Geothermische Energie

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1 42/2003 H GtE Geothermische Energie Mitteilungsblatt der Geothermischen Vereinigung e.v. Nr Jahrgang/Heft 3 Juli /September 2003 Geothermische Technologieentwicklung im In Situ Geothermielabor Groß Schönebeck Angela Spalek 2 Geothermie Unterhaching Christian Schönwiesner-Bozkurt, Benjamin Richter 5 Das Geothermie-Projekt München-Riem Werner Rühle, Joachim Hamm,Achim Schubert 8 Untersuchung einer Kraft-Wärme-Kälte Kopplung mit saisonaler Speicherung am Beispiel des Max-Planck-Campus Golm Stefan Kranz, Ali Saadat, Silke Köhler 11 Neuseeland: Neues Kraftwerk im geothermischen Feld von Wairakei 16 Amortisationszeit 4,5 Jahre: Heizen und Kühlen mit Geothermie in Bonn. Brunnenbohrungen für das Gebäude der GWI AG fertiggestellt. 16 UNEP fordert mehr Geothermie für Ostafrika 16 Kleine Revolution mit großem Gerät: DrillTec mit innovativer Tiefbohranlage im Einsatz in der Geothermie 18 Kenia: Neuer Block im Kraftwerk Olkaria II geht ans Netz 19 Neuseeland: Mit Geothermie gegen die Energiekrise. Tuaropaki Power baut neues Kraftwerk 19 Super Heizung: Neues Freizeitbad in Arnsberg mit 3000 m tiefer Bohrung 20 TAGUNGEN - KONGRESSE - TERMINE 22 PUBLIKATIONEN-MATERIALIEN 22 GtVeV INTERN 27 1

2 GtE 42/2003 Geothermische Technologieentwicklung im In Situ Geothermielabor Groß Schönebeck Angela Spalek u.a. 90 Jahre nach der Inbetriebnahme des weltweit ersten geothermischen Kraftwerkes in Larderello sehen wir der Errichtung der ersten deutschen geothermischen Stromerzeugungsanlage in Neustadt-Glewe entgegen. Diese Anlage wird zusätzlich zur langjährig erfolgreich betriebenen Wärmebereitstellung die prinzipielle Machbarkeit geothermischer Stromerzeugung mit Thermalwässern von ca. 100 C demonstrieren. Die effiziente Wandlung geothermischer Wärme in elektrischen Strom unter dem Gesichtspunkt ihrer Wirtschaftlichkeit erfordert Temperaturen > 150 C. Entsprechende Temperaturverhältnisse sind in weiten Regionen des Norddeutschen Sedimentbeckens zu finden. Kenntnisse zur Erschließung und Charakterisierung dieses Speichertyps basieren vorwiegend auf Erfahrungen der Erdöl- und Erdgasindustrie, die für Thermalwasserreservoire unter dem Aspekt ihrer geothermischen Nutzung jedoch nur begrenzt anwendbar sind. Forschung und Entwicklung sind deshalb gefragt, geeignete Technologien zu entwickeln, um die Ergiebigkeit geothermischer Lagerstätten unabhängig von deren Standort und den geologischen Bedingungen gezielt beeinflussen zu können. Auch Bohr- und Fündigkeitsrisiken, zwei entscheidende Kostenminderungspotenziale, könnten damit erheblich verringert werden. In situ Geothermielabor Groß Schönebeck Im Winter 2001 begannen in der Brandenburger Schorfheide dahingehende Forschungsaktivitäten im In situ Geothermielabor Groß Schönebeck des GeoForschungsZentrum Potsdam. Rückblick: Der Standort der Bohrung wurde auf der Basis einer umfangreichen geologischen und bohrtechnischen Analyse ausgewählt. Die ehemalige Erdgasexplorationsbohrung GRSk 3/90 wurde aufgewältigt und als In situ Versuchs- und Messlabor eingerichtet. Die Bohrung erschließt geothermisch interessante Horizonte des Norddeutschen Beckens in Tiefen zwischen 3900 und 4300 Metern bei einem Temperaturniveau von > 150 C. Anhand von Laborstudien und Auswertungen von Bohrlochmessungen wurden im Jahr 2001 Sandsteinproben charakterisiert und ein Fördertest zur Bestimmung des Ausgangszustandes der Bohrung durchgeführt. Lithologie und Temperatur-Log in der Bohrung Groß Schönebeck Stimulation durch Hydraulic Fracturing Hinsichtlich der Minimierung der Kosten und des Fündigkeitsrisikos bei der Erschließung geothermischer Reservoire steht die Stimulationstechnik an vorderster Stelle. Impressum Geothermische Energie - Mitteilungsblatt der Geothermischen Vereinigung/GtV, Sitz und Geschäftsstelle: Gartenstr. 36, Geeste Tel.: , Fax: , Geothermische-Vereinigung@t-online.de REDAKTION: Werner Bußmann, Gartenstr Geeste Tel.: , Fax: wb@geothermie.de MITARBEITER DIESER AUSGABE: Christian Schönwiesner-Bozkurt, Joachim Hamm, Silke Köhler, Stefan Kranz, Benjamin Richter, Werner Rühle, Ali Saadat, Achim Schubert, Angela Spalek FOTOS: DrillTec, Erdwerk, EWS, GFZ-Postdam, Ing. Büro Müller, Rödl & Partner, Stadtwerke München ANZEIGEN: Zur Zeit gilt Anzeigenpreisliste Nr. 4/1 - ab SATZ: Geothermische Vereinigung e.v. Oliver Joswig, Geeste Tel.: , Fax: olli@geothermie.de DRUCK: Offset Feege, An der Schaftrift 22, Meppen, Tel.: , Fax: ISSN Der Bezugspreis für die Geothermische Energie ist im Mitgliedsbeitrag enthalten. Anfang des Jahres 2002 fanden in Groß Schönebeck Stimulationsexperimente in den Sandsteinhorizonten statt. Ausgehend von den Erfahrungen der Erdöl-Erdgas- Industrie wurde die Methode des Hydraulic Fracturing eingesetzt. Dabei werden unter hohem Druck große Wassermengen in das Gebirge injiziert, um das Gestein hydraulisch aufzubrechen. Durch die erzeugten Druckverhältnisse und die im Gebirge vorherrschenden Spannungen werden künstliche Risse erzeugt und vorhandene erweitert. Die hydraulische Durchlässigkeit des Gesteins wird damit verbessert. Mit der Stimulation sollen ein weitreichendes Risssystem erzeugt und natürlich vorhandene wasserführende Klüfte an die Bohrung angeschlossen werden. In der Vorgehensweise bestehen Parallelen zu einem geothermischen Projekt von Shell in El Salvador, bei dem die Wasserfrac-Technik in vulkanischem Gebirge angewendet wird. Im Ergebnis der durchgeführten Stimulationsexperimente konnten die Zuflusszonen erweitert und die Produktivität erhöht werden. Die Mindestförderraten für die geothermische Stromerzeugung (> 50 m³/h) wurden nicht erreicht. 2

3 42/2003 GtE Modell eines hydraulisch erzeugten vertikalen Risses in einer Bohrung Zur Abschätzung der hydraulischen Parameter, welche in Folge der Stimulationstests verändert wurden, fanden im August/ September 2002 moderate Pumpversuche in der Bohrung statt. Über einen längeren Zeitraum und unter moderaten Druckbedingungen wurden die Durchlässigkeit der unterschiedlichen Gebirgshorizonte, die Ausdehnung des Reservoirs und die chemische Zusammensetzung des zu fördernden Tiefenwassers bestimmt. Im Januar 2003 begann die zweite Phase der hydraulischen Stimulationsexperimente Kubikmeter Flüssigkeit sollten sukzessive unter hohem Druck in den Boden injiziert werden. Die erforderliche Wassermenge wurde durch 3 ca. 80 Meter tiefe Wasserbrunnen bereitgestellt. 17 transportable Schwimmbecken speicherten große Mengen des Injektionsfluids, um auch die höchsten Fließraten (75 l/s) realisieren zu können. Hydraulischer Testaufbau für moderate Pumptests Die Testserie begann im Januar/Februar 2003 mit einem Stufentest, bestehend aus einem Vor- und einem Haupttest. Im Vortest wurden steigende Druckverhältnisse bei steigender Injektionsrate nachgewiesen. Im anschließenden Haupttest wurde die Injektionsrate zunächst bis 24 l/s erhöht. Es stellte sich eine deutliche Wirkung ein: Mit steigender Injektionsrate verringerte sich der Druckanstieg. Entsprechend erhöhte sich die Injektivität und es wurde mehr Flüssigkeit je Druck verpresst. Ein klares Indiz für den erfolgreichen Verlauf der Stimulation. Durch die Injektionstests und daraus resultierende Wechselbelastungen wurden instabile Verhältnisse in der Bohrung induziert, so dass die planmäßige und erfolgreiche Durchführung der Experimente nicht mehr gewährleistet war. Die freie Befahrbarkeit und die Stabilität der Bohrung sind jedoch die entscheidenden Voraussetzungen für den erfolgreichen Fortgang des Projektes und die geplante Nachnutzung. Um weitere Risiken auszuschalten, wurden die Experimente unterbrochen und ein Konzept zur Bohrlochsicherung erstellt Oktober 2003, Bohranlage zur Installation der Verrohrung Schwimmbecken zur Zwischenspeicherung des Injektionsfluids Ausblick Mitte Oktober 2003 wurde in Groß Schönebeck eine Bohranlage errichtet. Nach der Räumung und Sicherung der Bohrung durch das Einbringen einer zusätzlichen Verrohrung in Form von geschlitzten Linern, die die Anbindung an das Reservoir gewährleisten, werden die massiven Stimulationen wie geplant fortgesetzt. In Auswertung der vorliegenden Ergebnisse ist die Erfolgswahrscheinlichkeit, durch weitere Stimulationen wirtschaftlich vertretbare Mindestfließ- und förderraten zu erreichen, als hoch einzuschätzen, da das Stimulationspotenzial am Standort noch nicht ausgeschöpft ist. Aufbau Bohrsicherung Die Experimente werden von Temperaturund seismischen Messungen, Modellrechnungen zur Interpretation der gewonnenen Daten und geochemischen Untersuchungen begleitet. Vorgesehen sind Messungen im offenen Bohrlochabschnitt mit FMI und ARI sowie lithologiebestimmende Logfahrten. Neue Abbildungsverfahren ermöglichen die Abbildung bereits erzeugter Risse und Klüfte und die Bestimmung der Rissgeometrie. Des weiteren sollen lithologische Einheiten wie Porosität und Permeabilität bestimmt werden. Möglicherweise können diese Aufschluss darüber geben, ob der Bereich des Rotliegenden bereits durchteuft wurde. Das Gesamtkonzept des Projektes sieht nach der erfolgreichen Stimulation ein Dublettensystem vor, bei dem die aus der ersten Bohrung geförderten Tiefenwässer nach ihrer thermischen Nutzung über eine zweite Bohrung wieder in den Speicher eingeleitet werden. Die Bohrlochmessungen helfen auch im Hinblick auf die Planung einer zweiten Bohrung, da diese weitere Informationen zum lokalen Spannungsfeld liefern. Das Langzeitverhalten des Dublettensystems wird mit Hilfe eines Kommunikationsexperimentes zwischen zwei Bohrungen nachgewiesen Die Arbeiten werden in bewährter Kooperation mit den Projektpartnern BGR Hannover, Geothermie Neubrandenburg GmbH, AETNA Energiesysteme GmbH, BWG GbR Neubrandenburg und MeSy GmbH Bochum durchgeführt. Generalauftragnehmer und neuer Partner im Projekt 3

4 GtE 42/2003 ist die Firma Erdöl-Erdgas-Workover GmbH & Co. KG. ANZEIGE Das Projekt am GFZ Potsdam wird mit Mitteln des Bundes im Rahmen des Zukunftsinvestitionsprogrammes und mit Mitteln des Landes Brandenburg gefördert. Angela Spalek und Geothermieprojektgruppe, Sektion Geothermie, GFZ Potsdam weiterführende Informationen zum Projekt unter ANZEIGE ANZEIGE 4

5 42/2003 GtE Geothermie Unterhaching Christian Schönwiesner-Bozkurt, Benjamin Richter Die Vermeidung und Reduzierung von Umweltbeeinträchtigungen nimmt bei der Gemeinde Unterhaching b. München schon seit langem einen besonders hohen Stellenwert ein; so sind im Gemeindebereich z. B. zur Substitution fossiler Energieträger solarthermische und Photovoltaikanlagen, Blockheizkraftwerke sowie zusätzliche Wärmedämmmaßnahmen umgesetzt worden. Eine weitere umweltverträgliche und langfristig verfügbare Energiebereitstellung stellt auch die gleichzeitige Gewinnung und Erzeugung von Strom und Wärme aus geothermalen Heißwasservorkommen dar Die Gemeinde Unterhaching beabsichtigt erstmalig im süddeutschen Molassebecken die Errichtung einer geothermischen Strom- und Wärmeerzeugungsanlage. Dieses Projekt ist aus einer Vielzahl von Gründen außergewöhnlich innovativ und wegweisend. - Erstmalig soll das süddeutsche Molassebecken für die geothermische Stromerzeugung erschlossen werden. - Erstmalig soll in Deutschland als Stromerzeugungstechnologie der Kalina-Prozess großindustriell zum Einsatz kommen - Erstmalig im Molassebecken wird eine Thermalbohrung auf eine Schüttung von bis zu 150 l / sec. realisiert - Erstmaliger Einsatz einer Groß-Unterwasserpumpe in einer Tiefbohrung - Erstmalig soll eine Rohrturbine in der Reinjektionsbohrung zur Stromgewinnung aus dem zu reinjezierenden Wasser installiert werden - Erstmalig wird im Molassebecken eine Thermalbohrung in eine Tiefe von ca m niedergebracht Zur effizienten Realisierung des Projektes, das neben allen technologischen und wissenschaftlichen Anreizen klar unter der Maßgabe des wirtschaftlichen Einsatzes steht, gründete die Gemeinde Unterhaching im August 2002 die Geothermie Unterhaching GmbH & Co. KG als Projektträgergesellschaft. Alleinige Gesellschafterin ist die Gemeinde Unterhaching Ab Mitte September 2003 wird am Grünwalder Weg (nähe Autobahnkreisel) in Unterhaching der Bohrplatz für die rund Meter tiefe, erste Bohrung errichtet. In der Region befindet sich nach Einschätzung der Experten Grad heißes Thermalwasser, welches zur Energiegewinnung genutzt werden soll. Es wird eine Schüttung von bis zu 150 l / sec. prognostiziert. Die Bohrung wird von der Bietergemeinschaft Drilltec GUT GmbH, Ettlingen, und H. Angers Söhne, Hessisch-Lichtenau, realisiert. Voraussichtlich wird das Ziel, der sog. Malmkarst, eine durchlässige Gesteinsschicht mit dem darin enthaltenen Thermalwasser, etwa zum Jahreswechsel erreicht. Entspricht die Fündigkeit den Erwartungen wird eine zweite Bohrung in einer Entfernung von ca. 2,5 km niedergebracht (Oberhalb des Sportparks an der A8) um das Thermalwasser wieder in die Tiefe zu verpressen und den unterirdischen Wasserhaushalt nicht zu beeinträchtigen. Ziel des Geothermieprojektes ist es, mit Hilfe der umweltfreundlichen und erneuerbaren Geothermie (Erdwärme) sowohl elektrischen Strom als auch thermische Energie (z.b. zur Beheizung von kommunalen Gebäuden, Wohnungen oder Geschäftsräumen) zu erzeugen. Entsprechend vorliegender Gutachten kann im günstigsten Fall eine Stromerzeugungsanlage mit ca. 3,7 MW el elektrischer Brutto-Leistung sowie eine Wärmeversorgung mit einer Grundleistung von 16 MW th realisiert werden. Produkte und Absatz Strom: Der aus Geothermie gewonnene Strom wird gegen Vergütung in das öffentliche Netz eingespeist. Die Einnahmen aus dem Verkauf des Stroms sind durch das Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) festgelegt. Die derzeitige Einspeisevergütung beträgt 8,95 EURCent / kwh. Wärme: Die Wärme wird über ein Fernwärmenetz an Haushalte, Gewerbetreibende und gemeindeeigene Einrichtungen zur Beheizung zur Verfügung gestellt. Die Wärme wird langfristig zu einem stabilen und günstigen Preis angeboten werden können, da vergleichsweise wenig zusätzliche Brennstoffkosten anfallen. Insoweit ist die Geothermiewärme unabhängig von den Entwicklungen des weltweiten Erdgas- und Erdölmarktes. Wo und wann wird in Unterhaching gebohrt? Die erste Bohrung (Förderbohrung) wird voraussichtlich im November 2003 am Grünwalder Weg nördlich des Kreisels bei der Autobahnauffahrt beginnen und in etwa Anfang 2004 abgeschlossen sein. Nach Vorliegen der Ergebnisse wird die zweite Bohrung (Reinjektionsbohrung) etwa im Frühsommer 2004 an 5

6 GtE 42/2003 der Biberger Straße am nördlichen Ortseingang in Angriff genommen. Bohrgrundstück am Grünwalder Weg Die Finanzierung des Vorhabens erfolgt mit Eigenmitteln der Gemeinde Unterhaching, Fördergeldern aus dem BMU- Förderprogramm zur Förderung von Demonstrationsvorhaben (bis 4,8 Mio. EUR) sowie einem Fremdfinanzierungsanteil der Hausbank. Die Gesamtprojektkosten werden auf rund 36 Millionen Euro geschätzt. Die im Vorfeld erforderlichen seismischen Untersuchungen wurden ebenfalls vom BMU im Rahmen des Zukunftsinvestitionsprogramms (ZIP) bezuschusst. Thermalwassertrasse und Fernwärmenetz Ab Vorliegen der Fündigkeit wird mit dem Bau einer Thermalwassertrasse zum Standort der Reinjektionsbohrung begonnen. Parallel dazu wird die Verlegung der Fernwärmetrasse und der Bau einer Heizzentrale in Angriff genommen. In Abhängigkeit der tatsächlichen Schüttungs- und Temperaturverhältnisse kann ein Fernwärmenetz mit einer Anschlußleistung von bis zu 41 MW th errichtet werden. Stromerzeugungsanlage Sofern die prognostizierte Fündigkeit sowie Temperatur erreicht werden, findet erstmalig in Deutschland der sogenannte Kalina- Prozess für die Stromerzeugung Anwendung. Der wesentliche Vorteil der KALINA-Technologie liegt darin, daß im Niederenthalpiebereich eine vergleichsweise sehr hohe Effizienz bei der Stromerzeugung erzielt werden soll. Nach Feststellung der Fündigkeit der Förderbohrung wird mit der Auslegung der Stromerzeugungsanlage begonnen. Nach augenblicklichem Kenntnisstand kann die Anlagengröße mit maximal 3,7 MW elektrischer Bruttoleistung ausgelegt werden. Sobald Klarheit über die Schüttungs- und Temperaturverhältnisse herrscht, wird die Stromerzeugungsanlage in enger Abstimmung mit den Planungen für das Fernwärmenetz optimal auf die örtlichen Gegebenheiten und den tatsächlichen Bedarf ausgelegt. Finanzierung Aufgrund des erstmaligen Einsatzes der KALINA-Technologie sowie dem innovativen und erfolgversprechendem Gesamtansatz (Strom- und Wärmeproduktion) und der positiven Umweltauswirkungen fördert das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit das Vorhaben. Das Unterhachinger Projekt zählt zu den wichtigsten Geothermieprojekten in Deutschland. Es ist bundesweit das erste dieser Art (mit Stromerzeugung) im sogenannten Süddeutschen Molassebecken und nimmt deshalb eine für die Geothermie wegweisende Stellung ein. Aber nicht nur bundesweit findet das Projekt Beachtung. Zwischenzeitlich wächst zusehends das Interesse im Ausland. So wurde über dieses Projekt bereits mehrfach im Ausland referiert und auch Besucher aus Asien, Europa und Südamerika haben sich bereits eingehend (teilweise vor Ort) erkundigt. Ansprechpartner: Bürgermeister Dr. Erwin Knapek Aufsichtsratsvorsitzender der Geothermie Unterhaching GmbH & Co KG Rathausplatz Unterhaching Tel. 089/ bgm@unterhaching.de Geschäftsführer der Geothermie Unterhaching GmbH & Co KG: Frau Gerlinde Kittl Dip.Ing. (FH) Landespflege Rathausplatz Unterhaching Tel. 089/ Fax: 089/ geothermie@unterhaching.de Herr Jörg Specht Dipl.Ing. (FH) Verfahrenstechnik Rathausplatz Unterhaching Tel. 089/ Fax: 089/ geothermie@unterhaching.de 6

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8 GtE 42/2003 Das Geothermie-Projekt München-Riem Werner Rühle, Joachim Hamm, Achim Schubert Die Wärmeversorgung der Messestadt Riem Auf dem Gelände des ehemaligen Flughafens München-Riem wächst seit einigen Jahren in der Nachbarschaft der Neuen Messe München die Messestadt Riem, ein neuer Stadtteil für Bewohner. Neben Wohn- und Gewerbegebieten entsteht ein großzügiger Landschaftspark, in dem 2005 die Bundesgartenschau stattfinden wird. Die SWM (Stadtwerke München GmbH) versorgen München mit Erdgas, Wasser, Strom und Fernwärme. Über 5 große miteinander verbundene Fernwärmenetze und 2 kleinere Inselnetze werden über Kunden mit einem Anschlusswert von etwa MW versorgt; die Fernwärmeer-zeugung liegt bei GWh jährlich, davon etwa 85 % aus umweltschonender Kraft- Wärme-Kopplung. Eines der Inselnetze dient der Versorgung der Messestadt Riem; es hat derzeit einen Anschlusswert von etwa 25 MW, der im Endausbau voraussichtlich bei 45 MW liegen wird. Ursprünglich war für dieses Nahwärmenetz ein Blockheizkraftwerk als Wärmeerzeuger vorgesehen, doch begannen die SWM bereits 1994 mit den Voruntersuchungen zur Nutzung des warmen Tiefengrundwassers im Malmkarst des oberbayrischen Molassebeckens. Die geplante Realisierung der Geothermienutz-ung bis 2002 wurde aufgrund mangelnder Wärmenachfrage, verursacht durch den zunächst schleppenden Wohnungsbau, nicht umgesetzt. Die Versorgung des Nahwärmenetzes erfolgte zunächst über Heizcontainer, die sukzessive bis auf 12 MW Leistung aufgestockt wurden. Im Jahre 2002 begannen die SWM dann im Mai mit der Errichtung des endgültigen Heizwerks, das im November mit zwei Heißwasserkesseln zu jeweils 10 MW Nutzleistung in Betrieb ging. Als Brennstoff dient Erdgas. Das Heizwerk ist für den Endausbau mit einem 3. Kessel und der Anlagentechnik zur Geothermienutzung dimensioniert. Dafür wurden das Gebäude, das Heißwassersystem, die elektrischen Anlagen und das Neue Messe Riem De-Gasperi-Bogen 20 Leittechniksystem entsprechend ausgelegt. Für das Nahwärmenetz wurden Vorlauftemperaturen von o C und eine Rücklauftemperatur von 45 o C festgelegt, um eine gute Nutzung der Geothermie zu ermöglichen. Für die Nutzung des Malmkarst-Tiefengrundwassers sind 2 Bohrungen erforderlich, da das geförderte Wasser vollständig reinjiziert werden muss; außer der Wärmegewinnung erfolgt keine weitere Nutzung. Bereits die ersten Planungen basierten wegen der Platzsituation auf zwei abgelenkten Bohrungen, die von einem Sammelbohrplatz aus abgeteuft werden sollten. Dieses Konzept wurde über alle Planungsänderungen hinweg beibehalten: die beiden Bohrungen sind heute etwa 50 m vom Heizwerk entfernt. Die jetzt ausgeführten asymmetrischen Ablenkungen wurden vom Planungsbüro Erdwerk nach einer Neu- 8

9 42/2003 GtE auswertung alter Seismik-Daten aus der Erdöl-/Erdgas-Exploration vorgeschlagen. Die Montage und Inbetriebnahme der Geothermie-Anlagen ist bis Mitte 2004 geplant, so dass spätestens zur Heizperiode 2004/ 2005 die volle Geothermie-Leistung von 6 8 MW zur Wärmeversorgung verfügbar ist. Dann deckt die Geothermie die Grundlast des Wärmebedarfs, während die Kessel nur noch als Reserve und für Spitzenlast benötigt werden. Die erwartete geothermische Leistung sank im Lauf des Planungsprozesses von 75 L/s mit 90 o C (1994) auf 50 L/s mit 80 o C (2001), entsprechend etwa 6 MW. Mit dieser vorsichtigeren Prognose deckt die Geothermie etwa MWh des jährlichen Wärmebedarfs von MWh im Endausbau des Nahwärmenetzes. Damit werden dann etwa t CO 2 jährlich an Emissionen eingespart. Da die 1. Bohrung eine Thermalwassertemperatur von über 90 o C aufweist und eine Förderrate von mindestens 50 L/s erreichbar erscheint, wird der tatsächliche Anteil der Geothermie an der Wärmeversorgung der Messestadt Riem höher liegen. Die Tiefbohrungen Für das technisch anspruchsvolle Tiefbohrprojekt wurde auf den zum Heizwerk benachbarten Grundstücksflächen der Stadt München ein Sammelbohrplatz eingerichtet. Die obertägigen Aufschlagpunkte beider Bohrungen sind nur ca. 16 m voneinander entfernt. In einer Tiefe von rund bis m werden die wasserführenden Malm-Karbonate des Juras im oberbayerischen Molassebecken mit zwei abgelenkten Tiefbohrungen erschlossen. Die Bohrung Riem Thermal 1 startete am 18. Juni 2003 und erreichte nach einer 42 Ablenkung in m Tiefe bereits nach 40 Tagen ihre Endteufe bei m. Dies entspricht einer vertikalen Tiefe von m. Insgesamt wurde der Malmtiefengrundwasserleiter auf eine Länge von 488 m mit dem Endbohrdurchmesser von 6.1/8 Zoll (156 mm) aufgeschlossen. Nach einer erfolgreichen Säurestimulation im Malmtiefengrundwasserleiter und einem anschließenden 9 tägigen Kurzpumpversuch konnte die Fündigkeit der Tiefbohrung erfolgreich nachgewiesen werden. Die durchgeführten Bohrlochmessungen haben ferner gezeigt, dass die Thermalwasserzutritte in den tiefer liegenden Schichten der Malmkarbonate ab ca m Tiefe angetroffen wurden und durch die Säurestimulationsarbeiten gezielt erschlossen werden konnten. Aufgrund der großen Tiefenlage des Haupt-Förderhorizontes überstieg die geförderte Thermalwassertemperatur die Erwartungen und lag über 90 C. Im unmittelbaren Anschluss wurde nach 1 tägiger Umbauzeit mit der Bohrung Riem Thermal 2 am begonnen. Nach den geologischen Erkenntnissen aus der Bohrung Riem Thermal 1 ist die Riem Thermal 2 auf eine Endteufe von ca m (entspricht ca m vertikal) projektiert. Die reine Bohrzeit der bereits ab 645 m Tiefe mit ca. 37 abgelenkten Bohrung wird aufgrund der größeren technischen Erfordernisse mit ca. 70 Tagen angesetzt. Insgesamt wird die horizontale Entfernung zwischen den beiden Entnahmepunkte im Malmtiefengrundwasserleiter ca. 2 km betragen. In der Hoffnung, dass die Ergebnisse der Bohrung Riem Thermal 2 ebenfalls positiv ausfallen, wird für das kommende Winterhalbjahr ein 2 monatiger Pump- und Reinjektionstestbetrieb vorbereitet. Erdwärme für die Messestadt Riem Nahwärmenetz mit BHKW beschlossen Beschluss des OB für den Stadtrat Geothermie-Gutachten liegt vor Auftrag der SWM an das Geologische Landesamt Geothermie-Konzeptstudie liegt vor Aufsuchungserlaubnis liegt vor Bescheid des Bergamtes Südbayern Geplanter Beginn der Bohrung: Juli 1998 Geplanter Beginn der Wärmelieferung: Januar 2002 Aufsuchungserlaubnis erlischt Keine Realisierung wegen zu geringer Wärmeabnahme Erreichter Anschlusswert des Netzes Riem: 3,1 MW Erneut Aufsuchungserlaubnis liegt vor Geothermie-Planungsauftrag erteilt Ausschreibung für Bohrungen versandt Versand nach EU-weitem Wettbewerb an 34 Firmen Bohrplatz endgültig festgelegt Vergabe des Bohrauftrags Bohrbeginn 1. Bohrung Fertigstellung 1. Bohrung Endteufe: m Bohrbeginn 2. Bohrung Fertigstellung 2. Bohrung Endteufe: 3.225m

10 GtE 42/2003 Bauherr und beteiligte Firmen: Bauherr und Gesamtprojektleitung liegt bei der SWM- Versorgungs GmbH, Geschäftsbereich Energie-Erzeugung. Das Planerbüro Erdwerk GmbH wurde mit der Genehmigungsplanung sowie mit der geologischen und bohrtechnischen Leitung betraut. Die Rohöl-Aufsuchungs AG tritt als ausführende Bohrfirma als Generalunternehmer auf. Für die Entsorgung wurde die RWE Umwelt Bayern GmbH beauftragt. ANZEIGE ANZEIGE Werner Rühle, Joachim Hamm, SWM-Versorgungs GmbH, Anlagenplanung VE-E-P1, Isartalstr. 48 HKW Süd Zi. 528, München, Tel.: +49 (0)89/ , Fax: Achim Schubert, Erdwerk GmbH, Viktoriastr. 24, München, Tel.: , Fax: , ANZEIGE 10

11 42/2003 GtE Untersuchung einer Kraft-Wärme-Kälte Kopplung mit saisonaler Speicherung am Beispiel des Max-Planck-Campus Golm Stefan Kranz, Ali Saadat, Silke Köhler 1. Einleitung In Golm bei Potsdam wurde 1999 von der Max-Plank-Gesellschaft ein neu errichteter Wissenschaftscampus, auf dem drei Institute angesiedelt sind, eröffnet. Aufgrund der vielfältigen Nutzeranforderungen und dem Anspruch der Max- Plank-Gesellschaft, eine zukunftsorientierte Energiebereitstellung zu realisieren, entschied man sich hinsichtlich der Energieversorgung für eine Kraft-Wärme-Kälte- Kopplung (KWKK) unter Einbezug eines Erdwärmesondenfeldes (EWS). Bei diesem Konzept wird parallel zur Elektrizitätserzeugung mittels eines verbrennungsmotorisch betriebenen Blockheizkraftwerkes (BHKW) die am Motor anfallende Wärme zur Heizenergiebereitstellung und Warmwasserbereitung genutzt. In den Sommermonaten, in denen keine Wärme für die Gebäudeheizung benötigt wird, dient die anfallende Wärme als Antriebsenergie für die Absorptionskältemaschine (AKM). Das Erdwärmesondenfeld übernimmt die Aufgabe eines saisonalen Speichers. Zur Dekkung der jeweiligen Spitzenlast stehen Kompressionskältemaschinen und ein Gaskessel zur Verfügung. Das System soll nicht nur Versorgungssicherheit gewährleisten, sondern auch eine möglichst wirtschaftliche und umweltfreundliche Energieversorgung ermöglichen. Für Untersuchung, Bewertung und Verbesserung der Anlagen werden Energieströme und Temperaturen erfasst. Erste Ergebnisse der Messdaten-auswertungen wurden z.b. in [Kranz e. al., 2002] gezeigt. Eine Verbesserung des Anlagenbetriebes, ohne direkt in den Betrieb einzugreifen, kann am Besten mit Hilfe eines numerischen Modells erfolgen. Im ersten Schritt wurde ein dynamisches Computermodell der Wärmeversorgung entwickelt, das Vergleichsrechnungen für verschiedene Regelstrategien erlaubt. ordnet. Die Pfeile zeigen in Richtung des Wärme- bzw. Elektrizitätstransportes. Die Verbraucher werden je nach Temperaturniveau der benötigten Energie zusammengefasst. Die Heizwärmeverteilung erfolgt auf zwei Temperaturniveaus: Vorlauf 90 C Rücklauf 60 C (90/60 C) und Vorlauf 40 C - Rücklauf 30 C (40/30 C). Für die Kälteversorgung sind ebenfalls zwei Temperaturniveaus vorgesehen: Vorlauf 8 C Rücklauf 14 C (8/14 C) und Vorlauf 13 C Rücklauf 18 C (13/18 C). Für die Abfuhr überschüssiger Wärmeenergie bzw. zur Kühlunterstützung ist ein Hybridkühlturm installiert. Für die Energiebereitstellung stehen zwei identische erdgasbetriebene BHKW-Module (zusammen 966 kw el, 1258 kw thermisch ), ein Gaskessel (2900 kw), eine Absorptionskältemaschine (Kälteleistung 380 kw), eine Kompressionskältemaschine (Kälteleistung 665 kw) und eine Kältemaschinen- Wärmepumpenkombination (Kälteleistung 563 kw, Heizleistung 361 kw) zur Verfügung. Die Speicherung von Wärme und Kälte erfolgt kurzzeitig in einer Reihe von wassergefüllten Behältern und saisonal im Erdwärmesondenfeld. Für jedes Tempera- turniveau existiert mindestens ein Kurzzeitspeicher. 3. Erdwärmesondenfeld Das Sondenfeld dient als saisonaler Speicher, der je nach Jahreszeit be- oder entladen wird und Kälte oder Wärme für die Nutzung bereitstellt. In den Sommermonaten leistet es einen Beitrag zur Kühlung und erwärmet sich dabei. Im Winter stellt es als Wärmequelle für die Wärmepumpe Heizenergie zur Verfügung und wird dabei ausgekühlt. Die Temperatur im Sondenfeld sinkt hierbei unter die Temperatur des umgebenen Erdreichs. Das Erdwärmesondenfeld besteht aus 160 Bohrungen mit einer Tiefe von 105 m. Jede Bohrung ist mit einer Kunststoffrohrsonde ausgestattet, wobei 140 Sonden als U-Rohrsonden und 20 als Regenschirmsonden ausgeführt sind. Das Sondenfeld umfasst eine Fläche von 65 m x 50 m und ein Erdvolumen von ca m³. Für das gesamte Feld wird ein Speichervermögen von 2,24 MWh und eine Leistung von 538 kw angegeben. Je 20 Sonden sind zu einem Sektor zusammengefasst, der separat über die Regelung angesteuert wird. Diese Art der Verschaltung erlaubt eine differenzierte Leistungs- und Temperaturregelung des Feldes. 2. Anlagenbeschreibung Abbildung 1 zeigt die Struktur der Energieversorgung des Campus in einem vereinfachten Blockschaltbild. Die Komponenten werden den drei Teilbereichen Energiebereitstellung (Rechtecke), Energiespeicherung (abgerundete Rechtekke) und Energieverbrauch (Ellipsen) zuge- Abbildung 1 Blockschaltbild der Energieversorgung des Max-Planck-Campus Golm. 11

12 GtE 42/ Abbildung 2 Anschluss der Sonden im Erdwärmesondenfeld (Bildquelle: H. Jung, Campus Golm) An insgesamt vier Sonden wird ganzjährig die Temperatur erfasst. Drei der vermessenen Sonden befinden sich innerhalb des Sondenfelds, mit der vierten Messsonde werden die Vergleichswerte der ungestörten Umgebung außerhalb des Sondenfelds ermittelt. Jede Messsonde verfügt über 4 Temperaturfühler, die in 15 m, 40 m, 70 m und 100 m Tiefe angeordnet sind. Der im Zeitraum September 2001 bis September 2002 gemessene Temperaturverlauf der Sonde 3 (S3, innerhalb des Sondenfeldes) und der Sonde 4 (S4, außerhalb des Sondenfeldes) ist in Abbildung 3 dargestellt. Abbildung 3 Gemessene Temperaturen innerhalb des Sondenfeldes (S3, oben) und außerhalb des Sondenfeldes (S4, unten) in 15 m, 40 m, 70 m und 100 m Tiefe, Zeitraum September 2001 bis September Die gemessenen Temperaturen an der Sonde 3 weisen, unabhängig von der Tiefe, einen sinusförmigen Verlauf auf, der aus dem oben beschriebenen Be- und Entladen des Speichers resultiert. Im Vergleich hierzu unterliegen die gemessenen Temperaturen außerhalb des Sondenfelds (Sonde 4) nur geringen Schwankungen. Die Temperatur innerhalb des Sondenfeldes liegt stets unter der Temperatur des umgebenden Erdreichs und erfährt von September 2001 bis September 2002 eine weitere Absenkung um 0,1 bis 1,3 K. Diese Temperaturabsenkung ist auf eine unausgeglichene Speicherbilanz zurückzuführen: Im betrachteten Zeitraum wurden dem Sondenfeld 649 MWh Wärme durch den Betrieb der Wärmepumpe entnommen, für die Bereitstellung von Kälte sind hingegen nur 247 MWh Wärmeenergie eingebracht worden. Die Differenz von 402 MWh führte zu der beobachteten Auskühlung innerhalb des Feldes. Eine Änderung der Betriebsweise, die im September 2002 eingeführt wurde, soll zu einer ausgeglichenen Speicherbilanz führen und so ein weiteres Abkühlen verhindern. Nach Auskunft des Betriebsingenieurs wurde mit der Änderung nicht nur eine weitere Auskühlung verhindert, sondern auch eine Angleichung der Temperatur an den Ausgangszustand erreicht. Den Autoren liegen bisher allerdings keine weiteren Messergebnisse vor. 4. Betriebsweise der BHKW Die beiden Blockheizkraftwerke stellen elektrische Energie sowie thermische Energie auf dem Temperaturniveau 90/60 C bereit. Die Anforderung der BHKW-Module erfolgt in Abhängigkeit vom elektrischen Leistungsbedarf des Campus. Die Verknüpfung der elektrischen Leistung der BHKW mit dem jeweils vorliegenden Strombedarf ist in Abbildung 4 schematisch dargestellt. Die obere Kurve symbolisiert den zeitlichen Verlauf des Bedarfs an elektrischer Energie P el,verbrauch, die untere Kurve die daraus resultierende elektrische Leistung der BHKW P el,bhkw. Im Folgenden wird die Leistung der BHKW stets als Summe gezeigt und diskutiert, die Aufteilung auf die Module wird nicht betrachtet. Abbildung 4 Betriebsweise der BHKW in Abhängigkeit vom elektrischen Leistungsbedarf des Campus Die BHKW laufen ständig mit einer voreingestellten Mindestleistung P BHKW,min. Die Leistung der BHKW wird so geregelt, dass die Differenz zwischen Strombedarf und der aktuellen Leistung der BHKW den Schwellwert P Bezug,max nicht überschreitet. Mit diesem Regelungskonzept wird eine vorgegebene Grundlast sowie die Leistungsspitzen im oberen Leistungsbereich von den BHKW gedeckt. Die während des Betriebs anfallende Wärme wird in das 90/60 C-Netz eingespeist. Mit den Stellparametern BHKW Mindestleistung und maximale Bezugsleistung aus dem Netz (P Bezug,max ) erfolgt eine Anpassung des BHKW-Betriebs an die Wärmenachfrage. Eine Variation dieser Parameter hat weitreichenden Einfluss auf das gesamte Energiesystem. So vermindern eine niedrige maximale Bezugsleistung und eine hohe BHKW Mindestleistung die aus dem Netz bezogene elektrische Energie und die damit verbundenen Kosten. Gleichzeitig erhöht sich durch den vermehrten Betrieb der BHKW die benötigte Brennstoffmenge (Erdgas), und bei unzureichender Wärmenachfrage steigt der Anteil der an die Umgebung ungenutzt abgegebenen Wärme (Notkühlung). Für den Zeitraum von September 2001 bis September 2002 liegen Leistungsmessdaten der Verbraucher mit einer zeitlichen Auflösung von 15 min vor. Die Auswertung der Messdaten zeigt, dass insbesondere in den kalten Monaten die von den BHKW bereitgestellt Wärme nicht zur Deckung der Wärmenachfrage in den Nachtstunden ausreicht, obwohl gleichzeitig ein hoher Bedarf an elektrischer Energie besteht. Die fehlende Wärmeenergie wurde in dem Fall durch den Heizkessel bereitgestellt. Eine Optimierung der Betriebsweise der BHKW bzw. des gesamten Energiesystems erfordert die Betrachtung längerer Zeiträume (z.b. über ein gesamtes Betriebsjahr). Auf der Grundlage der vorliegenden Messwerte wurde ein computergestütztes Modell entwickelt, mit dem die Simulation und Variation einer geänderten Betriebsweise in kurzer Zeit für ein gesamtes Betriebsjahr durchgeführt werden kann. 5. Modellierung der Wärmeversorgung und Simulationsergebnisse Für weitergehende Untersuchungen mit dem Ziel der Anlagenoptimierung wurde das Gesamtsystem in die Bereiche Wärmeversorgung und Kälteversorgung unterteilt. Im ersten Schritt wurde ein Modell

13 42/2003 GtE der Wärmeversorgung einschließlich der Regelung mit Hilfe des Simulationswerkzeugs TRNSYS [University of Wisconsin, 2000] erstellt. Das Modell umfasst die Wärmeverbraucher (Heiznetze 90/ 70 und 40/30, AKM) mit den zugehörigen Kurzzeit-Wärmespeichern, den elektrischen Bedarf sowie alle Anlagen zur Wärmebereitstellung (BHKW, Kessel, AKM, Kältemaschinen-Wärmepumpenkombination). Es ermöglicht die dynamische Simulation des Systems über einen frei wählbaren Betriebszeitraum. Alle Verbrauchsdaten sowie alle internen Stellgrößen der Anlagenregelung, wie z.b. die Kesselsteuerung, wurden aus den Messwerten abgeleitet. Abbildung 5 Primärenergiebedarf für Wärmebereitstellung und Lieferung elektrischer Energie in Abhängigkeit von BHKW-Mindestleistung und maximaler Bezugsleistung; BB-Referenzbetriebsweise von September 2001 bis September Abbildung 6 Kosten für Wärmebereitstellung und Lieferung elektrischer Energie in Abhängigkeit von BHKW-Mindestleistung und maximaler Bezugsleistung (ohne Berücksichtigung der Investitionskosten); BB-Referenzbetriebsweise von September 2001 bis September 2002 Abbildung 7 Jährlich anfallende Notkühlenergie bei 360, 380 und 400 kw Mindestleistung BHKW mit unveränderter Kesselregelung (alt) und modifizierter Kesselregelung (neu). Die Analyse der Messwerte zeigte bereits, dass die Stellgrößen BHKW-Mindestleistung und maximale Bezugsleistung aus dem Netz entscheidende Parameter für die Optimierung der Betriebsweise sind. Beide Größen wurden unabhängig voneinander variiert und jeweils eine Simulation über ein Jahr durchgeführt. Die Bewertung der Ergebnisse erfolgt anhand der Zielgrößen Primärenergieverbrauch und Gesamtkosten der Energiebereitstellung. Sie sind in Abbildung 5 und Abbildung 6 graphisch dargestellt. Jeder Punkt steht für eine Kombination von Mindestleistung BHKW und maximaler Bezugsleistung. Steigende Mindestleistung erhöht die Volllaststundenzahl der BHKW, steigende maximale Bezugsleistung verringert die Volllaststundenzahl. Der Zusatz BB kennzeichnet die Kombination, die im betrachteten Zeitraum tatsächlich vorlag (Mindestleistung 200 kw, maximaler Bezug 1000 kw). Diese Kombination wird im Folgenden als Referenz bezeichnet. Die Kurvenschar für Primärenergiebedarf und Kosten sehen in der Grundform ähnlich aus. Die Sprünge in den Kostenkurven resultieren aus dem vertraglich festgelegten Stromtarif, der einen Wechsel des Arbeitspreises abhängig von bezogenen Strommengen beinhaltet. Bis 380 kw Mindestleistung zeigen Primärenergiebedarf und Kosten nur eine geringe Abhängigkeit von der maximalen Bezugsleistung. In diesem Bereich sinken Primärenergiebedarf und Kosten mit zunehmender Mindestleistung der BHKW. So können durch ein Anheben der BHKW- Mindestleistung von 200 kw auf 380 kw und der maximalen Bezugsleistung von 1000 kw auf 1120 kw der Primärenergieaufwand um 1,8 GWh/a (5,2 %) und die Kosten um ca Euro/a (6,5 %) verringert werden. Bei 400 kw Mindestleistung wird in beiden Fällen der Trend durchbrochen, Primärenergiebedarf und Kosten steigen sprunghaft an. Eine Analyse der Simulationsergebnisse zeigt, dass gleichzeitig die ungenutzte, direkt an die Umgebung abgeführte Wärme stark ansteigt (Abbildung 7). Diese Erhöhung der Überschusswärme resultiert aus der internen Kesselregelung, die bei den im Betrachtungszeitraum eingestellten Werten zu einem häufigen Parallelbetrieb von BHKW und Kessel führt. Eine geänderte Einstellung der internen Stellgrößen zur Kesselregelung erlaubt schließlich eine weitere Erhöhung der Mindestleistung der BHKW, ohne dass die ungenutzte Wärmemenge stark ansteigt. Auch für eine kleinere BHKW-Mindestleistung sinkt die jährliche Notkühlenergie. Damit erschließt die veränderte Kesselregelung weitere Einsparpotenziale. Insgesamt können durch eine verbesserte Betriebsweise die Kosten um mehr als 110 T EUR/a (9,5 %) und die Primärenergieaufwendungen um 2,8 GWh/a (8,3 %) verringert werden. 6. Zusammenfassung Je mehr verschiedene Energieträger und Umwandlungstechnologien in einer Energieversorgungsanlage zum Einsatz kommen, desto grö- 13

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16 GtE 42/2003 Neuseeland: Neues Kraftwerk im geothermischen Feld von Wairakei ORMAT hat wieder gepunktet: Der israelisch-amerikanische Turbinenhersteller gab die Unterzeichnung eines Vertrages über Entwurf, Liefgerung und Bau des ersten ORC-Kraftwerks im Bereich des Wairakei Geothermal Field in Neuseeland bekannt. Auftraggeber der rund 16.5 MW großen Anlage ist CONTRACT ENERGY. Der Energieversorger ist der größte Eigner von Geothermiekraftwerken im Land, der Hauptlieferant für Erdgas und mit 30% Amortisationszeit 4,5 Jahre: Heizen und Kühlen mit Geothermie in Bonn. Brunnenbohrungen für das Gebäude der GWI AG fertiggestellt. Heizöl- oder Erdgasheizungen müssen ständig mit fossiler Energie gefüttert werden. Wer Erdwärme nutzt, investiert zwar anfangs mehr in die Heizanlage, hat diese Mehrkosten bei richtiger Planung häufig aber schon nach kurzer Zeit wieder hereingeholt. Auch bei der GWI AG in Bonn, einem der führenden IT-Dienstleister für Krankenhaus-Management-Systeme, wollte man nicht unbedingt Geld verschwenden, als daran gedacht wurde, das neue Verwaltungsgebäude im Innovationspark "Bonn-Visio" geothermisch heizen und kühlen zu lassen. Auf dem Gelände der ehemaligen Zementfabrik im Stadtteil Beuel entsteht moderner Bürobau mit m2 und zusätzlichen 2000 m2 Tiefgaragenfläche. Einbezogen in das Ensemble in der Nähe des Lieferanteil auch der größte Stromversorger des Inselstaats im Südpazifik. Mehr als neuseeländische Haushalte zählen zu seinen Kunden. Das neue Kraftwerk besteht aus zwei lufgekühlten ORMAT Energy Convertern mit einem Stundendurchsatz von rund 2.800Tonnen 127 C heißem Abwasser, das bei der "konventionellen" Stromerzeugung mit Dampf aus dem geothermischen Feld Rheinufers sind ein Villengebäude und ein Wasserturm, beide unter Denkmalschutz stehend. Die Bauherrin übertrug dem mit der technischen Gesamtplanung beauftragten Unternehmen, der Kölner Bähr-Ingenieure GmbH, die Aufgabe, die Betriebskosten des neuen Veraltungsbaus so niedrig wie möglich zu halten und dennoch eine ökologisch optimale Lösung zu entwickeln. Da kam sehr schnell die Erdwärme ins Spiel. Die Geothermie-Spezialisten der EWS Erdwärme-Systeme GmbH aus Delbrück erarbeiteten dafür ein Konzept, deren Herzstück eine Grundwasserwärmepumpenanlage stellt. In diesen Tagen wurden die vier erforderlichen Brunnenbohrungen je zwei Förder- und Schluckbrunnen fertiggestellt. Geologisch begleitet wurden diese Arbeiten durch anfällt. Die Anlage soll bis Mai 2005 fertiggestellt sein. Sie wird dann etwa 120 GWh Strom pro Jahr liefern können, ohne dass neue Bohrungen abgeteuft werden müssen. Mit der Anlage in Wairakei konnte ORMAT sein achtes Kraftwerk in Neuseeland platzieren. Weltweit wären dann über 700 MW geothermischer Kraftwerksleistung aus ORMAT-Produktion am Netz. (WB) die UBeG GbR aus Wetzlar. Jede Bohrung verfügt über eine Kapazität von 16 Litern pro Sekunde. Die Heizleistung dieses Systems beträgt ca. 600 kw, die Kühlleistung rund 550 kw. Gegenüber konventionellen Anlagen konnten durch den Einsatz dieser ebenso intelligenten wie innovativen Technologie Betriebskosten von jährlich Euro eingespart werden. Für die Bauherrin amortisieren sich die Mehraufwendungen in die Investition damit bereits nach drei Jahren. Berechnet auf eine Anlagenlaufzeit für die Wärmepumpe von mindestens 20 Jahren, spart die GWI AG damit über Euro ein, Geld, für das man sicherlich eine bessere Verwendung findet, als es zu verfeuern. Die Brunnenbohrungen stehen natürlich auch noch nach zwei Jahrzehnten weiterhin zur Verfügung. "Durch das optimale Zusammenspiel zwischen technischer, geothermischer und geologischer Planung und dadurch, dass die Wärmeversorgung und die Klimakälteerzeugung aus der gleichen erneuerbaren Energiequelle bezogen werden, sind Heizund Klimaanlage der GWI AG jedem anderen System ökonomisch und ökologisch haushoch überlegen," so EWS-Geschäftsführer Oliver Kohlsch. (WB) 16 UNEP fordert mehr Geothermie für Ostafrika 1000 MW geothermischer Energie für Ost- Afrika seien zwar eine Herausforderung aber ein machbares Ziel. Das war das Ergebnis einer Konferenz im Hauptquartier der UN-Umwelt-Organisation UNEP mit Sitz in Nairobi, Kenya. Die vom ehemaligen Bundesumweltminister Prof. Klaus Töpfer (CDU) geleitete Behörde geht von einem geothermischen Potenzial von rund 7000 MW aus Dampf- und Heißwasserlagerstätten in der Region aus. Kenia sei derzeit das einzige ostafrikanische Land, in der die Nutzung geothermischer Energie erkennbar vorangetrieben werde. Derzeit seien 45 MW am Netz, die seit ihrer Inbetriebnahme vor 22 Jahren mit einer Verfügbarkeit von 97% gearbeitet hätten. Weitere 34 MW werden Ende des Monats in Betrieb genommen. Zusätzlich 12 MW werden durch einen unabhängigen Energieproduzenten bereitgestellt, der seine Kapazitäten ebenfalls ausbauen möchte. Geothermische Energie, so die UNEP, habe den Vorteil, weder vom Wetter abhängig zu sein noch von der Entwicklung der Brennstoffkosten. Die Konferenz diskutierte die Wege, diese Potenziale zu erschließen. Dabei wurden neben den notwendigen technischen Entwicklungen auch die unterschiedlichen Finanzierungsmechanismen diskutiert. Die Ugandische Regierung kündigte an, 2 Mio. US$ für eine Initiative zur Entwicklung erneuerbarer Energien einzusetzen. Geothermie stünde dabei an oberster Stelle. Die Regierung wird dabei von der Afrikanischen Entwicklungsbank unterstützt. (WB)

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18 18 GtE 42/2003 Kleine Revolution mit großem Gerät: DrillTec mit innovativer Tiefbohranlage im Einsatz in der Geothermie Tiefbohrgeräte haben sich seit Jahrzehnten kaum verändert. Technische Innovationen erhielten auf dem stark schrumpfenden deutschen Markt keine Chance. Diese Situation beginnt sich mit der Errichtung der ersten geothermischen Kraftwerke zu ändern. Eine völlig neu konzipierten Großbohranlage arbeitet inzwischen auf der Baustelle des Erdwärmekraftwerks in Speyer. Die Technik für Tiefbohranlagen hatte sich seit mehr als Hundert Jahren prinzipiell kaum geändert. Der seit Mitte der 80er einsetzende Niedergang der deutschen Tiefbohrindustrie trug dann wesentlich dazu bei, dass bereits im Maschinenbau entwikkelte innovative Konzepte in den Schubladen verschwanden, da für neue Anlagen kein ausreichender Markt mehr existierte. Die Lage änderte sich jedoch, als sich durch die Aufnahme der geothermischen Stromerzeugung in das Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) neue Märkte eröffneten. Parallel dazu wurden die Forschungsanstrengungen auf diesem Gebiet vor allem durch Mittel aus dem Zukunfts- Investitions-Programms (ZIP) der Bundesregierung enorm verstärkt, so dass in relativ kurzer Zeit große Fortschritte bei der Entwicklung von Verfahren zur Erzeugung Strom aus Erdwärme erzielt werden konnten, vor allem was den Bereich untertage betraf. Daraus baut sich nun auch eine neue Marktsituation für die Tiefbohrindustrie auf. Statt über mehrere Jahre verteilter einzelner Aufträge ergab sich aus den entstehenden neuen Projekten eine Lage, in der nun mehrere Tiefbohrungen innerhalb eines Jahres abgeteuft werden müssen. Was dabei von besonderer Wichtigkeit ist: Die Bohrungen werden auf Grund der für die Stromerzeugung benötigten höheren Temperaturen immer tiefer m gehören zum üblichen Standard. Die bislang beauftragten oder ausgeschriebenen Vorhaben lasten die Kapazitäten der verbliebenen Unternehmen natürlich immer noch nicht vollständig aus. Für die durchweg mittelständisch strukturierten und traditionsreichen deutschen Tiefbohrunternehmen zeichnen sich jedoch mit dem verstärkten Ausbau einer geothermischen Energieversorgung neue Perspektiven ab. So können nun auch technische Innovationen zum Tragen kommen, deren Realisierung bislang durch der Marktsituation verhindert wurde. Als erste reagierte die DrillTec GUT GmbH aus Jena. Sie hatte den Auftrag für die Bohrarbeiten in Speyer erhalten und setzt dabei nun ein völlig neu konzipiertes Tiefbohrgerät ein. Schon äußerlich entspricht sie mit ihrer kompakten Stahlkonstruktion kaum noch den gängigen Vorstellungen eines "Bohrturms", wie man ihn seit mehr als hundert Jahren aus der Erdöl- und Erdgasexploration kennt. Die DrillTec Vertical Rig verfügt über eine Zug- und Schubkraft von 350 Tonnen und ist damit für Bohrungen in den von der Geothermie benötigten Tiefen bestens geeignet. Das Gerät arbeitet weitgehend automatisch. Die Bohrstangen werden mittels eines speziellen Greifers an einem Bagger vom Bohrstapel aufgenommen und in die Bohranlage eingelegt bzw. herausgenommen. Viele der auf konventionellen Anlagen beim Gestängewechsel noch händisch auszuführenden Arbeiten entfallen dadurch. Arbeitsabläufe werden optimiert, Bohrzeiten verkürzt. Zum Transport des Turms von Bohrplatz zu Bohrplatz genügen zwei übliche Seecontainer. Entwickelt und gebaut wurde das Gerät durch die Max Streicher GmbH & Co. KG aa im bayerischen Deggendorf zu deren Firmengruppe auch die DrillTec gehört. DrillTec Geschäftsführer Michael Back meint dazu: "Unser Unternehmen investiert mit dieser neuen Anlage in die Zukunft. Ob sich die eingesetzten Mittel amortisieren, hängt entscheidend davon ab, wie sich der Markt geothermischer Bohrungen in den kommenden Jahren entwickelt. Wir gehen aber davon aus, dass die Politik weiß, wie sie hier verantwortlich zu handeln hat und das Ihre dazu beiträgt, dass die nun endlich in Gang gekommene Entwicklung dynamisch vorangetrieben werden kann. Unser Appell geht derzeit vor allem an die Verantwortlichen in Berlin, die Novelle des Erneuerbare Energien Gesetzes möglichst umgehend umzusetzen." Das werde, so Back, den Bau neuer geothermischer Kraftwerke enorm voranbringen. Die Erdwärme sei wegen ihrer Grundlastfähigkeit für die erneuerbaren Energien unverzichtbar. Mit den neuen Technologien könnten endlich die riesigen Potenziale des bislang kaum genutzten Wärmestroms aus dem Erdinnern effektiv für die menschliche Energieversorgung eingesetzt werden. Kontakt: Michael Back, DrillTec GUT GmbH, Vertriebsbüro Mörscher Str. 5, Ettlingen, Tel.: , Fax: , info@drilltec.de (WB) Abo-Info: Geothermische Energie, Mitteilungsblatt der Geothermischen Vereinigung e.v. Bezugsbedingungen: Der Bezug der "Geothermischen Energie" ist kostenlos für - Mitglieder der Geothermischen Vereinigung (Mitglied werden?) - Fachbehörden, Bibliotheken, Fachhochschul- und Hochschulinstitute (Nachweis erbeten) Abo-Preis für vier Ausgaben: Das Abonnement kann jederzeit schriftlich gekündigt werden und läuft nach erfolgter Kündigung mit Auslieferung des 4. Heftes aus. Ansonsten verlängert sich das Abo automatisch um weitere 4 Ausgaben. Interessenten melden sich bitte bei uns. (Tel.: 0049 (0) / Fax: -7379, info@geothermie.de

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20 GtE 42/2003 Super Heizung: Neues Freizeitbad in Arnsberg mit 3000 m tiefer Bohrung Nass sollte es den Gästen des neuen Arnsberger Freizeitbades schon werden. Da lag es wohl nahe, der Einrichtung gleich den passenden Namen zu geben: "Nass" also. An der nötigen Wärme soll es auch nicht fehlen. Die allerdings kommt auf ganz besondere Weise zu den Leuten über eine Bohrung aus 3000 m Tiefe. Dass man mit der Wärme aus dem Erdinnern heizen kann, hat sich mittlerweile herumgesprochen. Normalerweise allerdings sucht man für größere Vorhaben nach Thermalwasser, in dem sich diese Energie an die Oberfläche transportieren lässt. Was aber tun, wenn es, wie im Fall Arnsberg, gar kein oder nicht genügend von dem begehrten Nass im Gestein zu finden ist? Heiß genug ist es 3 km unter unseren Füßen allemal. Man bohrt ein tiefes Loch, schickt kaltes Wasser nach unten, dass sich in der Tiefe erhitzt und holt es über dieselbe Bohrung wieder an die Oberfläche, entnimmt die Wärme, schickt sie in das Bad, ausgekühlt geht es für das Wasser dann wieder von vorne los: Es zirkuliert in einem geschlossenen System als Wärmetransporter. Eine solche Anlage nennt man Tiefe- Erdwärmesonde. In der Schweiz gibt es einige, in Deutschland ist seit Mitte der 90er im brandenburgischen Prenzlau ein solches System in Betrieb (allerdings mit einer Wärmepumpe gekoppelt); an der Rheinisch-Westfälischen Technischen Hochschule (RWTH) in Aachen arbeitet man ebenfalls daran. Tiefe Erdwärmesonden sind praktisch überall einsetzbar. Darauf, dass Thermalwasser im Untergrund vorhanden ist, sind sie nicht angewiesen. Planung und Entwicklung der Tiefen Erdwärmesonde liegen in den Händen des Ing.-Büros Ulrich Müller, Arnsberg und der Deutschen Montan Technologie (DMT), Essen. DMT und RWTH hatten bereits zuvor in einem vom Land Nordrhein-Westfalen geförderten Forschungsprojekt die Möglichkeiten des Ausbaus von offenen Altbohrungen zu Tiefen-Erdwärmesonden untersucht. Die Arnsberger Sonde soll 75% des Wärmebedarfs des Bades decken. Das bedeutet, dass jährlich rund kwh nicht konventionell über Gas erzeugt werden müssen. Die Betriebskosten des Bades sinken massiv. Gegenüber herkömmlichen Anlagen machen sich geringere Ausgaben für Wartung und Reparaturen ebenfalls wohltuend bemerkbar. Mit anderen Worten, die Betreibergesellschaft Freizeitbad GmbH, eine Tochter der Stadt Arnsberg, erhält eine wirtschaftliche Anlage. Die Investitionskosten für die Sonde betragen ca. 3 Mio. Wegen des Pilotcharakters des Vorhabens gab es Zuschuss vom Land Nordrhein-Westfalen. Und was auch nicht ganz unwichtig ist: Das Bad koppelt sich zukünftig weitgehend von der weiteren Entwicklung der Energiepreise ab. Die Frage, ob und wie knapp und teuer Gas in den kommenden Jahrzehnten werden könnte, spielt für die Betreiber nur noch eine untergeordnete Rolle. Die finanzielle Seite ist die eine, die andere ist der Gewinn für Klima und Umwelt. Um rund 800 t oder 75% gegenüber herkömmlichen Systemen wird der Ausstoß von C02 jährlich gesenkt. Nachdem die Unterschriften unter die Verträge gesetzt wurden, soll es nun ganz schnell gehen: Die Bohrarbeiten werden voraussichtlich im Oktober 2003 beginnen, das Bad soll Anfang 2004 seine Pforten für das Publikum öffnen. In der Umgebung befinden sich übrigens noch weitere städtische Liegenschaften. Mittlerweile wird in der Kommune darüber nachgedacht, auch diese geothermisch zu versorgen. Kontakt: Ing. Büro Ulrich Müller, Dungestr. 84, Arnsberg, Tel / Deutsche Montan Technologie, DMT Safe Ground Division, Dipl.-Ing. Michael Würtele, Am Technologiepark 1, Essen, Tel. 0201/ (WB) ANZEIGE 20