Tiefe Geothermie in Deutschland

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2 Inhalt 1. Geothermische Reservoire und Potenziale in Deutschland 2. Geologische Rahmenbedingungen und untertägige Erschließung Generelle Abfolge der Vorerkundung und Erschließungsarbeiten Durchführung einer Machbarkeitsstudie und geologische Vorerkundung Erschließung mittels Bohrung Erkundung mittels Bohrlochmessungen Hydraulischer Anschluss der Bohrungen an das Reservoir Erschließung über Doubletten und Tripletten Innovative Erschließungsmethoden tiefer heißer Gesteine 3. Hydrothermale Geothermie GeotIS Thermalwasserregionen in Deutschland Geothermische Stromerzeugung ORC- und Kalina-Kreislauf Hydrothermale Geothermie und Fernwärme Strom- und Wärme aus Thermalwasser Anlagenbeispiele 4. Petrothermale Geothermie Petrothermale Ressourcen in Deutschland Geologie-Tektonik Gebirgsspannungen und Seismizität Erschließungstechnik (Risserzeugung, seismische Rissortung und Richtbohrverfahren) Stimulationsverfahren Projekte Installation eines petrothermalen Systems Anlagenbeispiel Europäisches Forschungsprojekt Soultz-sous-Forêts 2

3 1. Geothermische Reservoire und Potenziale in Deutschland 3

4 Verfügbare Reservoire zur geothermischen Stromund Wärmeerzeugung Hydrothermale Systeme mit niedriger Enthalpie Aquifere (Grundwasserleiter) mit heißem (> 100 C) oder warmem ( C) Wasser Anlagen in Betrieb Störungen bzw. Störungszonen (>100 C) Potential abgeschätzt, Realisierung bisher für energetische Nutzung nicht erfolgt Hydrothermale Systeme mit hoher Enthalpie (>180 C) Nutzung von Dampf und Zweiphasensystemen in Deutschland nicht vorhanden! Petrothermale Systeme Enhanced Geothermal Systems (EGS) und Tiefe Erdwärmesonden Forschungs- und Pilotanlagen 4

5 Verfügbare Reservoire zur geothermischen Strom- und Wärmeerzeugung Quelle: Chandrasekharam, Bundschuh (2008) 5

6 Verfügbare Reservoire zur geothermischen Strom- und Wärmeerzeugung Quelle: Chandrasekharam, Bundschuh (2008) 6

7 Reservoire in Deutschland Gebiete der hydrogeothermalen Nutzung in Deutschland, (LIAG 2008) Temperaturniveau: grün >60 C, gelb >100 C, rot >150 C, grau keine Daten m NN m NN m NN Norddeutsches Becken Quelle: LIAG (2008) 7

8 Geothermische Potenziale: Heißwasser-Aquifere Heißwasser-Aquifere findet man vor allem im Norddeutschen Tiefland (Norddeutsches Becken), im Oberrheintal (Oberrheingraben) und im Gebiet zwischen Donau und den Alpen (Süddeutsches Molassebecken) Elektrische Energie [EJ] Wärme (ohne WP) [EJ] Norddeutsches Becken 6, Oberrheingraben Buntsandstein 1,8 4,4 8,7 Oberrheingraben Muschelkalk 0,24 0,62 1,2 Mittel- und Süddeutsches Kristallingebiet Deutschland gesamt ca. 9,4 (300 GWa) EJ = J = 31,71 GWa 0,6 2,5 5,1 25 (790 GWa) Wärmeenergiebedarf Deutschland: 4,682 EJ (148,5 GWa) Quelle: Statistisches Bundesamt (DESTATIS) (2012) Wärme (mit WP) [EJ] 50 (1600 GWa) Quelle: Bußmann et al. (2012) 8

9 Geothermische Potenziale: Kristalline Gesteine Kristalline Gesteine sind Festgesteine im Untergrund, über die sich im Laufe der Erdgeschichte weitere Gesteinsschichten (Sedimente) abgelagert haben. Vorhandene Potenziale im: Norddeutschen Becken Oberrheingraben Mittel- und Süddeutschen Kristallingebiet Quelle: Bußmann et al. (2012) 9

10 Geothermische Potenziale: Kristalline Gesteine Elektrische Energie [EJ] Wärme (ohne WP) [EJ] Norddeutsches Becken Oberrheingraben Mittel- und Süddeutsches Kristallingebiet Deutschland gesamt ca ( GWa) Wärme (mit WP) [EJ] ( GWa) ( GWa) Strom- und (Nutz-) Wärmepotenzial der kristallinen Gesteine in Deutschland Quelle: Bußmann et al. (2012) EJ = J = 31,71 GWa Wärmeenergiebedarf Deutschland: 4,682 EJ (148,5 GWa) Quelle: Statistisches Bundesamt (DESTATIS) (2012) 10

11 Geothermische Potenziale: Störungszonen Störungszonen entstehen in den Gesteinen der oberen Erdkruste durch tektonische Kräfte. Sie können höhere Wasserdurchlässigkeiten aufweisen, als das sie umgebende Gestein. Bewegungen des Wassers im Untergrund konzentrieren sich daher auf diesen, durch die Störungen geschaffenen Bahnen. Steigt Wasser auf, transportiert es Wärme aus größeren Tiefen in höhere, für geothermische Nutzungen interessante, weil wirtschaftlicher erschließbare, Bereiche. erforderliche Techniken zur Erschließung sind vorhanden Quelle: Bußmann et al. (2012) 11

12 Geothermische Potenziale Jahresstromverbrauch in Deutschland 2 EJ! (63,42 GWa oder 556 TWh) Technisches Potenzial der Störungszonen zur Bereitstellung elektrischer und thermischer Energie für unterschiedliche Betriebsarten (KWK ow: Kraft-Wärme-Kopplung ohne Wärmepumpe, KWK mw: Kraft-Wärme-Kopplung mit Wärmepumpe) Quelle: Bußmann et al. (2012) Anteil der drei Reservoirtypen am technischen Potenzial geothermischer Stromerzeugung Quelle: Bußmann et al. (2012) EJ = J = 31,71 GWa TWh = Wh 12

13 Geothermische Potenziale Hydrothermische Geothermienutzung Norddeutsches Becken Potenziale der hydrothermischen Geothermienutzung Quelle: Bußmann et al. (2012) 13

14 Geothermische Potenziale Geothermische Strompotenziale Geothermische Strompotenziale Quelle: Bußmann et al. (2012) 14

15 Geothermische Potenziale Geothermische Strom- und KWK-Potenziale Geothermische Strom- und KWK- Potenziale in Deutschland Quelle: Bußmann et al. (2012) 15

16 2. Geologische Rahmenbedingungen und untertägige Erschließung 16

17 Vorerkundung 1. Durchführung einer generellen Daten- und Bestandsaufnahme 2. Einsichtnahme in seismische Profile und relevante Bohrungsdaten zur Vorabbewertung der geologischen Eignung des Interessensgebiets 3. Vorbereitung des Erwerbs seismischer Daten der Erdöl- und Erdgasindustrie mittels Auswahl geeigneter seismischer Profile 4. Vorbereitungen zur Reinterpretation der seismischen Daten und Prüfung der Erfordernis weiterer Messungen 5. Gegebenenfalls Durchführung weiterer seismischer 2- oder 3-D-Messungen 6. Recherchieren und Vorabinterpretation zur Lage der geologischen Zielhorizonte und der tektonischen Strukturen 17

18 Vorerkundung 7. Abklärung von Genehmigungsfragen und erforderlichen betriebstechnischen Unterlagen 8. Versicherungsfragen und Prüfung der Versicherbarkeit des Projekts 9. Besprechung mit Ämtern, Verwaltungen, Anbietern, Versicherungen 10. Ermittlung von Investor-Fact-Sheets und Businessplänen auf der Basis der Ergebnisse der Machbarkeitsstudie, um Finanzierungen und Investoren einzuwerben 11. Antrag zur bergrechtlichen Aufsuchungserlaubnis 12. Erstellung eines bohrtechnischen Erschließungskonzepts 13. Durchführung des Basic Engineering 18

19 Erschließungsarbeiten I. Projekt- und Bohrausschreibung auf Basis des Basic- und Detail Engineering II. Angebotsprüfungen und Angebotsverwertung mit zugehörigen Besprechungen bis zur Vergabe III. Erstellung von Betriebsplänen zur Errichtung des Bohrplatzes und Durchführung der Bohrung und Genehmigung IV. Niederbringung der Bohrung V. Durchführung von geophysikalischen Bohrlochmessungen VI. Durchführung hydraulischer Tests Quelle: Bußmann et al. (2012) 19

20 Machbarkeitsstudie und geologische Vorerkundung Bestandsanalyse aller möglichen verfügbaren Daten: Informationen über die Tiefe und Temperatur des Aquifers oder des Reservoirs Geologische Abfolge Gesteinsarten und Porositäten Tektonische Störungen Hydraulische Durchlässigkeiten Förderhöhen aus der späteren Bohrung Grundlegende Datenermittlung GeotIS (LIAG), NIBIS-Kartenserver (LBEG), Geophysikalisches Informationssystem (LIAG) Bohrdatenbanken des LBEG Aus früheren Kohlenwasserstoffexplorationen durch die Erdöl- und Erdgasindustrie 20

21 Geophysikalische Vorerkundung Seismik Der Untergrund wird mit Schallwellen untersucht, um genaue Daten zu erhalten. Die geophysikalischen Untersuchungen sind notwendig, um den Landeraum der Bohrung genauer einzugrenzen und festlegen zu können. Damit lässt sich das Risiko zu geringer Förderraten und zu geringer Temperaturen minimieren. Auf der Basis der erteilten Genehmigung werden die Messstrecken und Standorte der Messpunkte der Vibratorfahrzeuge festgelegt. Diese Fahrzeuge senden seismische Schallwellen halbkugelförmig in den Untergrund, die von den unterschiedlich harten Gesteinsschichten verschieden reflektiert werden. Quelle: Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (2014) 21

22 Geophysikalische Vorerkundung Quelle: Bußmann et al. (2012) Die seismischen Wellen sind ausschließlich in unmittelbarer Fahrzeugnähe zu spüren. Über so genannte Geophone (Sensoren für Bodenschwingungen) werden die Reflexionen oder Wellenbrechungen aufgezeichnet. Die gewonnen Daten ergeben ein Wellenbild des Untergrunds, das mit den entsprechenden Erfahrung interpretiert werden muss. 22

23 Geophysikalische Vorerkundung Magnetotellurik Durch das Ermitteln der elektromagnetischen Änderung des Erdmagnetfeldes aufgrund von untertägigen Einflüssen können Wasservorkommen in der Tiefe entdeckt werden. Dieses Verfahren findet insbesondere bei der Erkundung von Heißwasserlagerstätten in Vulkanregionen Anwendung und wird nach entsprechenden Anpassungsarbeiten zunehmend auch für hydrothermale Erkundungsarbeiten in Mitteleuropa eingesetzt. Restunsicherheiten über die Wegsamkeiten und Fließfähigkeit des Fluids bleiben allerdings bestehen. Beispiel eines Magnetotellurik-Systems in Kombination mit einem Helikopter Quelle: earthsiencesystems.com (2015) Gravimetrie Über Messungen des Schwerefelds in der Tiefe können unterschiedliche Gesteinskörper mit verschiedenen Gesteinsdichten und Grabensystemen entdeckt werden. Gemessene Abweichungen des Schwerefelds der Erde vom Rotationsellipsoid. Quelle: NASA Earth Observatory (2015) 23

24 Erschließung mittels Bohrung Für die Durchführung einer Tiefbohrung benötigt man neben der bergrechtlichen Aufsuchungserlaubnis für den Bodenschatz Erdwärme genehmigte Betriebspläne zur Errichtung eines Bohrplatzes, zum Niederbringen der eigentlichen Bohrung, zur Durchführung der Bohrlochmessungen und der Tests im Bohrloch. Die Tiefbohrung wird in verschiedenen Abschnitten mittels des überwiegend angewandten Rotary-Bohrverfahrens niedergebracht. Hierbei wird der Bohrstrang entweder von einem Drehtisch in der Arbeitsbühne oder einem Elektromotor im Bohrturm in Rotation versetzt. Dadurch dreht sich ein am unteren Ende der Bohrgarnitur angeschraubter Bohrmeißel, der das Gestein zerkleinert. Zur genauen Steuerung des Bohrlochverlaufs wird heutzutage oft ein Bohrmotor (Turbine) eingesetzt, der den Meißel am unteren Teil der Garnitur antreibt. Über eine zirkulierende Bohrspülung wird das erbohrte Bohrklein an die Oberfläche befördert, wo es geologisch untersucht wird. 24

25 Erschließung mittels Bohrung Quelle: Bußmann et al. (2012) Bohrmeißel an der Bohrgarnitur unter einem Stabilisator und Bohrgestänge im Turm Quelle: Bußmann et al. (2012) Moderne innovative Herrenknecht Bohranlage >>Terra Invader<< (geräuscharmes Bohren) 25

26 Erschließung mittels Bohrung Bei einer Bohrung beginnt man mit einem großen Durchmesser (ca. 26 Zoll) in Abhängigkeit vom erforderlichen Enddurchmesser und der zu verrohrenden gesamten Gesteinsabschnitte. Abhängig von den zu durchbohrenden und ggf. zu schützenden Wasserhorizonten, oder von bestimmten Gesteinsschichten, werden weitere Verrohrungen eingebaut und zementiert. Danach wird mit einem jeweils kleineren Meißeldurchmesser weitergebohrt, wodurch ein teleskopartiger Ausbau der Bohrung entsteht. Der hohe technische Aufwand einer Tiefbohrung verursacht in einem Geothermieprojekt auch den Großteil der Kosten. Quelle: Ben Balon, GZB (2011) 26

27 Erschließung mittels Bohrung Verrohrungsschema und geologisches Profil (linke Spalte) einer Tiefbohrung Alle 1 2 Meter Gesteinsproben aus zirkulierender Bohrspülung Quelle: Bußmann et al. (2012) 27

28 Erkundung mittels Bohrlochmessungen Geophysikalische Bohrlochmessungen zur Charakterisierung des Untergrunds Über ein Messkabel (Wireline) werden unterschiedliche Messsonden (Kombinationsmessungen) in das Bohrloch eingeführt. In stark abgelenkten Bohrungen werden LWD Logging while Drilling oder MWD Measuring While Drilling Verfahren angewendet 28

29 Erkundung mittels Bohrlochmessungen Wichtige Messparameter sind: Bohrlochkaliber Temperatur Natürliche Radioaktivität (Gamma Ray) Elektrischer Formationswiderstand (Resistivity) Gesteinsdichte (Bulk Density) Schallgeschwindigkeiten (Laufzeiten-Sonic) Zementqualitätsmessungen (Cement Bond Log) Abbildende Bohrlochmessung (Elektrische und akustische Image Logs) Dipmeter (Bestimmung von Trennflächen und Schichtung) Neutron-Porosität (künstliche Neutronenquelle, Messung Gesamtwasserstoff) Photoelektrischer Effekt zur lithologischen Untersuchung Fluidprobennahme Formationsdruckmessungen Produktionsmessungen 29

30 Hydraulischer Anschluss der Bohrung an das Reservoir Drucksäuerung und hydraulische Stimulation/Wasserfrac Verbesserung der Wasserwegsamkeiten beim Anschluss der Bohrung an den Thermalwasserhorizont. In Kalkgestein z.b. durch eine Drucksäuerung, d.h. Injektion einer definierten und wasserrechtlich zugelassenen Menge verdünnter Salzsäure in das Bohrloch. Dies löst Kalkbestege auf den Klüften und schafft damit eine deutlich verbesserte Anbindung an den Thermalwasserhorizont. Produktivität/Injektivität Ergiebigkeit und Aufwand für die Reinjektion von Bedeutung für den Energieaufwand bei der Förderung und Injektion Quelle: Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (2011) Kennwert: Produktivitätsindex PI [m³/s*mpa], er beschreibt die Förderrate Q [m³/s] in Abhängigkeit von der Druckabsenkung Π [Pa] und damit der Förderhöhe des abgesenkten Wasserspiegels. 30

31 Hydraulischer Anschluss der Bohrung an das Reservoir Schema einer Injektionsbohrung (nach Owens 1975) Über Öffnungen (Perforation) wird ein Fluid injiziert und der hydraulische Aufschluss eingeleitet Packer zur Abdichtung in Bohrung Hydraulische Verbindungen zu anderen Grundwasserstockwerken sind durch entsprechende Abdichtungen auszuschließen Quelle: Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (2014) 31

32 Erschließung über Doubletten und Tripletten Die Nutzung hydrothermaler Systeme erfolgt im Wesentlichen über Bohrungsdoubletten, die zur Erhöhung der Produktionsraten auch zu Tripletten oder Doppeldoubletten erweitert werden können Die Bohrungen werden oft von einer Bohrplattform im Abstand von 6-7 m an der Oberfläche niedergebracht und haben im tiefen Zielbereich einen Abstand von ca. 1,5-2,5 km Neuere Planungen insbesondere bei Multiriss-Systemen erfordern eine Verbindung von Bohrungsdoubletten mittels multiplen vertikalen oder horizontalen Risssystemen 32

33 Erschließung über Doubletten und Tripletten Quelle: Bußmann et al. (2012) Quelle: Bußmann et al. (2012) Hydrothermale Doublette im Kalkstein des Malmkarst (Altheim, Oberösterreich). Die Produktion erfolgt mit der linken, nicht abgelenkten Bohrung, die Reinjektion in der rechten abgelenkten Bohrung. Geothermische Doublette in Neustadt-Glewe. Hier erfolgte die erste geothermische Stromproduktion in Deutschland aus einem Sandstein Juras mit fast hundertgrädigem Thermalwasser 33

34 Erschließung über Doubletten und Tripletten Quelle: Bußmann et al. (2012) Quelle: Bußmann et al. (2012) Beispiel eine Bohrungsdoublette im Granit des Oberrheingrabens bei Soultz-sous-Forêts zur Erschließung eines petrothermalen Systems Triplette eines petrothermalen Systems 34

35 Innovative Erschließungsmethoden tiefer heißer Gesteine Multiriss-System: Verfahren, das im Vergleich zu massiven hydraulischen Stimulation risikoärmer ist (Anwendung erfolgte bisher zur erfolgreichen Erschließung von Erdgasressourcen). Beim geothermischen Multiriss-Konzept werden aus einer verrohrten Bohrung heraus im untertägigen Zielbereich durch Wasserinjektionen mehrere Einzelrisse erzeugt, wobei mit den unteren Rissen begonnen wird und dann die höher liegenden folgen. Je undurchlässiger das Gestein ist, desto besser lassen sich mit den Fracarbeiten Multiriss-Systeme schaffen, die Größenordnungen von insgesamt einigen Quadratkilometern erreichen können. Die Risssysteme werden dann gezielt mit der zweiten Bohrung erschlossen und somit die hydraulische Verbindung mit den untertägigen Wärmetauscherflächen hergestellt. 35

36 Innovative Erschließungsmethoden tiefer heißer Gesteine Schematische Darstellung eines geothermalen Multiriss-Systems mit einer Bohrdoublette und den mittels Wasserfracs erzeugten mehreren vertikalen Einzelrissen. Quelle: Bußmann et al. (2012) Quelle: ( , 13:18 Uhr) 36

37 Innovative Erschließungsmethoden tiefer heißer Gesteine Vorteile von Multiriss-System zu massiven hydraulischen Stimulation: Gezielte Schaffung von Wärmetauscherflächen Geringerer technischer Aufwand Pro Riss geringerer Wasserbedarf und kleineres druckbeaufschlagtes Gesteinsvolumen Reduktion der Pumpenleistung (Gesamtwiderstand durch Rissanzahl optimierbar) Verbesserung der nachhaltigen Energieextraktion durch planbare Reservoirgröße Reduktion von seismischen Risiken auch in tektonisch aktiven Bereichen 37

38 3. Hydrothermale Geothermie 38

39 Hydrothermale Energie Wärme und Strom aus Thermalwasser Thermalwasservorkommen (Aquifere) setzen immer hochdurchlässige (hochpermeable) und poröse oder klüftige Gesteine voraus, die Wasser speichern oder durchleiten können. Solche Bedingungen finden sich vor allem in Sedimentgesteinen, also in Schichten, die sich im Laufe der Erdgeschichte aus Ablagerungen gebildet haben. Dabei handelt es sich um hochporöse Sand- oder stark geklüftete, verkarstete Sedimentgesteine, wie etwa den süddeutschen Malmkarst. Neben der Temperatur des Thermalwassers und der Durchlässigkeit (Permeabilität) des Gesteins ist auch die Dicke (Mächtigkeit) der Thermalwasser führenden Schicht entscheidend. Das Produkt aus Permeabilität und Mächtigkeit ist die Transmissibilität Aquifertypen: Poren-Wasserleiter, Kluft-Wasserleiter, Karst-Hohlräume 39

40 Thermalwasserregionen: Norddeutsches Becken Das norddeutsche Becken wird begrenzt durch die Küsten von Nordund Ostsee sowie der Mittelgebirgsschwelle im Süden (z.b. Harz, Weserbergland). Seine heutige Oberfläche wurde durch Serien von Eis- und Warmzeiten während der letzten 2,5 Mio. Jahre geprägt. Darunter finden sich 2 10 km mächtige Schichten aus Sedimentgesteinen. Einerseits haben zwei Gebirgsfaltungen, die mehr als 400 Mio. Jahre zurückreichen, zu diesen Ablagerungen beigetragen. Die Gebirge wurden durch Erosion abgetragen und das Becken nahm die Sedimentmassen auf. Andererseits gab es in diesem Gebiet ein mehrfaches Heben und Senken. Infolge der Absenkungen konnte das Meer zeitweise bis weit nach Mitteleuropa vordringen. Die im norddeutschen Becken vorhandenen Bodenschätze, wie Salze, Erdöl und Erdgas, konnten so entstehen. Im Nordosten des Gebiets (Mecklenburg-Vorpommern) wird bis zu 100 C warmes, aber sehr salzhaltiges Wasser z. B. in Neustadt- Glewe und Neubrandenburg geothermisch genutzt. Im Nordwesten (z. B. Niedersachsen) wurden bisher keine Thermalwasservorkommen entdeckt, deren Temperatur für eine geothermische Energieversorgung ausreichen würde. Daher soll hier die im Gestein gespeicherte Wärme genutzt werden. Zielhorizont ist der Mittlere Buntsandstein in m Tiefe. Quelle: GeotIS (2015) 40

41 Thermalwasserregionen: Oberrheingraben Thermalwässer aus verschiedenen Schichten, wie dem Oberen Muschelkalk, dem Jura oder dem Buntsandstein. Die Geologie der Region zwischen Worms und Basel bietet für eine geothermische Wärme- und Stromerzeugung besonders günstige Voraussetzungen Hier sind die höchsten Temperaturgradienten in Deutschland zu finden: In Landau beträgt der Gradient im Mittel 47 C/km, wobei dieser Wert in m Tiefe bereits 100 C erreicht. Landau weist damit eine der wärmsten Bohrungen in Deutschland auf. Auch an anderen Orten im Oberrheingraben sind geothermische Anlagen in Planung. Diese vergleichsweise hohen Temperaturen in geringer Tiefe bieten sich auch für die geothermische Stromerzeugung an. Anders als in Norddeutschland oder im Voralpenraum birgt die geologische Beschaffenheit des Oberrheingrabens aber auch höhere Fündigkeitsrisiken. Grund dafür ist dessen in viele Einzelblöcke zerbrochene Struktur. Vereinfachter Querschnitt des Oberrheingrabens zur Zeit der Genese und Heute; FESA Freiburg 2005 Quelle: Bußmann et al. (2012) 41

42 Oberrheingraben Tektonische Schnitte Tectonic large-scale structures; Jodocy, Stober (2009) Quelle: Jodocy und Stober (2009) 42

43 Thermalwasserregionen: Süddeutsches Molassebecken Ein großes Reservoir für geothermische Energie befindet sich in den Kluft-Karst-Aquiferen des Malm, einer anderen Bezeichnung für das Obere Jura. Die Gesteine des Malm befinden sich im tieferen Untergrund einer geologischen Struktur, die als süddeutsches Molassebecken bezeichnet wird. Das Becken erstreckt sich über eine Fläche von 700 km in Ost-West-Richtung und 250 km in Nord-Süd-Richtung. Vor Millionen von Jahren lagerte hier ein urzeitliches Meer Kalke, Sande und Tone ab, die sich im Untergrund zu kalkigem Feinsandstein, Karbonaten und Mergel verfestigten. Durch tektonische Rissbildungen und Wasserausspülungen entstand der sogenannte Karst, der im Bereich der Klüfte sehr wasserdurchlässig sein kann. Die für eine Geothermienutzung interessanten Schichten (Oberer- oder Top-Malm) liegen in einer Tiefe zwischen rund und m und weisen Temperaturen zwischen 85 C und mehr als 140 C auf. Im Süden der Molasse, unterhalb einer Tiefe von ca m, sind Thermalwasservorkommen mit mehr als 100 C zu finden, die für eine geothermische Stromerzeugung geeignet sind. Nach Süden hin nimmt die Verkarstung ab, sodass hier geothermische Suchbohrungen möglichst genau geologische Störzonen treffen müssen, um erfolgreich zu sein. In diesen Zonen ermöglichen Brüche, Risse und Klüfte in der Tiefe hohe Förderraten von Thermalwässern. Die gesuchte Gesteinsformation befindet sich in Unterhaching in einer Tiefe zwischen und m und besteht überwiegend aus feinporösem Kalkstein und Dolomit. Sowohl die vorgefundene Wassertemperatur als auch die erreichbaren Fördermengen übertrafen die ursprünglichen Erwartungen deutlich. 43

44 Thermalwasserregionen in Deutschland Molassebecken Profil mit Isothermen The Upper Jura dips weakly to southeast. Due to genesis there are different facies of the Upper Jura. Quelle: GeotIS (2015) 44

45 Thermalwasserregionen in Deutschland Molassebecken Permeabilität Quelle: LIAG (2009) 45

46 Molassebecken Potential für hydrothermale Stromerzeugung Gute geologische Voraussetzungen für hydrothermale Stromerzeugung Weniger gute geologische Voraussetzungen für hydrothermale Stromerzeugung Nördliche Begrenzung der Faltenmolasse Nördliche Begrenzung der alpinen Abdeckung Quelle: Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (2014) 46

47 Strom und Wärme aus Thermalwasser Prinzip eines geothermischen Heizkraftwerkes Quelle: Bußmann et al. (2012) 47

48 Geothermische Stromerzeugung Je nach geologischen Voraussetzung bieten sich drei geothermische Stromerzeugungs- Systeme an: Offene (Flash-) Systeme, in denen der Thermalwasserdampf direkt die Turbine antreibt Geschlossene (Binäre) Systeme, in denen die Wärme des Thermalwassers auf ein Arbeitsmittel übertragen wird, welches durch Verdampfung eine Turbine antreibt Kombinierte Systeme, als eine Kombination aus offenem und geschlossenem System 48

49 Offene Systeme Offene Systeme werden nochmals unterschieden in Systeme: Bei direkter Dampfnutzung liefert die geothermische Lagerstätte überhitzten Dampf, der direkt über die Turbine geschickt wird. Bei Single-Flash-Systemen wird das heiße Wasser oder Wasser-Dampf-Gemisch vorentspannt, um den Dampfanteil zu erhöhen. Nach der Trennung von Wasser und Dampf in einem Separator, treibt der Dampf eine Turbine an und das Wasser wird in den Untergrund reinjiziert. Der Double-Flash-Prozess gleicht dem des Single-Flash-Prozesses, nur wird hier das abgeschiedene flüssige heiße Thermalwasser nochmals entspannt. Der damit gewonnene Niederdruckdampf treibt eine zusätzliche Niederdruckturbine an. Alle offenen Systeme benötigen Thermalwassertemperaturen von über 180 C. Während in Drift- und Grabensystemen oder an Lithosphärenplatten-Grenzen solche Temperaturen Geologie bedingt in vergleichsweise geringer Tiefe erreicht werden, wäre für Deutschland die erforderliche Bohrtiefe zur Zeit noch zu groß um die Anlagen wirtschaftlich betreiben zu können. 49

50 Geschlossene (Binäre) Systeme Ist das Thermalwasser nicht heiß genug, der Druck zu gering, um ausreichend Dampf zu erzeugen oder sind die Thermalwässer korrosiv, werden geschlossene Systeme angewendet. Das Thermalwasser zirkuliert in einem Thermalkreislauf ohne Druckentlastung und übergibt die Wärme durch Wärmetauscher an einen zweiten Arbeitsmittelkreislauf. Aufgrund der zwei geschlossenen Kreisläufe wird hier auch von Binären Systemen gesprochen. Dadurch, dass die Siedetemperatur des Arbeitsmittels deutlich unterhalb der Temperatur des Thermalwasservorlaufs liegt, wird dieses durch Erhitzung am Wärmetauscher verdampft. Als Konversionsprozess (die Umwandlung von thermischer in mechanische Energie) kommen in Binären Systemen, bei dem heutigen Stand der Technik, der Rankine- und der Kalina-Prozess in Frage. Hier kann bei Thermalwassertemperaturen von 85 bis 170 C elektrischer Strom erzeugt werden In Deutschland ist eine Anwendung bei Thermalwassertemperaturen von C typisch. 50

51 Organic-Rankine-Cycle (ORC) Der Rankine-Prozess arbeitet mit organischen Arbeitsmitteln (z. B. n-pentan, iso- Butan) und wird daher als Organic-Rankine-Cycle (ORC) bezeichnet, benannt nach dem schottisch-britischen Ingenieur William John Macquorn Rankine. 51

52 Organic-Rankine-Cycle (ORC) T-s-Diagramm Quelle: Köhler S. (2005) Eine Zirkulationspumpe erhöht den Druck des Arbeitsmittels (1 2). Über einen Vorwärmer (Plattenwärmetauscher) zwischen Thermalwasserrücklauf und Arbeitsmittel, wird das Arbeitsmittel vorerhitzt (2 3) und anschließend an einem weiteren Wärmetauscher zwischen Thermalwasservorlauf und Arbeitsmittelkreislauf (Verdampfer) verdampft (3 4). Der Dampf wird in einer Turbine entspannt (4 5), die einen nachgeschalteten Generator antreibt. Nachdem das Arbeitsmittel an einem wassergekühlten Wärmetauscher zunächst bis zum Erreichen der Taulinie (vgl. Überhitzter Dampf) abgekühlt (5 6) und dann kondensiert (6 1) wurde, steht es dem Kreislauf erneut zur Verfügung. 52

53 Organic-Rankine-Cycle (ORC) Vorwärmer und Verdampfer (Landau) Turbine und Generator (Landau) Quelle: geox GmbH Quelle: Bußmann et al. (2012) 53

54 Kalina-Prozess Benannt nach dem russischen Ingenieur Alexander Kalina, besteht das Arbeitsmittel aus einem anorganischen Ammoniak-Wasser-Gemisch, in dem das Wasser als Lösungsmittel für das Ammoniak agiert. Durch das Übertragen der im Thermalwasser enthaltenen Wärme an das Arbeitsmittel über Wärmetauscher (Desorber), verdampft das gelöste Ammoniak (Desorption) Der Dampf treibt die Turbine an und wird anschließend wieder mit der Flüssigkeit gemischt. An einem gekühlten Absorber wird das Ammoniak vom Wasser absorbiert und das Ammoniak-Wasser-Gemisch steht zur erneuten Desorption zur Verfügung. 54

55 Kalina-Prozess Quelle: Köhler S. (2005) Der Vorteil dieses Systems im Vergleich zum ORC-Prozess ist, dass die Siedetemperatur des Ammoniak-Wasser-Gemisches mit abnehmender Ammoniaksättigung zunimmt. Während beim ORC das Arbeitsmittel isotherm ist, also bei einer bestimmten Temperatur verdampft und somit kein weiterer Temperaturanstieg mehr möglich ist, ist das Arbeitsmittel im Kalina-Prozess zeotrop. Die Verdampfung des Ammoniaks findet in einem gleitenden Temperaturbereich statt. Die zeotrope Eigenschaft des Kalina- Arbeitsmittels erhöht den Wirkungsgrad des Wärmetauschers, außerdem können die Temperaturen von Thermal- und Binärkreislauf besser aufeinander abgestimmt werden 55

56 Kalina-Prozess 56

57 Vergleich ORC / Kalina Quelle: Szablinski D. (2007) 57

58 Wirkungsgrade Wirkungsgrad = Nutzen / Aufwand Wirkungsgrade geothermischer Kraftwerke mit Sekundärkreislauf => Quelle: Köhler S. (2005) 58

59 Kraftwerkswirkungsgrade 59

60 Eigenstromverbrauch Die Eigenstrommenge von geothermischen Kraftwerken gliedert sich im Wesentlichen in den Stromverbrauch für die Rückkühlwerke, die Binärkreispumpe und die Förderpumpe im Thermalwasserkreislauf. 15% ORC Netzanschlussleistung Für die Rückkühlwerke wurde ein Nasskühlturm mit einem spezifischen Stromverbrauch von 20 kw el je MW Rückkühlleistung herangezogen 9% 13% 63% Eigenbedarf Rückkühlung Eigenbedarf Binärkreispumpe Eigenbedarf Förderpumpe Der Stromverbrauch der Speisepumpe im Binärkreislauf wurde mit jeweils 9% der Bruttostrommenge des Kraftwerks berechnet Der Energieverbrauch der Förderpumpe wurde in Abhängigkeit der Förderrate spezifisch mit 2 kw el je m³/h berechnet 60

61 Bilanzgrenzen und Leistungsgrößen eines Geothermie-Kraftwerks 61

62 Hydrothermale Geothermie und Fernwärme Hydrothermal bedeutet, hier ist warmes oder heißes Wasser, also natürliches, im Untergrund vorhandenes Thermalwasser an der Nutzung geothermischer Energie beteiligt. Auf Grund der geologischen Gegebenheiten haben sich unterschiedliche Arten von Lagerstätten gebildet. Thermalwasservorkommen (Aquifere) setzen immer hochdurchlässige (hochpermeable) und poröse oder kluftige Gesteine voraus, die Wasser speichern oder durchleiten können. Solche Bedingungen finden sich vor allem in Sedimentgesteinen, also Schichten die sich im Laufe der Erdgeschichte aus Ablagerungen gebildet haben. Neben der Temperatur des Thermalwassers und der Durchlässigkeit des Gesteins ist auch die Dicke der Thermalwasser führenden Schicht entscheidend Die Speichertemperaturen sind abhängig von der Tiefe. Thermal- oder Heilbäder nutzen zum Teil Aquifere, für deren Erschließung nur einige Hundert Bohrmeter benötigt werden. Für Fernheizzwecke und Kraftwerke werden Teufen von und zukünftig auch wohl bis 4.000m und darüber erreicht. 62

63 Strom und Wärme aus Thermalwasser Geothermische Stromerzeugung in Deutschland Im Jahr 2014 sind bundesweit 8 geothermische Kraftwerke an das nationale Stromnetz angeschlossen (Quelle: EGEC Market Report ( ): Die installierte Leistung dieser acht Kraftwerke ohne Simbach/Braunau beträgt 28,51 MW el Kraftwerk Typ Leistung [MW el ] Inbetriebnahme 0. Neustadt-Glewe - - Bis Bruchsal Kalina 0, Dürrnhaar ORC 5,5 Dez Insheim ORC 5,0 Nov Kirchstockach ORC 5,5 März Landau i.d. Pfalz ORC 3, Sauerlach ORC 5, Simbach/Braunau ORC 0,6 (Deutsch-Östereichisches Projekt) Unterhaching Kalina 3, Σ 28,51 Quelle: EGEC Market Report ( ) 63

64 Strom und Wärme aus Thermalwasser Strom Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien Quelle: Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) (August 2015) 64

65 Strom und Wärme aus Thermalwasser Wärme Wärmeerzeugung aus Erneuerbaren Energien Quelle: Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) (August 2015) 65

66 Strom und Wärme aus Thermalwasser Geothermische Wärmebereitstellung in Deutschland Im Wärmebereich, wo die Erneuerbaren Energien insgesamt 139,5 TWh bereitstellen konnten (2014), steuerte die Geothermie 7,6 % bei (Tiefe Geothermie 0,7 %, Oberflächennahe Geothermie 6,9 %) Im Jahr 2012 waren insgesamt 25 geothermische Heizwerke bzw. Heizkraftwerke in Deutschland in Betrieb mit einer Gesamt- Wärmeleistung von rund 220,25 MW th Im Vergleich zu anderen erneuerbaren Energieträgern liegt der Anteil der Tiefen Geothermie zur Endenergiebereitstellung (Wärme und Strom) bei 2,2 % im Jahr In den nächsten Jahren kann jedoch von einer deutlichen Kapazitätssteigerung ausgegangen werden. Derzeitig befinden sich rund 85 Geothermieanlagen in Bau bzw. in Planung. 66

67 Strom und Wärme aus Thermalwasser Quelle: EGEC Market Report ( ) Heizwerk Leistung [MW th ] Inbetriebnahme 1. Aschheim, Feldkirchen, Kirchheim Bad Birnbach 2,75-3. Bad Wörishofen 1,3-4. Bruchsal 5, Erding 10, Garching 7, Insheim Landau Mannheim 0,5-10. München Riem Neubrandenburg 3, Neuruppin 2,1-13. Neustadt-Glewe Oberhaching Poing Prenzlau (BHE) 0, Pullach Simbach Braunau 7, Sauerlach Straubing 2, Unterföhring 9, Unterhaching Unterschleißheim Waldkraiburg Waren 1, Σ 220,25 67

68 GeotIS Geothermisches Informationssystem Bei GeotIS handelt es sich um ein Projekt des Leibnitz-Instituts für angewandte Geophysik (LIAG), Hannover und der staatlichen Geologischen Dienste Das Geothermische Informationssystem zeigt die Potentiale und Standorte der tiefen Geothermie in Deutschland. Es setzt sich aus zwei eigenständigen Modulen zusammen: Das Modul Geothermische Potentiale bietet eine Zusammenstellung von Daten und Informationen über tiefe Grundwasserleiter in Deutschland, die für eine geothermische Nutzung in Frage kommen. Für das Molassebecken in Süddeutschland und für den östlichen Teil des Norddeutschen Beckens lassen sich Verbreitung, Tiefenlage und Temperatur von relevanten geologischen Formationen darstellen. Die Boden- und die Untergrundtemperatur ist - soweit es die Datenlage zulässt - für ganz Deutschland abrufbar. Darüber hinaus können weitere Fachdaten wie z.b. die Lage von Bohrungen und seismischen Profilen in der Kartenansicht einund ausgeblendet werden Mit dem Modul Geothermische Standorte ermöglicht das Geothermische Informationssystem einen Überblick über geothermische Anlagen, die sich derzeit in Deutschland in Betrieb oder Bau befinden. Zu jeder Anlage lassen sich Details wie zum Beispiel die installierte Leistung oder die durchschnittliche Stromproduktion abrufen. Ab 2011 werden die Energiedaten jährlich dargestellt. Dazu werden zurzeit Abfragen direkt bei den Betreibern durchgeführt. 68

69 GeotIS Geothermisches Informationssystem Geothermische Standorte - Screenshot Quelle: GeotIS (2015) 69

70 GeotIS Geothermisches Informationssystem Geothermische Potenziale (Screenshot) Quelle: GeotIS (2015) 70

71 GeotIS Geothermisches Informationssystem Geothermische Potentiale (Screenshot) Schnitt Quelle: GeotIS (2015) 71

72 Neustadt-Glewe Standort: Norddeutsches Becken System: hydrothermal Primäre Operation: Fernwärme Sekundäre Operation: Stromversorgung Reservoir Temperatur: 99 C Bohrlochtiefe: 2320 m Förderrate: 35 l/s Elektrische Leistung: 0.21 MW el Installierte thermische Leistung: 14 MW th Installierte geothermische Leistung: 4 MW th Quelle: GeotIS, LIAG 72

73 Neustadt-Glewe Salinität: 220 g/l Gaskonzentration Vol.-%, überwiegend CO 2 Eisen Anteil: 82 mg/l Prävention der Ausfällung kohlenstoff- und eisenhaltiger Verbindungen mit Hilfe von Druckerhaltung und Aufbereitung durch inertes Gas Reservoir Charakteristika: Porosität: %; Permeability: 0.5-1*10-12 m² Quelle: Geothermie Neubrandenburg GmbH 73

74 Neustadt-Glewe ORC-Anlage (bis 210 kw el ) Kühlturm Wasseraufbereitung Prozesswasserbohrung Produktionsbohrung Injektionsbohrung Quelle: Geothermie Neubrandenburg GmbH 74

75 Neustadt-Glewe Quelle: Geothermie Neubrandenburg GmbH 75

76 Landau Standort: Oberrheingraben System: hydrothermal Primäre Operation: Stromversorgung Sekundäre Operation: Fernwärme Reservoir Temperatur: >160 C Bohrlochtiefe: 3000 m / 3340 m Förderrate: 70 l/s Elektrische Leistung: 3 Mw el Installierte thermische Leistung: 33 MW th Installierte geothermische Leistung: 6 MW th Quelle: GeotIS, LIAG 76

77 Landau 2005 erstes Bohrloch (Produktionsbrunnen) mit 3300 m Tiefe 3000 m TVD / 3300 m MD 2006 zweites Bohrloch (Injektionsbrunnen) mit 3170 m Tiefe 3000 m TVD / 3340 m MD 2007 Betrieb des Kraftwerks 2010 Betrieb des Fernwärmenetzes Wärmeleistung: 3 MW th Haushalte CO 2 - Einsparung: 11,000 t/a Quelle: geox GmbH 77

78 Landau Produktions-/Infektionsbrunnen und Feed Pumpe Obertägige Distanz: 5 m Untertägige Distanz 1,5 km Feed Pumpe Quelle: geox GmbH 78

79 Landau Separator Vorwärmer und Verdampfer Quelle: geox GmbH 79

80 Landau Generator Luftkühler Quelle: geox GmbH 80

81 Landau Seismische Aktivität im Aug. / Sept (max. Magnitude 2,7) Analyse der Wechselbeziehung mit Betrieb des Kraftwerks Leistungssteigerung der Versicherungsdeckung Installation eines seismischen Messnetzwerks Ergebnisse: Betrieb des Kraftwerks führt zu Seismizität Reduktion der Förderrate und des Drucks verringern Risiko Messung von kleinen seismischen Ereignissen kann Erdbeben vorhersagen Gefahrenanalyse in Kooperation mit Wirtschaft und Wissenschaft 81

82 Bruchsal Standort: Oberrheingraben System: hydrothermal Primäre Operation: Forschung Sekundäre Operation: Stromversorgung Reservoir Temperatur: 120 C Bohrlochtiefe: 2542 m Förderrate: 24 l/s Elektrische Leistung: 0,55 MW el Installierte thermische Leistung: 5,5 MW th Installierte geothermische Leistung: 5,5 MW th Quelle: GeotIS, LIAG 82

83 Bruchsal Standort Injektionsbohrung Kühlturm Kalina Kraftwerk Produktonsbohrung Quelle: KIT - Institut für Angewandte Geowissenschaften 83

84 Bruchsal Konzeptmodell Kluft / Karst-Grundwasserleiter Grundwasserleiter und Grundwassernichtleiter in Wechsellagerung Grundwassernichtleiter Geothermiebohrung 2 (Förderung) Geothermiebohrung 1 (Reinjektion) 120 C 134 C Reservoir? Fließwege Hydraulik der Störung? Quelle: KIT - Institut für Angewandte Geowissenschaften 84

85 Bruchsal Geotherischer Gradient Wärmeleitfähigkeit des Untergrunds Thermalwasserdichte Temperatur Leitfähigkeit Dichte Quelle: KIT - Institut für Angewandte Geowissenschaften 85

86 Bruchsal Geologisches Profil und Ausbau Bohrung 1: 1870 m TVD Bohrung 2: 2542 m TVD TVD Tatsächliche Vertikale Tiefe Quelle: Energie und Wasserversorgung Bruchsal 86

87 Bruchsal Typ: Kalina Quelle: Markus Breig 87

88 Bruchsal Kühlturm Wärmetauscher Quelle: dpa Quelle: EnBW Energie Baden-Württemberg AG 88

89 Bruchsal Salinität: 130 g/l Ausfällungen von: Eisen, Silikaten, Mangan, Kohlenstoffdioxid Quelle: Energie und Wasserversorgung Bruchsal Prävention und Reduktion von Ausfällungen durch Einsatz eines Inhibitors Quelle: EnBW, 2010 Quelle: KIT - Institut für Angewandte Geowissenschaften 89

90 Bruchsal Seismisches Monitoring Juni 2010 bis Aug Rekord der natürlichen Seismizität im Umkreis > 500 km Empfindlichkeit in Reservoir Tiefe bei M L [-0.9, -0.2] (lokale Magnitude) Quelle: KIT - Institut für Angewandte Geowissenschaften 90

91 Unterhaching Standort: Süddeutsches Molasse Becken System: hydrothermal Primäre Operation: Fernwärme Sekundäre Operation: Stromversorgung Reservoir Temperatur: 122,8 C Bohrlochtiefe: 3580 m / 3350 m Förderrate: 150 l/s Elektrische Leistung: 3,36 MW el Installierte thermische Leistung: 47 MW th Installierte geothermische Leistung: 38 MW th Quelle: GeotIS, LIAG 91

92 Unterhaching Feldgeometrie der 3D-Seismik (2009) Geplante Geometrie 2. Realisierte Geometrie 3. Nominaler überlagernder common mid point (CMP) Überlagerung mit inlines / crosslines Quelle: Lüschen et al. 92

93 Unterhaching Auszug des 3D Seismikumfangs nach Bohrvorgang mit inline in NW- SO Richtung und zwei crosslines in SW-NO Richtung Bohrpfad der Injektionsbohrung Gt2 ist markiert Angepeilter Malm ist in ca m Tiefe Quelle: Lüschen et al. 93

94 Unterhaching Salinität: <1g/l Übertägige Distanz der Bohrlöcher: 3500 m Untertägige Distanz der Bohrlöcher: 4500 m Quelle: Geothermie Unterhaching GmbH 94

95 Unterhaching Beginn der Bohrung von Bohrloch 1 im Feb TVD (True Vertical Depth (absolute Tiefe)) Baubeginn des Fernwärmenetzes im Mai 2006 Baubeginn des Kraftwerks im Nov Beendigung der Arbeiten am Bohrloch 2 im Feb MD (Measured Depth (gemessene Tiefe)) Start der Stromproduktion im Mai 2008 Wert des Fernwärmeanschlusses: 20 MW (2007) 30 MW (2008) 45,7 MW (2010) Quelle: Geothermie Unterhaching GmbH 95

96 Unterhaching Jährliche Stromproduktion: kwh (2009) kwh (2010) Jährliche CO 2 -Einsparung: t (2007) t (2008) t (2009) t (2010) Quelle: Geothermie Unterhaching GmbH 96

97 Simbach-Braunau Standort: Süddeutsches Molasse Becken System: hydrothermal Primäre Operation: Fernwärme Sekundäre Operation: Stromversorgung Reservoir Temperatur: >80,5 C Bohrlochtiefe: 1883 m / 1942 m Förderrate: 61 l/s Elektrische Leistung: 0,2 Mw el Installierte thermische Leistung: 40 MW th Installierte geothermische Leistung: 7 MW th Quelle: GeotIS, LIAG 97

98 Simbach-Braunau Geothermische Quelle: T in 80 C ; Massenstrom 48,6 kg/s Rücklauf Temp. 65 C ; Luftkühlungstemperatur 15 C Kreislaufregelung: gesättigt, ein Sättigungsdampfdruck. Arbeitsmittel: R134a (1,1,1,2-Tetrafluorethan) Nettoleistung: 147,8 kw Wirkungsgrad: 4,6% Quelle: P. Bombarda, Geocs Group 98

99 Simbach-Braunau Lageplan Simbach (Deutschland) / Braunau (Österreich) Geothermieprojekt Simbach-Braunau geologisches Profil Quelle: Geoteam GmbH 99

100 Simbach-Braunau Bohr- und Fertigstellungskosten: Mio : 4,35 Mio Bohrung Simbach-Braunau Th 1 Bohrung Simbach-Braunau Th 2 Quelle: geoteam.at Funktion: Reinjektionsbohrung Tiefe : 1848 m MD Bohrzeit: 19 Tage PI: 1252 m³/h/mpa Funktion: Produktionsbohrung Tiefe: 3203 m MD (TVD: 1942 m) Bohrzeit: 64 Tage Abstand: 2101,5 m Neigung: 67 PI: 954 m³/h/mpa Quelle: Geoteam GmbH 100

101 Simbach-Braunau Relation der Temperatur von tiefen Bohrungen im Molasse Becken geothermischer Gradient 4,5 K/100 m Tiefe [m] Simbach-Braunau Thermal 1 Simbach-Braunau Thermal 2 Temperatur [ C] Quelle: Geoteam GmbH 101

102 Simbach-Braunau Numerisches Modell: 2-D finite Elemente Netz Ergebnisse der Modellierung: Status nach 50 Jahren, non-steady, 80 l/s Quelle: Geoteam GmbH 102

103 Simbach-Braunau Ergebnisse der Modellierung: Status nach 50 Jahren, Druckdifferenz Ergebnisse der Modellierung: Status nach 50 Jahren, Temperaturdifferenz 1 K Quelle: Geoteam GmbH 103

104 Simbach-Braunau Quelle: Turboden 104

105 Simbach-Braunau Vorwärmer Plattenwärmetauscher Material: AISi 316 Quelle: P. Bombarda, Geocs Group Turbine Axial, einstufig, Rotationsgeschwindigkeit 8500 rpm Direktanbindung zu einem geschwindigkeitsregelnden Generator 105

106 Simbach-Braunau Feed Pumpe Verdunstungskondensator Quelle: P. Bombarda, Geocs Group 106

107 4. Petrothermale Geothermie 107

108 Petrothermale Geothermie Zunächst nur Oberbegriff für Hot Dry Rock, Hot Fractured Rock und Enhanced Geothermal Systems. Diese Verfahren beziehen sich auf die gering permeablen kristallinen Tiefengesteine. Wurde dann als Oberbegriff für alle Gesteine erweitert, für deren Erschließung die Produktionsbohrungen hydraulisch stimuliert werden müssen, um die für den industriellen Betrieb benötigten Produktionsfließraten zu erzielen. Ausreichende Erfahrungen mit der hydraulischen Stimulation gibt es zurzeit nur für den Granit. Erfolg versprechende Experimente wurden auch im Gneis und in Vulkaniten ausgeführt. Man kann davon ausgehen das die Kristallingesteine insgesamt für die hydraulische Stimulation geeignet sind. 108

109 Petrothermale Ressourcen in Deutschland Beispiel für den Energieinhalt des Kristallinen Grundgebirges zwischen 3 und 7 km Tiefe unter einer Grundfläche von 1 km² Quelle: Bußmann et al. (2012) Quelle: Bußmann et al. (2012) Geothermische Strompotenziale (gewinnbare elektrische Energie) in Deutschland in EJ; 1002 EJ: Kristallin Oberrheingraben Vulkanite Norddeutsches Becken, 66 EJ: Mittel- & Suddeutsches Kristallin, 9 EJ: Heißwasser-Aquifere. 3 EJ: Zum Vergleich ist das Strompotenzial der deutschen Erdöl-& Erdgasreserven eingezeichnet Quelle: Bußmann et al. (2012) Verbreitung der petrothermalen (kristallinen) Ressourcen in 3km Tiefe in Deutschland 109

110 Petrothermale Ressourcen in Deutschland Geologie-Tektonik Norddeutsche Becken mit den Vulkaniten des Perm und Karbon und der kristalline Grundgebirgssockel in Bereich von Rügen Das Mittel- und Süddeutsche Kristallingebiet Nord-Süd-Profilschnitt durch Deutschland mit Tiefenlage der Kristallin-Ressourcen Quelle: Bußmann et al. (2012) 110

111 Petrothermale Ressourcen in Deutschland Geologie-Tektonik Tiefenstörungen in Deutschland (links) und großtektonische Gliederung Deutschlands (rechts). Quelle: Bußmann et al. (2012) Neben dem Potenzial der Kristallingesteine stehen auch tiefreichende Störungssysteme für die petrothermale Nutzung zur Verfügung. Eine Übersicht über den Verlauf tiefreichender tektonischer Störungen (Erdkrustenverschiebung en) ist in der nebenstehenden Abbildung gegeben. Diese Störungssysteme können in die Schaffung von untertägigen Wärmetauscherflächen einbezogen werden. 111

112 Petrothermale Ressourcen in Deutschland Untergrundtemperaturen Untergrundtemperaturen in einer Tiefe von 3.000m (links) und 4.000m (rechts) Quelle: Bußmann et al. (2012) 112

113 Petrothermale Ressourcen in Deutschland Gebirgsspannungen und Seismizität Spannungsbedingungen und zugehörige Störungstypen An tektonisch aktiven Stellen / Orten aus Verschiebungen direkt ableitbar! Quelle: Bußmann et al. (2012) 113

114 Petrothermale Ressourcen in Deutschland Formationsfluide Trotz Ihrer geringen Porosität, die in der Regel weniger als 1% beträgt, sind die kristallinen Gesteine auch in großer Tiefe nicht trocken. Ihr Porenraum, der vor allem durch Mikrorisse und in geringerem Maße durch die makroskopischen Trennflächen (Klüfte, Störungen) gebildet wird, enthält natürliche Wässer, deren Mineralgehalt mit zunehmender Tiefe ansteigt. In Graniten und Gneisen handelt es sich Durchweg um kochsalzreiche Lösungen mit einem Gesamtmineralgehalt zwischen 100 und 300 g/l. Dieser hohe Salzgehalt, der weltweit in allen granitähnlichen Gesteinen in großer Tiefe angetroffen wird, stammt nicht aus den Überlagernden salzhaltigen Sedimentschichten oder dem Meerwasser, sondern aus dem Granit selbst. Abweichungen gibt es in tektonisch aktiven Regionen, z.b. Grabenstrukturen oder jungen Faltengebirgen. So ist der Mineralgehalt von Tiefenwässern der Alpen durch den starken Eintrag von Regenwasser deutlich geringer, während im Oberrheingraben der Mineralgehalt zwar hoch ist, aber wahrscheinlich von den salzhaltigen Schichten des Deckgebirges stammt. 114

115 Erschließungstechnik Kristalline Gesteine sind wegen der vorhandenen Klüfte und Störungen nicht vollständig dicht. Ihre hydraulische Durchlässigkeit (Permeabilität) ist jedoch im Allgemeinen zu klein, um die benötigten Produktions-Fließraten erzielen zu können Schaffung von ausgedehnten Wärmeaustauschflächen, durch die dann eine Wärmeträger-Flüssigkeit (Wasser) zwischen Injektions- und Produktionsbohrung zirkuliert. Betrieb in einem nahezu geschlossenen Kreislauf, in dem der Druck so hoch gehalten wird, dass die Trägerflüssigkeit nicht siedet Die für den Betrieb benötigten hohen Fließraten müssen bei einem Injektionsdruck erreicht werden, der niedriger ist als der kritische Druck für die Rissausbreitung. Der kritische Druck hängt im wesentlichen von den tektonischen Spannungen im Untergrund ab und ist standortabhängig (ORG: max 5 MPa) 115

116 Erschließungstechnik Petrothermales Doubletten-System je nach Bohrtiefe im großtechnischen Betrieb Stromleistungen zwischen 2 und 10 MW Fließraten zwischen 30 und 100 l/s Bohrlochabstände von mind. 500 m und eine Gesamt- Wärmeaustauschfläche von 5-10 km² Gebirgsvolumen von 0,1 0,3 km³ Petrothermale Erschließungskonzepte Quelle: Bußmann et al. (2012) 116

117 Risserzeugung: Hydraulic Fracturing Diese in der Erdölindustrie entwickelte Methode wurde bis heute in Millionen von Erdöl- und Erdgasbohrungen eingesetzt, um durch Aufspalten des Speichergesteins den Zufluss zu den Produktionsbohrungen zu steigern. Hierbei werden mit leistungsstarken Hochdruckpumpen gelartartige Flüssigkeiten in die Bohrung injiziert. Erreicht der Druck einen bestimmten kritischen Wert, reißt das Gestein auf. In der Regel geschieht dies in Form eines axialen Bohrlochparallelen Risses, der sich senkrecht zur Richtung der geringsten horizontalen Hauptspannung ausrichtet. Um die Risse nach Druckentlastung offen zu halten, werden Sand oder andere feinkörnige Stützmittel in die Risse gepresst. Die Anforderungen bei der petrothermalen Stromgewinnung gehen jedoch weit über die Erfordernisse in Erdöl- und Erdgasbohrungen hinaus, da für den Wärmeentzug weitaus größere und gleichzeitig hydraulisch leitfähigere Risse erforderlich sind. Ein weiterer Unterschied besteht darin, dass Produktions- und Injektionsbohrungen durch diese verbunden werden müssen. Für die Schaffung solcher Systeme wird die Wasserfrac-Technik verwendet. 117

118 Seismische Rissortung Der Vorgang der Rissausbreitung ist in Kristallinen Gesteinen von Bruchgeräuschen begleitet, die mit Bohrlochgeophonen oder hochempfindlichen Oberflächen- Seismometern registriert und deren Herde aus den unterschiedlichen Ankunftszeiten der seismischen Wellen an den einzelnen Seismometer- Stationen geortet werden können. Die raumzeitliche Verteilung der seismischen Herde gibt Aufschluss über Wachstum und Orientierung des Riss- Systems. Mit Hilfe dieser Information kann die Zweitbohrung gezielt in die Peripherie der Riss-Systeme gelenkt werden. Quelle: Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (2014) 118

119 Richtbohrverfahren Die Entwicklung der Richtbohrtechnik hat in den letzten Jahrzehnten in der Erdölindustrie große Fortschritte gemacht. Mit aktiven Steuerungsverfahren können heute in mehreren Kilometern Tiefe Bohrungen bis in die Horizontale abgelenkt und über viele Kilometer innerhalb geringmächtiger Gesteinsschichten geführt werden. Bisher liegen jedoch noch keine ausreichenden Erfahrungen für kristalline Gesteine vor. Insbesondere die hohe Abrasivität kristalliner Gesteine und ihre Härte, die eine schnelle Abnutzung der Bohrwerkzeuge zur Folge haben und Schäden in der Steuerungselektronik durch starke Vibrationen verursachen, stellen noch Hindernisse dar. Temperaturen bis 180 C sind dagegen heute beherrschbar. 119

120 Stimulationsverfahren Die Leistungsfähigkeit der erschlossenen geothermischen Reservoire wird entscheidend von der hydraulischen Durchlässigkeit des Gesteins und von möglichen Fließwegen bestimmt. Ist die natürliche Durchlässigkeit nicht ausreichend, um wirtschaftlich nutzbare Förderraten zu erzielen, kann die Leistungsfähigkeit der Bohrungen durch Stimulationsmaßnahmen gesteigert werden. Für die Tiefengeothermie in Deutschland werden bisher zwei verschiedene Stimulationsverfahren eingesetzt: Hydraulische Stimulationen und Säurestimulationen. In beiden Fällen wird Flüssigkeit, das Stimulationsmittel, in die Bohrung verpresst, um im Zielhorizont der Bohrung bestehende Risse zu erweitern oder in einigen Fällen neue Risse zu erzeugen. Dies führt zu einer Verbesserung der Wegsamkeiten im umgebenden Gestein. Quelle: Economides und Nolte (2000) 120

121 Stimulationsverfahren Hydraulische Stimulation Es wird Frischwasser aus Grund- und Oberflächenwasser oder zuvor gefördertes Formationsfluid als Stimulationsmittel verwendet. Vereinzelt kommen dabei auch chemische Zusätze und/oder Stützmittel zum Einsatz. Vorhaben, in denen Stimulationsmaßnahmen zur Steigerung der Ergiebigkeit der Bohrungen durchgeführt werden, werden auch als Enhanced Geothermal Systems (EGS) oder Verbesserte Geothermische Systeme bezeichnet. Quelle: Economides und Nolte (2000) 121

122 Stimulationsverfahren Bei der Öffnung bestehender Klüfte bzw. bei der Entstehung neuer Risse durch hydraulische Stimulation führt die auf den Rissflächen wirkende Scherspannung zu einer Versatzbewegung der Rissflächen gegeneinander. Die raue Beschaffenheit dieser Rissflächen wiederum bewirkt, dass diese nach Ablassen des Injektionsdrucks nicht mehr exakt aufeinander passen ( self-propping Effekt ). Dadurch wird neuer Hohlraum geschaffen und der Fließwiderstand ohne Verwendung von Stützmitteln nachhaltig verringert. Nach Beendigung der Stimulationsmaßnahme und nach der Druckentlastung verbleiben hochpermeable Rissflächen, die zu einer signifikanten Erhöhung der erzielbaren Förderrate führen. Im hydraulisch dichten Gestein dienen die geschaffenen Rissflächen gleichzeitig als unterirdische Wärmeübertrager, über die der Gesteinsmatrix Wärme entzogen wird. Schematische Darstellung des Selbststützungseffekts Quelle: Bußmann et al. (2012) 122

123 Projekte international Ergebnisse der wichtigsten Petrothermal-Projekte Übersicht der wichtigsten Petrothermal-Projekte mit Angabe des Tiefenbereichs und des Erschließungskonzepts Übersicht der wichtigsten Petrothermal-Projekte mit Angabe des Tiefenbereichs und des Erschließungskonzepts Quelle: Bußmann et al. (2012) Ergebnisse der wichtigsten Petrothermal-Projekte Quelle: Bußmann et al. (2012) 123

124 Projekte national 124

125 Installation eines petrothermalen Systems Die wesentlichen Informationen, die vor Errichtung einer petrothermalen Anlage bekannt sein müssen, sind Tiefenlage, Mächtigkeit und Typ des Kristallins, die Untergrundtemperaturen, das Spannungsfeld, das Vorhandensein und der Verlauf tektonischer Störungen sowie die natürliche Seismizität im Umfeld 125

126 Installation eines petrothermalen Systems Bohren Die Auslegung der Bohrungen ist vom Erschließungskonzept abhängig: annähernd vertikaler Bohrloch-Verlauf. Auslenkung aus der Vertikalen: ausreichenden Abstand zwischen Injektions- und Förderbohrung in Reservoirtiefe Hohe Fließraten: Bohrdurchmesser von mind. 8,5 im Bohrlochtiefsten Je nach Deckgebirge sind mehrere Zwischenverrohrungen einzuplanen, um die Bohrung in nicht standfesten oder kohlenwasserstoffführenden Gesteinsformationen abzusichern Meißelstandzeiten von m und Bohrfortschrittsraten von 3-4 m/h sind im Kristallin deutlich geringer als in den weicheren Sedimentgesteinen Entwicklungsbedarf: Richtbohrtechnik, Bohrantriebe und - verfahren,verrohrungstechnik Quelle: 126

127 Installation eines petrothermalen Systems Bohrlochmessungen Prinzip des >>Vertical Profiling<< (links) und Ergebnisse von VSP- Messungen in einer Bohrung des Forschungsvorhaben Soultz (rechts) Quelle: Bußmann et al. (2012) 127

128 Installation eines petrothermalen Systems Schaffung des untertägigen Wärmetauschers Injektion von mehreren m³ Wasser in 700 m lange offene Bohrlochstrecken Fließraten zwischen 30 bis 50 l/s, Pumpleistung > 1 MW Hypozentren (Herdlokationen) von ca mikroseismischen Ereignissen, die bei hydraulischen Stimulationstests im Forschungsgebiet Soultz registriert wurden (Oberes Riss-System) Quelle: Bußmann et al. (2012) 128

129 Installation eines petrothermalen Systems Untersuchung des untertägigen Wärmetauschers Vor und nach den Stimulationstests werden hydraulische Tests durchgeführt, um die hydraulischen Eigenschaften des noch unstimulierten Gebirges und anschließend des stimulierten Riss- Systems zu untersuchen Ermittlung des hydraulisches Leitvermögen der stimulierten Trennflächen und die Prognose der während des späteren Betriebs erreichbaren Fließraten (Fließgeschwindigkeitsmessungen) 129

130 Anlagenbeispiel: Soultz sous Forets (Frankreich) Standort: Oberrheingraben System: Enhanced Geothermal System Primäre Operation: Forschung Sekundäre Operation: Stromversorgung Reservoir Temperatur: 170 C Bohrlochtiefe: 4950 m Förderrate: 35 l/s Elektrische Leistung: 1.5 MW el Installierte thermische Leistung: nicht eingeplant Installierte geothermische Leistung: nicht verzeichnet Quelle: GeotIS, LIAG 130

131 Soultz sous Forets (Frankreich) Vom Petroleum zur Geothermie: Quelle: Geothermie Soultz 131

132 Soultz sous Forets (Frankreich) Geologischer Querschnitt von Soultz sous Forêts Legende Tertiäre Ablagerungen Tertiäre Vulkanite Sekundäre Sedimente Pechelbronner Ölfeld Basement rocks Paläozoisches Grundgebierge Karbonische Sedimente Quelle: Geothermie Soultz 132

133 Soultz sous Forets (Frankreich) EPS-1 Explorationsbohrung GPK-1 Injektionstest GPK-3 Injektionsbohrung GPK-2 und GPK-4 Produktionsbohrung Quelle: Geothermie Soultz Quelle: Geothermie Soultz 133

134 Soultz sous Forets (Frankreich) Haupt Projekt Phasen Exploration Bohrung von GPK-1 bis auf 2000 m Kernbohrung EPS-1 auf 2227 m Tiefe Quelle: Geothermie Soultz Oberflächennäheres Reservoir zwischen GPK1/GPK2 bei 3500 m Tiefe Abteufung von GPK- 1 auf eine Tiefe von 3500 m und hydraulische Stimulation Bohrung von GPK-2 auf 3880 m und hydraulische Stimulation Erfolgreiche Zirkulation zwischen GPK-1 und GPK Tiefenreservoir (GPK2/GPK3/GPK4) bei 5000 m Tiefe Abteufung von GPK-2 auf 5080 m Tiefe und hydraulische Stimulation Bohrung von GPK-3 auf 5100 m und hydraulische Stimulation Bohrung von GPK-4 auf 5270 m und hydraulische Stimulation Erfolgreiche Zirkulation zwischen GPK-3 (Injektion), GPK-2 und GPK-4 (Produktion) Chemische Stimulation Konstruktion eines 1,5 MW Kraftwerks Konstruktion und Installation der Komponenten an der Oberfläche (Turbine, Generator, Wärmeübertrager, Kühlsystem ) Einbau einer Bohrlochpumpe im Bohrloch GPK-2 bei 350 m Tiefe VSP Kampagne Start der elektrischen Stromproduktion 134

135 Soultz sous Forets (Frankreich) Langzeit Zirkulation im oberen Reservoir 1997 Zirkulation in einem geschlossenen Kreislauf Laufzeit: 4 Monate Temperatur: 140 C Output: 10 MW th Keine Wasserverluste! Quelle: Geothermie Soultz 135

136 Soultz sous Forets (Frankreich) Langzeit Zirkulation im oberen Reservoir 1997 Quelle: Geothermie Soultz 136

137 Soultz sous Forets (Frankreich) Langzeit Zirkulation im oberen Reservoir 1997 Quelle: Geothermie Soultz 137

138 Soultz sous Forets (Frankreich) Langzeit Zirkulation im oberen Reservoir 1997 Quelle: Geothermie Soultz 138

139 Soultz sous Forets (Frankreich) Tiefes Reservoir (5000 m Tiefe) Stimulation von GPK-2 im Jahr 2000 Stimulation von GPK-3 (2003) Stimulation von GPK-4 (2004) Stimulation von GPK-4 im Jahr 2005 Quelle: Geothermie Soultz 139

140 Soultz sous Forets (Frankreich) Entwicklung des Reservoirs bei 5000 m Tiefe Schlussfolgerungen nach hydraulischen Stimulationen Unterschiedliche Stimulationserfolge von 1,5 bis 20-facher Verbesserung Scheren als dominanter Stimulations Prozess Hydraulische Barriere zwischen GPK3 und GPK4 Auslösung von manchen hochmagnituden seismischen Ereignissen verursachte Beunruhigung der Bevölkerung Quelle: Geothermie Soultz 140

141 Soultz sous Forets (Frankreich) Stimulation von GPK-3 (2003) Quelle: Geothermie Soultz 141

142 Soultz sous Forets (Frankreich) UBI bei m (ultasonic borehole imager) Linke Abb. Amplitude Schwarz = Hohlraum Wasserzufluss Rechte Abb. Laufzeit Visualisierung der physikalischen Eigenschaften der Bohrlochwand Quelle: Geothermie Soultz 142

143 Soultz sous Forets (Frankreich) Protokollergebnisse ( ) Source: Geothermie Soultz Quelle: Geothermie Soultz 143

144 Soultz sous Forets (Frankreich) UBI und Fließprotokolle Model of a fracture zone Quelle: Geothermie Soultz 144

145 Soultz sous Forets (Frankreich) Zirkulationstest zwischen GPK-2, 3 und 4 im Jahr 2005 Keine Produktionspumpe benutzt, sondern Nutzung des natürlichen Auftriebs: GPK-2: 160 C, 12 l/s, prod. 0.8 l/s/bar GPK-4: 120 C, 3 l/s, prod. 0.4 l/s/bar GPK-3: 60 C, 15 l/s, inj. 0.3 l/s/bar 205,000 m³ Fluid sind zirkuliert, davon % natürliche geothermale Sole. Thermische Leistung von 6 MW th wurden erreicht. Quelle: Geothermie Soultz 145

146 Soultz sous Forets (Frankreich) Entwicklung der Injektivität durch verschiedene Stimulationen GPK-2: Hohe Produktivität während der Zirlulation 2005 GPK-3: Nur geringfügige Verbesserung nach chemischen Behandlungen (Salzsäure) (Flussmittel) (Nitrilotriessigsäure) (organic clay acid) GPK-4: Kontinuierliche Verbesserung der Produktivität Quelle: Nami,

147 Soultz sous Forets (Frankreich) Stimulation von GPK-2 (2000) Quelle: Geothermie Soultz 147

148 Soultz sous Forets (Frankreich) Stimulation von GPK-3 (2004) Quelle: Geothermie Soultz 148

149 Soultz sous Forets (Frankreich) Tracer Wiedergewinnung in GPK-3 während Zirkulation im Jahr 2005 Quelle: Geothermie Soultz Gute Verbindung zwischen GPK-2 und GPK-3, aber nicht so gut entwickelt wie zwischen GPK-3 und GPK-4 Wiedergewinnung des Tracers in 5 Monaten: ca. 24% 149

150 Soultz sous Forets (Frankreich) Stimulation von GPK-4 (2004/05) Quelle: Geothermie Soultz 150

151 Soultz sous Forets (Frankreich) Stimulation zur Steigerung der Produktivität hydraulische Stimulation Massive Injektion von Wasser mit hoher Flussrate und Druck oberhalb des Rissöffnungsdrucks Rissöffnungen durch Scherung natürlicher Risse Selbst erhaltender Effekt an Scherrissen Erzeugung von induzierten Rissen chemische Stimulation Injektion von Säure mit Druck unterhalb des Rissöffnungsdrucks Lösung von zurückgebliebenen Feststoffen im Bohrloch nach Fertigstellung (Bohrfluide, etc ) Lösung von Mineralien in Rissen (weiter entfernt vom Bohrloch) Injektion in Bohrloch Quelle: Nami, 2007 Duale Injektion klassische Ansäuerung HCl HCl-HF Komplexbildner NTA Ansäuerung mit späterer Wirkung C 6 H 8 O 7 -HF- HBF 4 -NH 4 Cl 151

152 Soultz sous Forets (Frankreich) hydraulische Stimulation chemische Stimulation GPK-2 (production) Injektion in einem Bohrloch V = m³ Q = l/s Ereignisse GPK-3 (injection) duale injektion V = m³ Q = l/s Ereignisse Klassische Säure Salzsäure(HCl) V = m³ Q = l/s % HCl Komplexbildner Organische Säure Salzsäure-Flusssäure (12% HCl 3% HF) Nitrilotriessigsäure (NTA) (19% Na3NTA NaOH) Organic Clay Acid (5-10% C6H8O7, 0.1-1% HF, % HBF4, 1-5% NH4Cl) V = 865 m³ Q = 20 l/s 0.45% HCl V = 250 m³ Q ~ 55 l/s GPK-4 (production) V= 9300/12300 m³ Q = 30/50 l/s 5700/3000 Ereignisse V = 4500 m³ Q ~ 27 l/s 0.2% HCl V = 225 m³ Q ~ 22 l/s V = 220 m³ Q ~ 35 l/s V = 200 m³ Q ~ 55 l/s Quelle: Geothermie Soultz 152

153 Soultz sous Forets (Frankreich) Anlagenschema Quelle: Geothermie Soultz 153

154 Soultz sous Forets (Frankreich) Vorwärmer/ Verdampfer Luftgekühlte Kondensatoren Separator Generator / Turbine Produktions- / Injektionsbrunnen Wärmetauscher Quelle: Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (2014) 154

155 Soultz sous Forets (Frankreich) Quelle: Geothermie Soultz 155

156 Soultz sous Forets (Frankreich) Bohrlochkopf Luftgekühlte Kondensatoren Quellen: Geothermie Soultz Vorwärmer/Verdampfer Generator 156

157 Soultz sous Forets (Frankreich) Zukünftige Aufgaben: Langzeit Zirkulation Kraftwerksausbau und grundlegendes Design für die Installation von 6 MW el Separator Quelle: Weiss Ademe 157