We like to present calculated results for a hypothetical ATES system based on a geological reservoir model for the Breisgauer Bucht in the southwest of Germany. The storage configuration consists of two 8” horizontal filter sections with a length of 500m at a distance of 100m within the Buntsandstein in a depth of 700m below surface. Calculations were made with the FEA-Program COMSOL..

The seasonal storage system is powered by a solar thermal field (4ha) based on extrapolated hourly heat power data from 2016 to 2020, published for the solar thermal field in Vojens, Denmark. On the consumer load side, the monthly heat demand of 1000 households in Munich 2013 were taken.

Aim of the study was to calculate time dependent flow rates, pressure changes and temperature distributions to derive a realistic estimation of the production heat power, the storage capacity and the storage efficiency during operation. Dependent on the input data, storage efficiencies between 60% and more than 80% were calculated.

Since the optimal operation of an ATES is a trade-off between storage production power and storage efficiency, these models can be a powerful tools during the planning, construction and operation of an ATES system and, after validation in early operation phases, result in a digital twin for control (and cost) optimisation.

Auf Basis von modellbasierten Potentialuntersuchungen und Vorplanungen soll die Umsetzbarkeit für bestehende, derzeit fossil versorgte Quartieren der am Projekt beteiligten Energieversorger erarbeitet werden, so dass eine reale Umsetzung als zentrales Projektziel vorbereitet wird. Hierzu sollen detailliert die technischen, regulatorischen und ökonomischen Anforderungen in den untersuchten Quartieren identifiziert und bewertet werden.

Die Entwicklung von fallübergreifenden Leitfäden und die Erweiterung von Planungstools sollen wichtige Voraussetzungen schaffen, damit die am Projekt beteiligten Versorger zukünftig in die Lage versetzt werden, Geothermieprojekte im Bestand umsetzen zu können.

Unterstützt werden diese Ziele durch die Entwicklung techno-ökonomischer Geschäftsmodelle unter Berücksichtigung rechtlicher Umsetzungsoptionen für Geothermieprojekte im urbanen Raum.

Surplus heat as stored in an MTES (Mine Thermal Energy Storage) system in summer could partly meet the increasing demand of energy in winter. Better understanding the process of heat and mass transfer in the subsurface of an MTES during the injection-production cycles helps improving the budgeting of the stored mass and heat, and permits sustainable operation of such systems. Therefore, a concurrent injection and production test was conducted at a doublet wellbore system built in a previous mine site, Bochum, Germany. In this test, water of defined temperatures up to 55 °C was injected into the gallery of a horizontal mine drift down to 64 m in the subsurface, and the temperature of the concurrent produced water was below 25 °C. The depth-resolved temperature at both wellbores as monitored using the distributed temperature sensing (DTS) technique revealed such a heat transition in the storage that was much faster than the one which could be presumed for the porous rock matrix in the studied subsurface. By numerical modelling, it could be shown that the fracture flow-dominated heat transition in the storage yielded wellbore temperatures comparable to the values as monitored throughout the present test. Flow of water along the fractures as well as the concomitant heat transition into the surroundings resulted in lower temperature of the produced water as compared to the concurrent injected water.

Die ehemaligen gefluteten Gruben sind ein attraktiver Asset zur erneuten Nutzung als geothermische Quelle und/oder saisonaler Speicher. Ewigkeitslasten werden transformiert in Ewigkeitsnutzen. Dabei spielt auch der sozial historische Kontext eine wichtige Rolle. Die Anwendung begeistert und fasziniert Viele was die Akzeptanz für die notwendigen Maßnahmen der Energiewende fördert.

Als Fraunhofer IEG mit ihrer Vorläuferinstitution GZB sind wir bereits mehr als 10 Jahren intensive mit der Erforschung der Bergbaufolgenutzung beschäftigt und einbezogen in die Umsetzung vieler Projekten. Für eine erfolgreiche Umsetzung ist die integrale Entwicklung der untertägigen und obertägigen Infrastruktur wichtig. Beide Expertisen sind im Competence Center Bergbaufolgenutzung zusammengebracht.

In diesem Vortrag möchten wir als Fallbeispiel die Entwicklung und Umsetzung des Wärme- und Kältenetzes der 5. Generation der Stadtwerke Bochum Holding GmbH am Industrie-, Technologie- und Forschungscampus Mark 51°7 besprechen. Das Projekt auf dem ehemaligen Areal der Zeche Dannenbaum und Opelfabrik in Bochum mit einer geplanten Gebäudenutzfläche von mehr als 210.000 m2 ist in Nachfolge des 5. Generationsnetzes mit Grubenwassernutzung in Heerlen, Niederlande entstanden. Die Erkenntnisse aus Heerlen sind über das EU INTERREG Nordwesteuropa Projekt D2Grids eingeflossen.

Das 5. Generationsnetz wird momentan umgesetzt und nach Plan Angang 2025 vollständig in Betrieb sein. Es umfasst drei bivalente dezentrale Energieanlagen die mit einander im Austausch stehen, wobei das Grubenwasser der Zeche Dannenbaum als Bilanzquelle und saisonaler Speicher eingesetzt wird.

In dem Vortrag wird eingegangen auf den heutigen Stand, den Entwurf, die Dimensionierung und die Funktionalität des Wärme- und Kältenetzes der 5. Generation und der Grubenwasseranlage.

Am Beispiel der Explorationslizenz „Aachen-Weisweiler“ zur Aufsuchung von Erdwärme des Fraunhofer IEG wird eine geologische Risikoanalyse vorgestellt und darauf basierende Explorationsmaßnahmen abgeleitet. Besonderheit in der Region „Rheinisches Revier“ ist die allgemeine Greenfield-Situation für Geothermieprojekte. Sie steht damit stellvertretend für Regionen, in denen die Reservoire kaum exploriert wurden und daher einerseits durch eine geringe Datenlage, andererseits aber von einem hohem Wärmebedarf gekennzeichnet sind, der durch mitteltiefe oder tiefe Geothermie teilweise abgedeckt werden kann.

Potentielle geothermische Systeme im Untersuchungsraum sind der „Kohlenkalk“ des Unterkarbons, bzw. der „Massenkalk“ des Ober- bis Mitteldevons, deren regionale Faziesverteilung und Reservoirstruktur in NRW aufgrund fehlender tiefer Daten weitestgehend unbekannt ist.

Zunächst wurde auf Basis von Oberflächendaten ein Strukturmodell der potentiellen Reservoire konstruiert, um probabilistische Tiefenabschätzungen durchzuführen und analytische Abschätzung der thermischen Leistungen zu ermöglichen. Im Greenfield können Verteilungen von Reservoir-Parametern, wie Porosität oder Permeabilität nur anhand von Reservoir-Analogen abgeleitet werden.

Ansätze zur Ermittlung des geologischen Risikos wurden ausgeprägt in der Kohlenwasserstoffindustrie entwickelt und können für die geothermische Exploration adaptiert werden. Bei beginnender Exploration wird vorgeschlagen, die Risikoanalyse auf die Parameter Präsenz, Permeabilität und Fluid zu beschränken. Weiterhin wird die Tiefe und damit verbundene Temperatur bei einer gegebenen Mindest-Reservoirtiefe nicht als Risiko gesehen, wenn moderne Fernwärmesysteme oder der Einsatz von Großwärmepumpen eine Möglichkeit zur Nutzung der vorgefundenen Reservoir-Temperatur bieten.

Abschätzung zur Minderung des geologischen Risikos und Ermittlung des Informationswertes für z.B. seismische Erkundungen lassen darauf schließen, dass wild-cat-Bohrungen teilweise als Explorationsmaßnahme vorzuziehen sind. Damit können auch wichtige Modelle zur Charakterisierung des seismischen Risikos konkret mit Daten hinterlegt werden.

Angesichts des bereits laufenden und weiter steigenden massiven Zubaus volatiler erneuerbarer Wind- und Solarkapazitäten im Stromsektor wird eine verstärkte Flexibilisierung der Bedarfsseite zur Unterstützung des Netzausbaus und der Netzstabilität immer dringlicher. Im Rahmen der thermischen Sektorkopplung konzentriert sich diese Arbeit insbesondere auf den strommarktorientierten Einsatz von Energiewandlern wie geothermisch gekoppelten Wärmepumpen. Zu Zeiten günstiger Strompreise ist der Strommix in der Regel auch weniger CO₂-behaftet, so dass sich neben dem netzdienlichen und wirtschaftlichen günstigen auch noch ein ökologisch positiver Effekt einstellt.

Im Rahmen dieses Papers präsentieren wir eine strommarktorientierte Betriebsplanungs- und Optimierungsstrategie verschiedener geothermischer Wärmepumpensysteme für die Versorgung unseres wachsenden Energiecampus am Bochumer Standort des Fraunhofer IEG. Das Ziel dieser Arbeit besteht darin, die Flexibilitäten der verschiedenen bestehenden und zukünftigen geothermischen Anlagen und Abnehmer abzuschätzen, neue zu dimensionieren und zu simulieren, um ein effizientes und nachhaltiges Energieversorgungssystem zu konzipieren. Neben der Analyse der geothermischen Anlagen und Abnehmer inklusive ihrer Leistungsfähigkeit, Kapazitätsgrenzen und Flexibilitäten liegt besonderes Augenmerk auf der Untersuchung der technischen Voraussetzungen und Möglichkeiten, unser Energie- und Anlagensystem zur Teilnahme am Day-Ahead-Markt zu befähigen. Unter Berücksichtigung verschiedener Anlagendesigns, Marktbedingungen und Betriebsparameter modellieren wir das Verhalten des Systems, um die strommarktorientierte Steuerungsstrategie dann anschließend sowohl wirtschaftlich als auch ökologisch zu bewerten.

Diese Studie zielt darauf ab, das Potenzial einer strommarktorientierten Betriebsplanungs- und Optimierungsstrategie für geothermische Anlagen auf unserem Energiecampus und ähnlichen Standorten und Quartieren aufzuzeigen. Durch die optimierte Nutzung solcher flexiblen Quartiere kann ein Beitrag zu Kosteneinsparungen, zur Reduzierung von CO₂-Emissionen und zur Verbesserung der Netzdienlichkeit und Resilienz des Gesamtenergiesystems geleistet werden.

Hydraulic downhole hammer drilling technologies have been widely used in the mining as well as O&G industry to speed up especially hard rock drilling operations. Typically, any DTH hammer principle is based on an axially reciprocating piston, powered via intensified fluids. Subsequently, the rather dynamic forces are being transferred onto a drill bit to crush the rock ahead. All of today’s hydraulic DTH percussion systems have a certain water quality limit, needing rather clean fluids for smooth operation, whereby the fluid quality heavily impacts the service and tool life. Also, wellbore control and cuttings transport are more of a challenge with current, water powered DTH tools compared to standard mud rotary drilling technologies. Therefore, an all-new DTH hammer concept for deep, hard rock drilling applications has been designed and developed at IEG based on a new control switch for the percussion mechanism instead of a mechanical system. The final percussion mechanism and DTH hammer works with only one single, main moving part inside and without the need for overly accurate tolerances and, therefore, does tolerate much better low-quality water / fluids and drill mud without excessive wear. The development of this prototype percussion hammer system was realized via iterative design, experimentally as well as numerical simulation work. A final, 4 inch DTH hammer percussion unit has successfully been validated and tested at the Fraunhofer IEG drill site in Bochum, Germany.

Due to accumulations of minerals in deep, geothermal type waters or brines, massive precipitation and deposits, so called scaling, repeatedly do occur during thermal water production out of geothermal wells as pressures and temperatures are changing. Especially during thermal production from carbonate type reservoirs, large amounts of e.g. calcium carbonate are deposited inside casings and other production equipment. As a result, pipe´s cross sections and thus, flow rates, are being reduced, decreasing overall thermal output and efficiency of such wells and power plants. Today’s methods for scaling removal, having been mainly used and developed in the oil and gas industry, are rather costly and time consuming, and, moreover, may involve large amounts of water / drilling fluid and environmental pollution. Thus, the occurrence of scaling and its required removal does pose some major challenges for operators of many geothermal power plants.

Therefore, developing a for-purpose scaling removal workover procedure especially for geothermal type wells, only requiring the use of ambient well water encountered in the well is rather desirable. Such an environmentally sound scaling removal, mechanical drilling process has been developed and tested at Fraunhofer IEG together with the geothermal Power Plant in Traunreut, Bavaria, Germany, back then still operated by Grünwald Equity. The developed, mechanical scaling removal process is based on multiphase, underbalanced drilling conditions (UBD). Results of the successful developments and full scale field operation in Traunreut in 2021 are being presented here.

This presentation will introduce the Micro Turbine Drilling - MTD® operation in Marl, NRW, which was successfully completed in 2023. Contractor of the project was the RAG Aktiengesellschaft, whose tasks include the monitoring of the aquifers of the overburden in the greater Ruhr area. Using the MTD® was intended to provide the basis for a hydraulic test to determine the vertical permeability of the Emscher Formation, for which more precise information is not yet available. The MTD® technology is a novel drilling method that allows micro-sidetracks to be drilled into the surrounding rock formation from an existing borehole. The micro-sidetracks, which are several meters long, can be used to establish a connection between rock and borehole. In this project, the 354 m deep borehole "Pferdekamp 2" in Marl was penetrated at two specified depths (290 m and 330 m) by 6 micro sidetracks each with a uniform angular spacing of 60°. A particular challenge was the 5 1/2" steel casing, which had to be drilled before drilling could continue into the surrounding rock.

Der Großteil der Endenergie in Deutschland wird für die Wärme- und Kälteversorgung von Gebäuden eingesetzt. Bestandsgebäude haben meist einen vergleichsweise hohen Wärmebedarf, da über die Hälfte dieser Gebäude bereits vor der ersten Wärmeschutzverordnung errichtet wurden und weniger als 10 % davon vollsaniert sind. Wärmepumpen, die Erdwärmesonden als Wärmequelle nutzen, könnten einen wichtigen Beitrag leisten, den Gebäudebestand klimaschonend mit Wärme zu versorgen.

Der effiziente Einsatz von Wärmepumpensystemen hängt allerdings stark von den technischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen ab. Folglich wird aktuell kontrovers diskutiert, ob solche Systeme im Gebäudebestand überhaupt wirtschaftlich eingesetzt werden können und wie groß deren Klimanutzen ist.

Im Rahmen der hier vorgestellten Parameterstudie wurde untersucht, welchen Einfluss der Heizenergiebedarf des Gebäudes, die Vorlauftemperatur des Heizsystems sowie die thermischen Eigenschaften des Untergrundes auf die Wirtschaftlichkeit und den Klimanutzen des Erdwärmesondensystems haben. Dabei wurden unterschiedliche ökonomisch-ökologische Szenarien betrachtet.

Die Parameterstudie zeigt, dass die betrachteten Systeme unter bestimmten Gegebenheiten durchaus wirtschaftlich sein können. Wichtigster Parameter hierfür ist die Vorlauftemperatur des Heizungssystems. Der jährliche Wärmebedarf oder die Untergrundeigenschaften haben einen wesentlich geringeren Einfluss auf die Ergebnisse. In den untersuchten Szenarien schneiden die Erdwärmesondensysteme bereits ab Vorlauftemperaturen von 55 °C wirtschaftlicher ab als eine vergleichbare Gasheizung. Eine deutliche ökologische und energetische Verbesserung wird erwartungsgemäß immer erreicht. Demnach sind Maßnahmen, welche die Vorlauftemperatur eines Gebäudes heruntersetzten, besonders sinnvoll. Ein vollsanierter Zustand ist für den wirtschaftlichen Einsatz von Wärmepumpen im Gebäudebestand somit nicht Voraussetzung.

Zur Minimierung der Klimaerwärmung ist eine umfangreiche Reduzierung der Treibhausgasemissionen erforderlich. Für viele Bereiche der Wirtschaft folgt daraus eine notwendige Umstrukturierung der Prozesse. Insbesondere energieintensive Industrien stehen vor der großen Herausforderung ihre bestehenden Wertschöpfungsketten vor dem Hintergrund der steigenden Energiepreise und der notwendigen Dekarbonisierung aufrecht zu erhalten.

Hochtemperatur-Wärmepumpen können auf einem Temperaturniveau zwischen 100 bis ca. 200°C Wärme zur Verfügung stellen. Dabei wird in vielen industriellen Prozessen auf Prozessdampf als Wärmeträger zurückgegriffen. Für diese Anwendungsfelder können Hochtemperatur-Wärmepumpen in Betracht gezogen werden, die quellenseitig verschiedene Abwärmepotentiale verwerten können. Dabei können sowohl Industrieabwärme als auch die tiefe Geothermie als aussichtsreiche Kapazitäten genutzt werden. Bedingt durch die hohen Bedarfe diverser Industrien haben sich viele Hersteller und Forschungsprojekte auf dieses Anwendungsfeld ausgerichtet.

In dem öffentlich geförderten Projekt SteamScrew wird eine mit Wasser (R718) als Kältemittel betriebene Hochtemperatur-Wärmepumpe entwickelt. Kern des Projekts ist die Auslegung und Realisierung der Wärmepumpe und die Ertüchtigung des wassereingespritzten Schraubenverdichters. Da es sich bei dem Arbeitsmedium um ein klimafreundliches Kältemittel handelt, kommen viele Anwendungsfelder in Betracht – eine direkte Nutzung des verdichteten Wasserdampfes ohne geschlossenen Wärmepumpenkreislauf ist ebenfalls möglich. Das Modell der Hochtemperatur-Wärmepumpe wird in der Sprache Modelica definiert und mit Dymola umgesetzt und simuliert.

Stellvertretend für die jeweiligen Industrien werden verschiedene Szenarien ausgewählt und deren Prozessbedingungen beschrieben. Im nächsten Schritt wird das Modell der Hochtemperatur-Wärmepumpe in den Prozess integriert und der Betrieb simuliert. Ziel dabei ist es, die Energieeffizienz des Gesamtprozesses zu steigern.

Im EFRE/NRW-geförderten Forschungsprojekt ‘“Geothermale Papiertrocknung‘“ konnte die grundsätzliche Machbarkeit der Bereitstellung von industriellen Prozessdampf zur Papiertrocknung am Produktionsstandort der Kabel Premium Pulp & Paper in Hagen auf Basis tiefengeothermaler Wärme aus devonischen Karbonaten aufgezeigt und die Region Hagen als geothermisch vielversprechende Region identifiziert werden.

Mit der räumlichen Nähe von aufgeschlossenem, für geowissenschaftliche Untersuchungen zugänglichem Massenkalk im Steinbruch Steltenberg in Hagen und dem nur ca. 9 km nördlich vom Aufschluss gelegenen Standort des KPPP-Papierwerkes besteht in der Region Hagen eine derzeit einzigartige Konstellation für eine risikoarme Erkundung der Reservoirformation des Massenkalks in NRW. Die Ergebnisse der bisher durchgeführten 2D-seismischen Messungen zeigen Hinweise, dass der Massenkalk im Bereich des Betriebsgeländes des Papierwerkes in für die geothermische Prozesswärmenutzung geeigneten Tiefen von 2,6 bis 3,6 km liegt. Im Rahmen einer ersten flachen Erkundungsbohrung im Steinbruch Steltenberg sowie Laboruntersuchungen an Massenkalkproben konnten eine starke (hydrothermale) Dolomitisieriung durch Lage im Bereich Großholthauser Sprung / Ennepe Überschiebung nachgewiesen werden. Für die weitere Exploration am Standort wurde unter Berücksichtigung geomechanischer Betrachtungen sowie thermo-hydraulisch-mechanischen Modellierungen auf Basis der 2D-Seismik ein Bohrkonzept für eine erste tiefe Erkundungsbohrung entwickelt.

Für die verfahrenstechnische Umsetzung wurde eine Methodik entwickelt, mit der geeignete Verfahrensrouten für die geothermale Prozessdampferzeugung identifiziert und bewertet werden können.

Das Konzept zur Nutzung der charakteristischen „Sprungtektonik“ und deren Störungssysteme im Bereich des devonischen Massenkalks kann nach erfolgreicher Erkundung im Raum Hagen auf das Gebiet Rhein-Ruhr angewandt, übertragen und weiter erkundet werden.

Die Nutzung nachhaltiger Energieressourcen ist in der heutigen Zeit unvermeidbar. Jedes Jahr steigt der Anteil der erneuerbaren Energieressourcen in Deutschland und damit auch der Anteil der geothermisch erzeugten Energie. Das größte thermische Potential liegt in tiefen, harten Formationen. Da die Bohrkosten mit zunehmender Tiefe exponentiell ansteigen, ist die tiefe Geothermie ein kostenintensives Unterfangen, bei dem Kostensenkungen gefragt sind. Eine Maßnahme zur Kostenreduktion ist das wasserstrahlbasierte Bohren. Dabei wird das Gestein nicht durch mechanische Bearbeitung mittels Bohrmeißel, sondern durch die hydraulische Energie eines Hochdruckwasserstrahls abgetragen. Kavitation und auch der durch Pulsation periodisch aufkommende Wasserhammereffekt steigern den Gesteinsabtrag und führen somit zu einem effizienteren Bohrfortschritt.

Die in dieser Studie betrachtete Wasserstrahldüse ist eine selbst-resonante Düse. In dieser kavitiert und pulsiert der Wasserstrahl aufgrund in einer Resonatorkammer aufkommenden Kelvin-Helmholtz-Instabilitäten.

Für die Experimente wurde ein Prüfstand aufgebaut, der aus einer Hochdruckpumpe, einem Autoklaven mit Sichtfenstern und Messtechnik besteht. Die Düse wurde im Autoklaven mit einstellbarem Zellendruck untersucht. Ziel der Experimente war es, die Pulsationsfrequenz sowie die Wolkengröße der Kavitation mittels AE (acoustic emission) -Sensorik messen zu können. Die Messdaten wurden durch eine optische Überwachung mit Hilfe von Schattenbildverfahren verifiziert. Zu diesem Zweck wurde eine Hochgeschwindigkeitskamera mit bis zu 1.000.000 Bildern pro Sekunde eingesetzt.

Die Experimente haben nachgewiesen, dass eine Korrelation zwischen den AE-Messdaten und der durch Schattenbildverfahren gemessenen Wolkengröße besteht. Darüber hinaus konnte die Pulsationsfrequenz der Kavitationswolken durch AE-Sensorik gemessen werden. Außerdem haben die Experimente gezeigt, dass die Pulsationsfrequenz und die Wolkengröße in Abhängigkeit zum Druckverhältnis Zellendruck/Düsenvordruck, sowie auch zum Düsenvordruck stehen.

For the exploitation of deep geothermal reservoirs that locate 5 km below the earth surface, a high demand for novel DTH tools exists, that feature an extended service life compared to traditional drilling tools. Typical industrial DTH hammers use a piston moved by hydraulics or compressed air which applies an alternating load onto the drill bit to crush the rock at the borehole bottom. The lifetime of hydraulic type DTH hammers depends much on the quality of the fluid being used which is currently mostly limited to clear water. Therefore, a novel percussion mechanism for deep reservoir exploration is developed, which uses among other innovations a motionless fluidic switch instead of a mechanical valve. The development of the novel percussion mechanism is realized by an experimental as well as a numerical approach to iteratively optimize each component. The investigations show an improvement to the current state of fluidic switch driven percussion mechanisms and show the great potential of this technology, which lies in its simplicity and the various adjustment options.

Das Münsterländer Kreidebecken im Norden Nordrhein-Westfalens (NRW) umfasst drei Karbonatgesteins-Formationen, welche potentielle, hydrothermale Systeme für die Entwicklung von Tiefengeothermie darstellen: der devonische Massenkalk als tiefstes Reservoir in ca. 5.000 m, der Kohlenkalk des Unterkarbons, sowie die karbonatischen Formationen des Cenomans und Turons der Kreide in bis zu 1.200 m Tiefe. Die vorliegende Studie fokussiert sich auf die Struktur und geothermischen Eigenschaften der Oberkreideschichten. Tiefreichende, tektonische Strukturelemente können zudem Fließwege für hydrothermale, korrosive Fluide darstellen und damit Verkarstung in den Karbonatreservoiren hervorrufen und sind im Gegensatz zu Randbereichen des Beckens und der Kohlenwasserstoffexploration im Zentrum des Beckens, relativ unbekannt.

Für diese Studie wurden 2D-seismische Bestandsdaten, sowie Daten der Landesaufnahme des Geologischen Dienstes NRW mit Bohrungsdaten interpretiert. Das Kreide-Intervall zeigt mindestens zwei auffällige SW-NE streichende Zonen, in denen Transtensions/Transpressions-Strukturen (sog. Flower-Structures) identifiziert wurden. Diese können regional paläozoischen (d.h. variszischen) Antiklinalen zugeordnet, welche in ihren zentralen Bereichen Auf- bzw. Überschiebungen und extrem steiles Einfallen aufweisen. Es wird vermutet, dass diese Antiklinalen Schwächezonen darstellen, die während der Oberkreideinversion tektonisch reaktiviert wurden.

Darüber hinaus geben erhöhte Impedanzkontraste im Bereich der Flower-Structures Hinweise auf erhöhte Porositäten und somit auch ggf. auf erhöhte Permeabilitäten, die notwendig für offene geothermische Systeme sind. Nachweise von Kohlenwasserstoffen (Gas) im Cenoman und Turon des Münsterländer Kreidebeckens durch Bohrungen unterstützen diese Beobachtung. Diese Strukturen stellen daher ein mögliches Ziel für mitteltiefe geothermische Projekte dar.

Die prognostizierten höheren Permeabilitäten und Porositäten entlang dieser tektonischen Zonen in der Kreide begünstigt die Entwicklung von tiefengeothermischen Projekten im zentralen Bereich des Münsterländer Kreidebeckens.

Permanently installed fiber optic cables allow for distributed sensing of subsurface infrastructures. Preliminary studies show that distributed temperature sensing (DTS) and distributed acoustic sensing (DAS) data may be utilized to assess well integrity. The completion of a geothermal well in Munich included the installation of a permanent fiber optic cable in the annulus behind the surface casing. The cable was attached through clamps to the outside of the casing while running in hole, reaching a depth of roughly 700 m. This allowed the acquisition of DTS- and DAS-data during cement placement, wait on cement (WOC), and further operations.

Within this study, the fiber optic data is analyzed to assess cementing operation, cement curing, and cement sheath integrity. The temperature data provides for each meter a continuous measure of the released heat during hydration, whereas the acoustic data allows for an understanding of the wave field along the entire measurement. This wavefield and its changes are examined in the time and frequency domains to identify features, which are correlated with technical operations and physical properties of the curing cement. The goal is to extract distinct features, which are conclusive through various other forms of assessment like logging. Going beyond, distributed temperature and acoustic data may prove a viable solution to monitor the evolution of any well’s integrity over its lifetime.

Die Stadtwerke Bochum Holding GmbH beabsichtigt auf dem Gelände Mark 51°7 in Bochum eine geothermische Anlage zu errichten, die Grubenwasser aus dem stillgelegten Kohlebergwerk Dannenbaum zum Heizen und Kühlen nutzt.

Hierfür wurden im Zeitraum 2021 bis 2022 die Strecken der 4. und 8. Sohle des Grubengebäudes Dannenbaum mit je einer Bohrung bohrtechnisch und hydraulisch erschlossen. Die Schächte der Zeche Dannenbaum waren nach ihrer Stilllegung im Jahr 1958 verfüllt und die Grube geflutet worden. Als erste der zwei Bohrungen wurde die Bohrung GT2 in die 4. Sohle des Grubengebäudes bis auf 343 m abgeteuft. Im Anschluss wurde die Bohrung GT1 vom gleichen Bohrplatz aus bis 864 m in die 8. Sohle zielgenau abgeteuft. In beiden Bohrungen deuteten das plötzliche Abfallen des Wasserspiegels sowie der Verlust der Meißelbelastung in der erwarteten Bohrtiefe auf ein erfolgreiches Antreffen der nur 3 m hohen Strecken hin.

Um den hydraulischen Anschluss zum Grubengebäude genauer zu untersuchen, wurden in 2023 unter Einsatz einer 300 m tief installierten Förderpumpe und unter Einbindung beider Bohrungen Pumpversuche konzipiert und erfolgreich umgesetzt. Diese demonstrierten, dass das Bergwerk im Bereich der erschlossenen Sohlen hydraulisch zugängig ist und dass die für den zukünftigen Betrieb angestrebten Betriebsraten bis zu 160 m³/h unter laminaren Strömungsverhältnissen und mit nur geringen Druckdifferenzen umgesetzt werden können. Gleichzeitig zeigten sich trotz ähnlicher Geometrie der Strecken Unterschiede in den hydraulischen Eigenschaften der Bohrungen.

In unserem Vortrag werden wir über die bohrtechnische Erschließung des Bergwerks sowie die Ergebnisse der Pumpversuche im Detail berichten.

Das Projekt D2Grids wird durch INTERREG Nordwesteuropa-Mittel unterstützt.

Aufgrund der angestiegenen Energiepreise sowie der voranschreitenden Klimakrise zeigt sich ein zunehmendes Interesse an weiteren regenerativen Energiequellen wie Aquiferspeichern. Die sogenannten Hochtemperatur-Aquiferspeicher (HT-ATES) sind durch die Möglichkeit der Einspeicherung von Temperaturen von >50°C gekennzeichnet. Der Vorteil ist hierbei, dass die ausgespeicherte Wärme direkt, ohne den Einsatz von Wärmepumpen, in ein Wärmenetz eingebunden werden kann. HT-ATES können die Lücke zwischen konstanter Wärmeproduktion für die Heiz-/Kühlzwecke und saisonal schwankendem Wärmebedarf nach dieser abdecken und stellen somit eine denkwürdige Alternative insbesondere für die Regionen mit einer eingeschränkten oder ausgeschlossenen Umsetzung tiefer Geothermie dar. Eine ähnliche Situation tritt in der Niederrheinischen Bucht im Bereich der Städte Düren und Kreuzau auf. Im Rahmen einer vom Land NRW geförderten Studie des Wettbewerbs „Wärme aus Tiefengeothermie für NRW“ wurde für die Region Düren/Kreuzau das geothermische Potential untersucht. Durch die jahrelange Tagebau-Tätigkeit in der Region ist eine solide Datenbasis sowie Kenntnisse der geologischen und hydrogeologischen Verhältnisse tertiärer Lockersedimente geschaffen. Somit sind gute Voraussetzungen für die Aquiferspeichernutzung gegeben. Düren/Kreuzau zeichnet sich durch zahlreiche Unternehmen aus der Papierherstellung/-verarbeitung aus, welche eine gute Abwärmequelle für die Einspeicherung im Untergrund darstellen. Das Potential der HT-ATES wird am Beispiel der Nutzung von sandigen Einheiten des Tertiär untersucht. Die Ermittlung des thermischen Potentials sowie der erwarteten Wärmerückgewinnungsgrade erfolgt durch eine gekoppelte thermohydraulische Simulation mittels DoubletCalc und FEFLOW für drei Standorte in je drei übereinanderliegenden potentiellen Aquifere für eine Einspeicherung von 50°C. Mit Modellen vorhergesagte thermische Leistung werden in diesem Beitrag vorgestellt und hinsichtlich der Eignung der untersuchten Standorte für die Umsetzung eines HT-ATES eingeordnet.

Für die Entwicklung eines ganzheitlichen Monitoringkonzepts von Tiefengeothermie-Anlagen mit Hilfe von Glasfasersensorik und Tracer-Technologie, startete 2022 das Forschungsprojekt GFK-Monitor. Übergeordnetes Ziel ist es, die Produktions- und Betriebssicherheit von Geothermieanlagen und ihre Effizienz zu erhöhen sowie potentielle Umweltauswirkungen durch Geothermieanlagen zu minimieren bzw. zu vermeiden. So wird eine nachhaltige und sorgsame Bewirtschaftung des Reservoirs ermöglicht, um eine wirtschaftlich und ökologisch effiziente Nutzung der Tiefengeothermie zu gewährleisten. Konkrete Themenfelder sind dabei die Überwachung der Integrität von Verrohrung und Zementation, Monitoring der Tiefenpumpe und die Untersuchung der elastischen Reservoireigenschaften (Mikroseismizität/Subsidenzanalyse) sowie der thermisch-hydraulischen Eigenschaften des Reservoirs (Dynamik und Interaktion mit anderen Bohrungen). Dafür wurden bereits 2019, im Rahmen der Geothermie-Allianz Bayern (GAB), Glasfaserkabel in 2 Bohrungen des Geothermiestandorts „München Schäftlarnstraße“ im bayrischen Molassebecken installiert, welche in GFK-Monitor durch ein weiteres Kabel in einer Injektionsbohrung ergänzt werden.

Die Glasfaserkabel Technologie eignet sich für ein vielseitiges Monitoring in allen zuvor genannten Bereichen. Der einzigartige Vorteil dieser faseroptischen Messungen gegenüber konventionellen Messmethoden ist, dass diese die Möglichkeit bieten, kontinuierlich in Zeit und Raum hoch aufgelöste Daten von Temperatur (DTS) und Akustik (DAS) sowie durch die Integration von weiteren Sensoren auch Daten z.B. des Drucks auf unterschiedlichen Tiefen entlang der gesamten Bohrstrecke während des Betriebes liefern zu können. Es werden Zwischenergebnisse des laufenden Projekts aus den verschiedenen Bereichen vorgestellt. Schwerpunkte sind dabei die Bohrungsintegrität (faseroptische Überwachung der Zementation und Verrohrung), Monitoring der Pumpe über DAS und DTS, Ableitung elastischer Reservoireigenschaften und thermisch hydraulischer Eigenschaften (Zuflusszonenmonitoring).

Die Nutzung von thermischen Untergrundspeichern ist essentiell für die Dekarbonisierung von Wärmenetzen. Um diese optimal in Verbindung mit dem Gesamtsystem zu betrieben, sind einerseits umfangreiche Finite Elemente Modelle für die Speicher erforderlich und andererseits muss die Finite-Elemente Software mit Netzsimulations-Software gekoppelt werden.

In unserem Beitrag stellen wir eine Methode vor, um einfache dynamische Gleichungen für die Speicher basierend auf Daten aus Finite Elemente Simulationen abzuleiten, welche dann für einen anschließende Betriebsoptimierung mit Python eingesetzt werden.

Bei der Betriebskostenoptimierung fokussieren wir uns auf die Wärmeerzeugerseite, welche aus verschiedenen Wärmequellen wie Prozessabwärme, Solarthermie oder einem konventionellen Heizkraftwerk besteht. Die Wärme wird hierbei über eine Wärmepumpe in ein Fernwärmenetz eingespeist.

Anschließend verwenden wir unsere Methode, um den optimalen Betrieb eines geplanten Grubenspeicher (MTES) für die Fernwärmeerzeugung am Campus der Ruhr-Universität Bochum zu berechnen.

Deep geothermal energy (DGE) may play an important role for future energy production considering its base load capacity and ubiquitous availability. Funded by the EU Interreg North-West Europe (NWE) Programme, DGE-ROLLOUT promotes the DGE potential of Lower Carboniferous carbonate rocks following a multi-disciplinary geoscientific approach.

With the Geological Survey of North Rhine-Westphalia as lead partner, project partners include the national geological surveys of Belgium, France and the Netherlands, as well as industry partners (DMT GmbH & Co. KG; Energie Beheer Nederland B.V.; RWE Power AG) and research institutions (Fraunhofer Institution for Energy Infrastructures and Geothermal Systems; Technical University Darmstadt; Flemish Institute for Technological Research). Furthermore, DGE-ROLLOUT collaborates with ten sub- and associated partners, including the national geological surveys of Great Britain and Ireland and the European Geothermal Energy Council.

DGE-ROLLOUT comprises three administrative, one investment and three implementation work packages (WP T1-T3): T1 provides a reconciled knowledge baseline for the DGE market development in NWE, including a transnationally harmonised depth and thickness map of the Lower Carboniferous. T2 fills information gaps through the acquisition of 2D seismic surveys, drillings, reprocessing vintage seismic data, and developing 3D subsurface models. T3 increases the efficiency of existing geothermal systems, implementing new or improved production techniques regarding reservoir behaviour, cascading systems and thermal energy storage.

After five years of excellent collaboration, DGE-ROLLOUT comes to an end in October 2023. We are keen on presenting our final results, including two webtools comprising the results of WPs T1-T2. DGE-ROLLOUT collaborations will continue through annual network meetings.

Das VESTA Forschungsprojekt (Very-High-Temperature Heat Aquifer Storage) untersucht an verschiedenen Demonstrationsprojekten den Einsatz von HTS-Systemen mit Ein- und Ausspeichertemperaturen von >100°C um die Energiewende mit kommerziell nutzbaren Wärmespeichern zu unterstützen. Hierfür hat sich das VESTA-Konsortium aus acht internationalen Partnern gebildet um die Hochtemperaturspeicher und die damit verbundenen technischen, regulatorischen, rechtlichen, ökologischen und wirtschaftlichen Herausforderungen gemeinsam zu lösen.

Zu dem übergeordneten Gesamtforschungsvorhaben gehören vier Teilvorhaben, in denen unterschiedliche Aspekte untersucht werden. Im Teilprojekt VESTA CONTRAST soll mittels einer 2-D Linienseismik ein besseres Verständnis für die geologische Situation, das tektonische Spannungsfeld, das hydraulischen Regimes und des hierfür benötigten Bohrlochdesigns am Standort erlangt werden. Der Standort befindet sich unterhalb der Fraunhofer Einrichtung für Energieinfrastruktur und Geothermie (IEG) in Bochum, wo sich die gefalteten und geklüfteten Sandsteine des Karbons befinden und im Zuge der Untersuchung auf die Speicherfähigkeit und das Führen von Thermalwässern untersucht werden sollen. Anhand der gewonnenen Daten soll die Machbarkeit eines solchen HTS erörtert werden.

Die geplante Messkampagne soll den Untergrund möglichst bis in Erkundungstiefen von 2000 m erschließen, um die gefalteten Sandsteinhorizonte des Namur B und deren Kluft-Systeme optimal zu erfassen. Anhand der gesammelten Daten soll im Anschluss ein groß angelegtes Aquiferspeicherexperiment mit einer detaillierten Reservoirmodellierung durchgeführt werden, wobei die gesammelten Daten aus der Seismik die Grundlage für die Modellierung bilden sollen.

Karbonatgesteine in NRW, im Speziellen der Devonische “Massenkalk”, sind durch ihre Verkarstung bekannt und spielen eine bedeutende Rolle als regionale Grundwasserleiter.

Es besteht Forschungsbedarf, ob die Eigenschaften als Aquifer auch in großen Tiefen erhalten bleiben, sodass geothermische Anwendungen zur Deckung des Wärmebedarfs in NRW möglich sind (Bracke & Huenges 2022).

Die Bohrarbeiten einer neuen Erkundungsbohrung begannen im März 2022. Aufgrund von bohrtechnischen Schwierigkeiten im Steinbruch, bei der Erbohrung großer Karst-Hohlräume, wurden die Bohrarbeiten bei einer Teufe von 224 m abgeschlossen. Dies wies bereits vor Durchführung jeglicher Experimente auf eine stark durchlässige Formation hin, hauptsächlich aufgrund von Merkmalen wie Hohlräumen oder offenen Brüchen. Schon während der Bohrarbeiten wurden hydraulisch aktive Intervalle dokumentiert (Krämer 2023).

Die Lokalisierung produktiver, geothermischer Reservoire ist eine große Herausforderung in den Geowissenschaften. Die Kombination von geophysikalischen Methoden mit Pumptests ist gängige Praxis, um hydraulisch wirksame Zonen zu identifizieren. Bohrlochmessungen können oberflächennahe Forschung ergänzen und komplettieren.

Die in dieser Arbeit präsentierten Ergebnisse zeigen, dass der Massenkalk bei Vorhandensein von Verkarstung ein ergiebiges Reservoir mit ausgeprägter Sekundär-Porosität darstellt.

Um eine Regionalisierung der gewonnenen Erkenntnisse zu ermöglichen und die Strategie gemäß Bracke & Huenges (2022) weiterzuverfolgen, sollte die Studie um zusätzliche Bohrungen ergänzt werden. Sowohl Tief- als auch Flachbohrungen werden dazu beitragen, die Karbonate in NRW, insbesondere den Massenkalk, als Reservoir zu charakterisieren.

1 Bracke, R. & Huenges, E. (2022): Roadmap Tiefengeothermie für Deutschland (Fraunhofer-Gesellschaft). 2 Krämer, J. (2023): Exploration drilling in the Devonian Massenkalk: Combining hydraulic groundwater tests with a fracture analysis. Masterthesis, Aachen (RWTH Aachen University).

In der Stadt Straelen existiert ein hoher Bedarf an Heizwärme, durch eine Fokussierung von Unterglasgartenbaubetrieben. Derzeit wird der Wärmebedarf überwiegend durch zunehmend teure, CO₂ intensive Energieträger gedeckt, was eine Umstellung auf erneuerbare Energien motiviert. Es wurde daher eine Potentialuntersuchung für die Anwendung mitteltiefer bis tiefer Geothermie durchgeführt.

Straelen liegt in Nordrhein-Westfalen an der Niederländischen Grenze und geologisch in der Niederrheinischen Bucht. Der Viersener Sprung mit bis zu 500 m Versatz verläuft in Nord-Süd Richtung durch das Gemeindegebiet und trennt den Krefelder Block vom Venloer Block. Regional werden der karbonische Kohlenkalk und der devonische Massenkalk als potentielle geothermische Reservoire im Untergrund vermutet. Diese können durch Verkarstung und Klüftung sekundäre Permeabilitäten von > 1 Darcy erreichen. Darüber hinaus ist der oberdevonische Condroz-Sandstein aufgrund seiner möglichen primären Permeabilität von Interesse.

In dieser Studie wurde ein Strukturmodell basierend auf seismischen Bestandsdaten der Niederlande erstellt und mithilfe von Bohrungen tiefenmigriert. So konnten Tiefen und Mächtigkeiten der drei Reservoire in den entsprechenden tektonischen Stufen abgeleitet werden. Aus den Bohrungen, Offset- und Literaturdaten sowie Versenkungskurven wurden anschließend petrophysikalische Parameter wie die Porosität, Salinität oder das Net/Gross Verhältnis in Bandbreiten abgeschätzt.

Basierend auf diesen Informationen wurde eine statistische Abschätzung der möglichen thermischen Leistungen aus einem Dublettenbetrieb errechnet. Neben der Berücksichtigung der Variabilität der Parameter (geologische Unsicherheit) wurde auch das Risiko betrachtet, kein nutzbares Reservoir vorzufinden (Fündigkeitsrisiko). Abschließend wurden jeweils die sog. „Levelized Cost of Heat“ berechnet und mit den thermischen Leistungen und Fündigkeitsrisiko bewertet, um ein geothermisches Portfolio als Grundlage für zukünftige Entscheidungen bereit zu stellen.

Der weltweite Bedarf an Lithium steigt beinahe täglich, nicht zuletzt durch die wachsende Nachfrage von Lithium-Ionen-Batterien. Die größten Förderstätten liegen aber meist außerhalb von Europa und konzentrieren sich auf wenige Staaten, was zu einer starken Abhängigkeit von diesen führt. Um dem entgegenzuwirken, hat die EU Regularien zur Nachhaltigkeit von Batterien festgelegt und fördert die Gewinnung von Lithium aus verschiedenen Rohstoffquellen innerhalb von Europa. Dabei wird das Wasser aus Geothermie Anlagen des Rheingrabens als eine mögliche Lithium-Quelle betrachtet. Es enthält eine hohe Salzfracht, welche jedoch nur einen kleinen Anteil an Lithium beinhaltet. Diese geringe Menge aus dem Geothermie-Wasser zu fördern, ist mit einigen Herausforderungen verbunden, beispielsweise der selektiven Trennung von Lithium und Natrium, da der Natrium-Anteil um das knapp 300-Fache höher liegt. Adsorptionsverfahren werden schon seit längerem getestet, jedoch ist die Verunreinigung mit Natrium immer noch recht hoch, sodass zwingend alternative Trennungsverfahren gefunden werden müssen.

Im Rahmen des EU-Projekts „LiCORNE“ wird die Freifluss-Elektrophorese (FFE) als eine neue Methode zur selektiven Trennung von Lithium und Natrium untersucht. Die Trennung erfolgt über die Wandergeschwindigkeit der verschiedenen Ionen in wässrigen laminaren Strömungen. Dabei handelt es sich um ein membranfreies Trennverfahren, das Lithium und Natrium bei diskontinuierlichem und kontinuierlichem Betrieb vollständig separiert. Um eine nachhaltige und kosteneffiziente Trennung zu gewährleisten, wurden verschiedene Prozessparameter wie z.B. Art der Eluenten in unterschiedlichen Konzentrationen und pH-Werte getestet und optimiert.

Die FFE bietet ein membranfreies Trennverfahren und ermöglicht durch die vollständige Separation neue Methoden der Gewinnung von Lithium. Zukünftig sollen die Skalierbarkeit und Umsatzsteigerung im Fokus der Forschung stehen.

Möglichen Effizienzsteigerungen von geothermischer Energieproduktion durch Verringerung der Reinjektionstemperatur stehen meist hydrochemische Randbedingungen entgegen. Hoch mineralisierte Thermalwässer tendieren verstärkt zu unkontrollierten Mineralausfällung (Scalings) bei größerer Druckentlastung oder Abkühlung. Sie sind ein stark limitierender Faktor für den effizienten und kontinuierlichen Betrieb von Geothermieanlagen. Komplexe standortspezifische Thermalwasserchemie erschwert deren Vorhersage und Quantifizierung mittels deterministischer geochemischer Modelle. Im MALEG Projekt werden geochemische Modelle durch eine künstliche Intelligenz ergänzt, welche mit hydrogeochemischen Daten aus vor Ort Experimenten trainiert wird.

Hierfür wird ein Demonstrator gebaut, der als Hardware-Zwilling in der Lage ist, Prozesse in einer Geothermieanlage vollständig abzubilden. Der Demonstrator wird lokal, per Bypass, mit der Geothermieanlage verbunden und als Feldlabor für hydrogeochemische Ausfällungsexperimente genutzt. Ein engmaschiges Fluid- und Feststoffmonitoring begleitet die Experimente zur Evaluierung möglicher Ausfällung von Mineralen. Dabei sind Ausfällungsprozesse vom chemischen Milieu abhängig. Änderungen der Systemparameter wie der Temperatur, des pH-Wertes, des Druckes oder der Ionenkonzentration ermöglicht die Bildung potenzieller Minerale. Experimente an mindestens drei verschiedenen Geothermieanlagen in unterschiedlichen Reservoiren sind geplant. Dadurch wird ein umfangreicher, diverser hydrogeochemischer Datensatz aufgebaut, anhand dessen das KI-basierte Vorhersagetool „MALEG“ entwickelt wird. Die Vorhersagen von MALEG werden mit einem digitalen Zwilling, bestehend aus einer geochemischen Modellierungsumgebung, validiert. Die präzisere Vorhersage der Thermalwasserchemie und des Potenzials für mineralische Ausfällungen ermöglicht die Optimierung der Betriebsparameter der Geothermieanlagefür eine gesteigerte Effizienz, der Einführung einer Kaskadennutzung, Integration von Prozessen zur Mineralienextraktion oder Kostenreduzierung des hydrogeochemischen Routinemonitorings.

Die industrielle Nutzung von Tiefengeothermie findet international bislang wenig Anwendung. Wesentliche technische Hemmnisse sind das oftmals unzureichende Temperaturniveau der geothermalen Quelle und die erforderliche Bereitstellung von Prozessdampf, um die industriellen Prozesse bedienen zu können. Im Forschungsprojekt »Geothermale Papiertrocknung« hat Fraunhofer UMSICHT daher eine Methodik entwickelt, mit der verfahrenstechnische Routen zur Prozessdampferzeugung aus tiefengeothermalen Quellen identifiziert und einheitlich bewertet werden können. Hierzu bietet sich insbesondere der Einsatz von Groß- und Hochtemperatur-Wärmepumpen an, welche durch eine Kombination mit weiteren Verfahrensschritten zu Verfahrensrouten kombiniert werden können.

Das Forschungsprojekt fokussierte auf die deutsche Papierindustrie, für die stellvertretend ein repräsentativer Referenzstandort sowie beispielhaft der Standort der Kabel Premium Pulp&Paper GmbH in Hagen untersucht wurde. Über 100 initial identifizierte Verfahrensrouten konnten im Projektverlauf unter Berücksichtigung der lokalen Randbedingungen detailliert untersucht und sukzessive eingegrenzt werden. Neben innovativen Ansätzen mit Forschungscharakter wurden zudem Verfahrensrouten entwickelt, welche auf marktverfügbaren Komponenten basieren und somit kurz- bis mittelfristig realisiert werden könnten.

Die gewonnenen Projektergebnisse können sowohl auf andere Standorte der Papierindustrie als auch auf weitere Branchen mit Nieder- und Mitteltemperaturwärmebedarf bis etwa 300 °C – wie beispielsweise die Lebensmittel- oder chemische Industrie – übertragen werden. Das Projekt zeigte auch, dass aufgrund individueller branchenspezifischer Anforderungen und lokaler Randbedingungen eine jeweils standortspezifische Betrachtung notwendig ist, um effiziente und wirtschaftlich robuste Verfahrensrouten auslegen zu können. Insgesamt besteht ein großes Anwendungspotenzial für die industrielle Prozessdampferzeugung auf Basis von Tiefengeothermie und damit eine vielversprechende technische Lösung zur Dekarbonisierung der industriellen Prozesswärme.