the downhole construction of geothermal wells beyond the state of the art, by demonstrating the function of the innovative casing connections (“flexible couplings”) that allow for a differential axial movement between casing and cement. The flexible couplings are designed to significantly lower thermal straining and thereby minimizing plastic deformation of the casing in the temperature range from 150-550 °C. An extensive expert judgement exercise on the identification and evaluation of possible failure of the flexible coupling functionality has been performed. This revealed that the most prominent risks of failure relate to manufacturing and well construction but can be well managed. Full-scale prototypes of the flexible couplings have previously been tested in the laboratory within the H2020 GeoWell project (TRL 3-4). In the current stage, flexible couplings are tested in full-scale in a real working environment (TRL 5-6). The experimental setup is placed in a bypass of a production well in a high-temperature geothermal field in Iceland (up to 270 °C) and it comprises two concentric casing joints cemented together while the inner casing is equipped with a flexible coupling. The experimental construction undergoes several thermal cycles to simulate extreme working conditions. We analyze the performance of flexible coupling, the casing sliding behavior, the cement sheath integrity and the cement-metal boundary. In order to obtain high-precision real-time distributed temperature and strain information from the sliding part of the experimental construction, a tailor-made monitoring strategy is implemented based of fiber-optic distributed sensing technology. Piezoelectric pressure and acoustic sensors are also used to detect and analyze the dynamic sliding process in the best possible way. The recorded measurement data will later serve as a data basis for evaluating the sliding process of the flexible coupling in borehole applications and feed into numerical simulations to predict the impact of the flexible coupling on mechanical load conditions at wellbore scale.



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Gasblaseninduziertes Scaling in Geothermieanlagen

Lilly Zacherl, Thomas Baumann

Technische Universität München, Lehrstuhl für Hydrogeologie, München, Deutschland

Scaling (hier: CaCO3-Ablagerungen) vermindert die Effizienz und beeinträchtigt die Sicherheit von Geothermieanlagen erheblich. In der Praxis ist es – vor allem aus Kostengründen – üblich, die Anlagen bis zum Ausfall zu betreiben, sodass die Wartungszyklen vorwiegend auf lokaler Erfahrung beruhen. Um Wartungszyklen zu optimieren und beispielsweise für neue Standorte zu planen, ist ein Monitoring der Scalings vonnöten. Bisherige Untersuchungen legen nahe, dass unter anderem die Bildung von Gasblasen in der Pumpe durch nachfolgendes Stripping von CO2 das Kalk-Kohlensäure-Gleichgewicht verschiebt, und somit die Gasblasen eine entscheidende Rolle im Scalingprozess in Geothermieanlagen spielen. Um dies zu validieren wurden Laborexperimente durchgeführt. Die Ergebnisse der Experimente wurden zur Kalibration eines numerischen Modells verwendet, in welchem sowohl die CaCO3-Ablagerung an Oberflächen als auch die Gasblasen selbst berücksichtigt werden. Mit diesem Modell ist es möglich, den Verlauf der durchgeführten Experimente gut darzustellen und somit eine Vorhersage der Scalings basierend auf chemischen Analysen und kurzfristigen Betrachtungen zu liefern. Diese Arbeit beleuchtet somit nicht nur gasblaseninduziertes Scaling sondern legt ein Grundstein für eine Monitoringlösung von Scalings in Geothermieanlagen und infolgedessen einer Steigerung der Effizienz dieser.



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EVA - Elektro-Impuls-Verfahren zur Aufwältigung eines mit Scale verengten Bohrloches

Susann Klein1, Matthias Reich1, Erik Anders2, Matthias Voigt2, Frank Will2

1TU Bergakademie Freiberg, Deutschland; 2TU Dresden

Bei der Produktion von Thermalwässern, Trinkwasser sowie Erdöl und Erdgas aus Bohrungen werden in der Regel neben den gewünschten Rohstoffen auch Begleitstoffe in gelöster oder fester Form zutage gefördert. Durch Veränderung der Druck- und Temperaturverhältnisse im Bohrloch, bzw. Förderstrang kommt es zur Ablagerung dieser Stoffe an den Oberflächen. Es bilden sich sogenannte Scales.

Neben der Beeinträchtigung der Funktionsweise der betroffenen Anlagenteile ist auch eine signifikante Minimierung ihrer Lebensdauer zu beobachten. Zudem treten in Bohrlochnähe Ablagerungen innerhalb des Förderhorizonts auf. In Summe kann dadurch die Förderrate einer Bohrung soweit beeinträchtigt werden, dass die Wirtschaftlichkeit der Förderung gefährdet ist.

Bis heute sind die Möglichkeiten zur Beseitigung von Scales und den damit verbundenen Problemen begrenzt und teilweise sehr ineffektiv. Die derzeitigen Methoden zum Entfernen von Scales umfassen chemische und mechanische Verfahren. Diese Verfahren haben in Abhängigkeit vom Ort des Auftretens der Scales und deren physikochemischen Eigenschaften jeweils ihre eigenen spezifischen Einsatzgebiete. Calcit (CaCO3) als mineralisches Scale kann beispielsweise unter Einsatz von Salzsäure relativ zügig entfernt werden. Andere mineralische Scales, wie beispielsweise Baryt (BaSO4) oder Galenit (PbS), sind jedoch sowohl gegenüber chemischen als auch mechanischen Verfahren weitaus widerstandsfähiger und oftmals sehr schwer zu entfernen. Zudem sind teer- oder wachsartige Scales in Kohlenwasserstoffbohrungen chemisch kaum zu beseitigen.

Oft bestehen Scales jedoch nicht ausschließlich aus einer einzelnen Komponente, was die Wirksamkeit der angewendeten Verfahren noch weiter herabsetzen und sogar verhindern kann. Akkumulierte, widerstandsfähige Schichten aus impermeablen Scales können längerfristig den kompletten Verschluss einer Bohrung herbeiführen. Dies hat zur Folge, dass die Produktion unterbrochen werden muss, um die Scales zu entfernen. Dazu wird meist eine Work-Over-Anlage benötigt. Ist der beschädigte Teil des Förderstrangs nicht vor Ort zu reinigen, muss dieser entweder ausgebaut und obertägig bearbeitet werden oder es muss sogar ein kompletter Austausch erfolgen. In bestimmten Fällen ist eine chemische Entfernung der Scales aus Genehmigungsgründen untersagt, z. B. an einigen Geothermiebohrungen.

Da Scales innerhalb kürzester Zeiträume eine erhebliche Beeinträchtigung des Förderprozesses verursachen können, sowie eine wesentliche Erhöhung des Rohreigengewichts nach sich ziehen, ist eine Weiterentwicklung der vorhandenen Methoden bzw. die Entwicklung neuer Methoden zur schnelleren und effektiveren Entfernung von Scales unumgänglich. Ein gänzlich neuer Ansatz zum Entfernen mineralischer Scales stellt dabei das Elektro-Impuls-Verfahren (EIV) dar.

Beim EIV werden Hochspannungsentladungen genutzt, um Scales zu lösen. Ursprünglich wurde dieses Verfahren für die Tiefbohrtechnik entwickelt, um im Hartgestein zu bohren. In dem vom BMWi geförderten Projekt „Entwicklung und in-situ Erprobung eines EIV-Bohrsystems (ISEB)“ wurde ein komplettes Bohrsystem auf Basis des Elektro-Impuls-Verfahrens entwickelt. Die zur Erzeugung der Hochspannungsimpulse benötigte elektrische Energie wird komplett im Bohrloch produziert, wodurch das Bohrsystem mit konventioneller Bohrausrüstung kompatibel ist.

Die EIV-Technologie lässt sich auch für Aufwältigungsarbeiten einsetzen, muss jedoch dafür angepasst werden. Da nicht die Bohrlochsohle, sondern die Innenfläche der Verrohrung (Tubing) zu bearbeiten ist, müssen die Elektroden konstruktiv neu gestaltet werden. Zudem braucht die Bereitstellung der erforderlichen Energie nicht komplett im Bohrloch erfolgen, da es bei Work-Over-Arbeiten möglich ist, ein Stromversorgungskabel in das Bohrloch mitzuführen. Somit kann die Ladespannung obertägig zur Verfügung gestellt werden. Lediglich die Hochspannungsimpulse müssen im Bohrloch erzeugt werden, da diese nicht über weite Strecken transportiert werden können. Dies bedeutet eine deutliche Vereinfachung des Systems im Vergleich zum bereits entwickelten Bohrsystem.

Im Rahmen von Vorversuchen ist das EIV hinsichtlich einer Eignung für die Anwendung bei der Scalebeseitigung (o.ä.) untersucht worden. Die Vorversuche konnten demonstrieren, dass es prinzipiell möglich ist, mineralische Scales mit Hilfe des EIV zu zerstören und zu lösen. Im Paper/Poster werden die Ergebnisse dieser Untersuchung und erste Projektfortschritte vorgestellt.

Ziel des IGF-Forschungsprojektes EVA ist es, ein Prototypwerkzeug für die Stoßspannungsquelle und die nötigen Reinigungselektroden zu entwickeln.



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Geothermie – Energie aus dem heißen Planeten | ein neues Lern- und Lehrtool über die vielfältige geothermische Energienutzung

Christiane Lohse1, Horst Rüter2

1wiss. Oberrätin a.D. - Umweltbundesamt, Deutschland; 2Bundesverband Geothermie, Deutschland

Die Broschüre "Geothermie – Energie aus dem heißen Planeten | ... Materialien und Informationen für Schüler und Lehrer" (1. Auflage 2008) wurde auch im Jahr 2020 noch von Schulen als Unterrichtsmaterial angefordert. Das Grundlagenwissen zur Geothermie wird in dieser Broschüre didaktisch gut vermittelt und ist immer noch aktuell. Jedoch bedarf es einer umfassenden Aktualisierung zu den Anwendungen der vielfältigen geothermischen Energienutzungen, der Rolle der Geothermie im kommunalen Energieversorgungssystem und der systemischen Integration. In den wissenschaftlich modellierten Energieszenarien für den Transformationsprozess hin zu einer ressourcenschonenden und treibhausgasneutralen Energieversorgung spielt die Geothermie eine sehr wesentliche Rolle. Deshalb sollen Schüler*innen der Sekundarstufe 1 und 2 und die Lehrkräfte ein Lern- und Lehrtool an die Hand bekommen, das geowissenschaftliches und energie- und anwendungstechnisches Wissen vermittelt und die klima- und energiepolitische Bedeutung der Geothermie für das Energiesystem der Zukunft verdeutlicht.

In der Posterausstellung wird ein Poster –Struktur und Gliederung des Lern- und Lehrtools– als 'living document' präsentiert. Das Poster und die Präsentation ist so gestaltet, dass Konferenzteilnehmer*innen Eintragungen am Poster vornehmen können: Gliederungspunkte, Themen, Fachinformationen (Verweis auf Fachinformationssysteme), energiesystemische Fragen und Aufgabenstellungen zum Ausbau der geothermischen Energienutzung, Hinweise auf Expert*innen und Bekundungen zur Mitarbeit etc..



Poster

Koproduktion von Wissen: zur Mitgestaltung der Erdwärmenutzung

Eva Schill1, Florian Bauer1, Katharina Schätzler1, Christine Rösch1, Melanie Mbah2, Christina Benighaus1, Sophie Kuppler1, Judith Krohn2

1Karlsruher Institut für Technologie, Deutschland; 2Ökoinstitut e.V., Deutschland

In Regionen mit günstigen Untergrundbedingungen leisten geothermische Ressourcen einen wesentlichen Beitrag zur Reduzierung anthropogen verursachter CO2-Emissionen. Ihre wirtschaftliche Nutzung ist in der Öffentlichkeit jedoch oft mit Fragen des Umweltschutzes in den Bereichen induzierte Seismizität, Grundwasser oder radioaktive Strahlung verknüpft. .
Um ein gesellschaftlich tragfähiges geothermisches Nutzungskonzept im Oberrheingraben nahe der Stadt Karlsruhe zu entwickeln, haben wir einen Forschungsansatz entworfen, bei dem interdisziplinäre (zwischen Natur- und Sozialwissenschaften) mit transdisziplinärer Produktion von Wissen kombiniert wird. Das bedeutet, dass neben der Zusammenarbeit von Wissenschaftlern verschiedener Disziplinen auch Stakeholder und Bürger aus den umliegenden Gemeinden die Möglichkeit erhalten, sich durch Workshops und Interviews an dem Projekt zu beteiligen. Die Ergebnisse, Kriterien für eine akzeptable Nutzung von Geothermie, einer ersten transdisziplinären Interaktionen werden durch Übersetzung in technische Parameter in die technische Auslegung eines geothermischen Nutzungskonzeptes integriert. Die resultierenden Szenarien werden durch numerische Modelle untermauert. Sie werden in einem zweiten Stakeholder-Workshop reflektiert. Abschließend werden Empfehlungen für ein geothermisches Wärmenutzungskonzept formuliert.



Poster

Die Geothermieprojekte der Vulcan Energie Ressourcen GmbH - Nachhaltigkeit beginnt bei der Kommunikation

Beate Holzwarth, Maximilian James

Vulcan Energie Ressourcen GmbH

Einleitung:

Wie wollen wir in Zukunft unsere Energie- und Wärmeversorgung sicherstellen? Können wir unseren hohen Lebensstandard ohne fossile Energieträger beibehalten? Kann Deutschland innovativ und nachhaltig agieren? Wie kommt die Erdwärme zum Verbraucher? Wie können Anwohner von der Geothermie und der Gewinnung von Lithium profitieren? Und wie können Bevölkerungsgruppen, Organisationen, Verbände, Parteien aktiv und maßgeblich an den Entscheidungsprozessen beteiligt werden, die ihr Leben beeinflussen? Um diese zentrale Frage dreht sich der aktuelle Vortrag.

Herausforderung:

CO2-freie Energie, erneuerbare Energiequellen und Nachhaltigkeit rund um den Umweltschutz sind grundsätzlich positiv belegt, aber die Bereitschaft zur Akzeptanz und Unterstützung hört oft am eigenen Gartenzaun und bei der ersten seismographischen Messung auf. Die Energie- und Wärmewende wirft viele Fragen auf, auf die die Geothermie-Branche konkrete Antworten und Lösungsideen liefert. Ohne die Bereitschaft von Bevölkerung, Organisationen, Verbänden und Parteien kann eine innovative Technik wie die Geothermie aber nur schwer zum Einsatz kommen. Ein offener Austausch mit Beteiligten, der Aufbau von Wissen um die Chancen und Risiken, Rücksichtnahme und Diplomatie sind dabei wichtige Disziplinen, bei denen die Unternehmen gefordert sind.

Als innovatives Unternehmen mit profundem Know-how in der Tiefen Geothermie will die Vulcan Energie Ressourcen GmbH aus Karlsruhe erstmals CO2 freies Lithium mit Hilfe von Geothermie im Oberrheingraben gewinnen (Zero Carbon Lithium ®). Damit will das Unternehmen ganze Regionen in Deutschland und Europa mit CO2-freier Wärme sowie dem Rohstoff Lithium versorgen und so einen aktiven Beitrag zur Mobilitätswende und einer nachhaltigen Zukunft leisten.

In der Vergangenheit ist es zu Störungen im Zusammenhang mit dem Betrieb gekommen, und damit schlechten Nachrichten in den Medien, die die Rahmenbedingungen deutlich erschwert und Ängste in der Bevölkerung geschürt haben. Vulcans Kommunikationsstrategie zielt klar auf Transparenz und Partizipation in der Bevölkerung. Dafür hat das Unternehmen verschiedene Formate entwickelt, die das Wissen über die Technologie und ihre Auswirkungen, aber auch die größeren gesellschaftlichen und wirtschaftlichen Zusammenhänge für die Regionen und ganz Europa vermitteln sollen.

Den Vortrag hält Beate Holzwarth, neue Leiterin Unternehmenskommunikation. Sie gibt Einblicke in die Arbeit ihres Teams bei Vulcan. Transparenz, Offenheit und Einbindung aller Beteiligten wertet sie dabei als wichtige Schlüsselfaktoren, die maßgeblich darüber entscheiden, ob ein Vorhaben scheitert oder zu Vertrauen, Wissenstransfer, Glaubwürdigkeit und damit final zum Erfolg führt. Sie ist fest davon überzeugt, dass der Schutz der Ressourcen vor der eigenen Haustür beginnt. Und Nachhaltigkeit bei der Kommunikation von Unternehmen anfängt.

Beate Holzwarth berichtet über die Aktivitäten des Unternehmens zur Einbindung der Bevölkerung und medialen Begleitung der relevanten Schritte und Meilensteine. Dabei reicht das Spektrum von üblichen Maßnahmen wie der Teilnahme an Bürgersymposien, klassischen Informationsveranstaltungen, der Begleitung von Seismographischen Messungen vor Ort, dem Aufbau von verlässlichen Datenquellen und auf die jeweiligen Regionen zugeschnittene Kommunikationskonzepte bis hin zu zielgruppengerechten Newslettern und dem innovativen Einsatz von „Geo-Coaches“.



Poster

Entwicklung eines herstellerunabhängigen Monitoring-Moduls für Erdwärmeanlagen

Stefanie Wiek, Zschoke Konstanze, Lumm Christian

geoENERGIE Konzept GmbH, Deutschland

Mithilfe eines feldtauglichen Systems zum Verbrauchermonitoring wird im Forschungsprojekt „GeoMo“ eine kontinuierliche Messung der Anlagenleistung und des Anwenderverhaltens von bestehenden und neu errichteten geothermischen Heizungsanlagen für Einfamilienhäuser ermöglicht. Durch die Aufzeichnung der Verbrauchsdaten ergeben sich Optionen für einer langfristigen Überwachung von Erdwärmeanlagen sowie zur Ermittlung der verbraucherspezifischen Jahresarbeitszahlen und den damit gegebenenfalls verbundenen Optimierungsmaßnahmen. Dadurch ist es möglich, Störungen an der Anlage, den Erdwärmesonden oder dem Wärmetauscher (Erdreich) frühzeitig zu erkennen und zu beheben.

Ein modulares Produkt zu entwickeln, das möglichst viele Gebäudespezifika abdeckt und gleichzeitig für den Endkunden wirtschaftlich bleibt, ist eine schwierige Aufgabe. Deshalb kann das im Poster vorgestellte Monitoring-Modul in drei spezifischen Ausstattungspaketen geliefert werden. Diese unterscheiden sich hinsichtlich Sensoranzahl und Detaillierungsgrad der Auswertung.

Im Forschungsprojekt wurden zwei Pilotanlagen mit dem Monitoringmodul ausgestattet. Die erste Pilotanlage in tatsächlichem Betrieb wurde im September 2020 in einem sanierten Einfamilienhaus in Freiberg installiert. Das Einfamilienhaus wurde im Jahr 2008 mit einer erdgekoppelten Wärmepumpe zum Heizen und zur Warmwasserbereitung ausgestattet. 2020 wurde die alte Wärmepumpe durch eine neue modulierende Wärmepumpe der Firma NIBE (F1255 PC-6) ersetzt und das Monitoringsystem installiert.

Erste Datenauswertungen zeigen, dass auch im 13. Betriebsjahr die Anlage den Heiz- und Warmwasserbedarf des Hauses decken kann. Die ermittelten Arbeitszahlen zeigen eine hohe Effizienz der Anlage unter Beachtung der Anlagenspezifikationen. Die Darstellung der Daten für den Kunden erfolgt über eine progressive Web-App mit geschützten Kundenlogin. Die im ersten Ausstattungspaket beinhaltenden Auswertegrafiken sollen näher vorgestellt werden.



 
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