2023 ist ein entscheidendes Jahr für die Wärmewende: Nach den Notfall- und Preisbremsengesetzen rüttelte die Novelle des Gebäudeenergiegesetzes die breite Öffentlichkeit wach. Sie wird flankiert durch den Entwurf des Wärmeplanungsgesetzes, mit dem die Kommunen in die Pflicht genommen werden sollen. Beide Gesetze werden wichtige Rahmenbedingungen für die Geothermie in allen Varianten setzen.

Zugleich hat sich die Regierungskoalition als Projekt für die Legislaturperiode eine Bergrechtsnovelle vorgenommen. Dieses Vorhaben steckt noch in den Anfängen. Es könnte überholt werden von einer älteren Verbändeforderung: Einem speziellen Geothermiegesetz - in der Tradition der wiederholten Gesetzesnovellen und Gipfel zur Wind- und Solarenergie.

Im Vortrag soll der aktuelle Stand der Gesetzgebungsverfahren und deren Bedeutung für die Geothermie dargestellt werden.

Die Tiefengeothermie ist eine zentrale Säule bei der Transformation der deutschen Wärmeversorgung auf dem Weg zur Klimaneutralität. Worin sich Expert*innen schon lange einig sind, wird nun auch von der deutschen Bundesregierung erkannt und verfolgt – die Förderung des Ausbaus der Wärmeversorgung aus Tiefengeothermie. Hierfür hat die aktuelle Bundesregierung bereits im Koalitionsvertrag den Ausbau der Tiefengeothermie thematisiert. Nicht zuletzt das vom BMWK veröffentlichte Papier „Eckpunkte für eine Erdwärmekampagne – Geothermie für die Wärmewende“ unterstreicht die Wichtigkeit der Geothermie im Rahmen einer klimaneutralen Wärmewende in Deutschland.

Um das in dem Eckpunktepapier genannte Ziel einer geothermischen Wärmeversorgung von 10 TWh p. a. ab dem Jahr 2030 erreichen zu können, werden acht Maßnahmen genannt, die verfolgt und umgesetzt werden müssen. Eine Maßnahme zur Marktanreizung bzw. zum Marktausbau, die maßgeblich durch den Staat beeinflusst werden kann, ist hierbei die Schaffung eines geeigneten Förderrahmens. Kommunen, Stadtwerke und Energieversorger sowie privatwirtschaftliche Projektentwickler könnten somit als Nutznießer öffentlicher Mittel die Realisierung von Tiefengeothermieprojekten vorantreiben.

In dem Vortrag wird zunächst ein Überblick über den Status Quo der Fördermittellandschaft in Deutschland in Bezug auf die Tiefengeothermie (BEW, etc.) dargelegt. Welche alternativen oder ergänzenden Finanzierungs- bzw. Fördermittelinstrumente können durch den Staat realisiert werden? Worin bestehen die Herausforderungen bei der Implementierung eines Förderinstruments (Stichwort: EU-Beihilferecht)? Wie ist die Lage der deutschen Fördermittellandschaft im internationalen Vergleich einzuschätzen und welche Lessons Learned können aus anderen Ländern auf den deutschen Markt übertragen werden?

Viele Auftraggeber von Geothermieprojekten sind im Bereich der Wärmeversorgung und mithin als Sektorenauftraggeber gemäß §§ 100 Abs. 1, 102 Abs. 3 Nr. 2 GWB tätig. Derartige Energieversorger unterliegen dementsprechend den Vorgaben des Vergaberechts – namentlich denen des GWB und der SektVO. Darüber hinaus können auch sonstige (private) Auftraggeber dem Vergaberecht unterfallen, soweit diese im Zusammenhang mit dem Bau einer Geothermieanlage Fördermittel erhalten. Unterfällt ein Geothermieprojekt dem Vergaberecht, muss die Beschaffung grds. (europaweit) ausgeschrieben werden. Welche Besonderheiten gelten für die Beschaffung von Geothermieanlagen durch Auftraggeber, die dem Vergaberecht unterfallen? Und welche Maßnahmen kommen in Betracht, um das Vergabeverfahren „schneller, besser oder einfacher“ zu machen? Diese und weitere Themen möchte ich im Rahmen eines Vortrags auf dem Geothermiekongress gern näher beleuchten.

Die Erde schickt uns keine Rechnung, ließe sich ein bekanntes Zitat des Journalisten Franz Alt zur Nutzung von Solarenergie abwandeln. In der Tat ist die dauerhafte Verfügbarkeit von „kostenloser“ Erdwärme eine gute Grundlage für die planbare und sichere Erzeugung von Strom und Wärme.

Gleichwohl ist der wirtschaftliche Betrieb einer (Tiefen-) Geothermieanlage eine Herausforderung. Der Wirkungsgrad wird häufig in einer Bandbreite von 5-15% angegeben und ist damit niedrig. Er hängt vom Verhältnis der Strom- und Wärmeerzeugung zueinander ab, die häufig jahreszeitlich schwankt. Aufgrund der Umwandlungsverluste ist der Wirkungsgrad in der Stromerzeugung niedriger als bei der rein thermischen Nutzung.

Die Kostenkontrolle ist daher wichtig. Geothermieanlagen benötigen zwar keine klassischen Einsatzbrennstoffe wie Gas oder Heizöl. Jedoch sind die Stromkosten für den Betrieb der Pumpen, insbesondere der Förderpumpe im Solekreislauf, erheblich. Dasselbe gilt, wenn die Temperatur des Thermalwassers durch Wärmepumpen für die Wärmeversorgung angehoben werden muss. Die Vortragenden untersuchen daher alle Einzelelemente beim Strombezug auf Einsparpotenziale.

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) fördert die Stromerzeugung der Geothermieanlage. Daneben stellen die Vortragenden alle sonstigen energierechtlichen Aspekte im Zusammenhang mit der Stromerzeugung und der Einspeisung und Vermarktung der erzeugten elektrischen Energie in das Elektrizitätsversorgungsnetz dar. Schließlich gehen die Vortragenden auf die Förderung der Anlage bzw. des (Nah-) Wärmenetzes nach dem Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz (KWKG) ein und geben einen Ausblick auf die mögliche Entwicklung im Zuge der Wärmewende.

Die Vortragenden verfügen über Know-how und Branchenwissen aus der langjährigen Erfahrung aus zahlreichen komplexen Energieprojekten in der Rechtsberatung.

Kommt noch

HT-ATES (high-temperature aquifer thermal energy storage) systems target seasonal storage of large amounts of thermal energy enabling to meet the demand of e.g. industrial processes or district heating systems. The high injection temperatures or pressures of HT-ATES systems, however, cause thermo- and poroelastic stress changes close to the injection well, which may induce fault reactivation and seismicity. In this contribution, we focus on assessing the risk of fault reactivation and induced seismicity of the planned HT-ATES demonstrator DeepStor in the Upper Rhine Graben close to Karlsruhe, Germany, which aims at utilizing a former oil reservoir for HT-ATES. The risk assessment starts with a geological model of the planned storage site as input for thermo-hydraulic numerical modeling. The resulting changes in reservoir pressure and temperature are entered in a semi-analytical calculation of stress changes on a fault next to the HT-ATES system. A parameter sensitivity and subsequent Monte Carlo analysis with 1000 realizations show that the strongest influence is related to uncertainties in the stress state, especially the horizontal–vertical stress ratio and the orientation of the maximum horizontal stress. The calculated slip tendency on the fault next to the injection well, however, exceeds the friction coefficient only for c. 1 % of all parameter combinations of the Monte Carlo analysis, i.e. only for a very unfavorable combination of reservoir and operational parameters. Thus, the risk of fault reactivation and subsequent induced seismicity for HT-ATES at the DeepStor demonstrator can be expected to be relatively low.

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

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

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

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

The City of Vienna is committed to become climate-neutral by the 2040. Its vast district heating grid, with a pipe length of over 1,300 Km connects more than 400,000 households and prevails in the heating sector by using 50% of the energy demand. Amongst other technologies, ATES is deemed one important building block in decarbonising the energy sector.

Evaluation of Neogene strata for ATES usage in the Vienna Basin involved interpretation of a modern 3D seismic survey and a large pre-existing dataset from oil & gas wells. Although the hydrocarbon prospective areas are generally situated in more proximal parts of the depositional systems, sedimentological interpretations can be extrapolated into the ATES study area with limited well control when applying sequence stratigraphic principles.

A geological concept is proposed for three sequences, each representing one specific depositional system. Each system contains a defined number of architectural elements such as slope, channel, fan, prodelta and delta plain. The geometry of the potential reservoirs is then assessed, whilst depositional environments have been calibrated with sedimentological data available from cores. Additionally, wireline log data from key wells have been used to calculate reservoir properties. Modelling of subsurface temperature data from offset wells resulted in a temperature model in 3D, which allows for accurate predictions of the reservoir temperatures.

By integrating data from all the disciplines, several GDE maps (Gross Depositional Environment) have been created. These maps highlight the high potential areas for ATES applications, in which leads and prospects will be explored in the near future.

Aquifer Thermal Energy Storage (ATES) systems are recognized for their substantial storage capacity at relatively low costs, making them an increasingly appealing technology. In densely populated urban areas like Berlin, where excess heat resources are abundant, geothermal district heat supply is of utmost importance. Therefore, ensuring the sustainable operation of ATES systems necessitates precise evaluation and prediction of hydraulic and heat transport processes.

Our research primarily focuses on the Adlershof ATES site located in the south-eastern region of Berlin. This ATES utilizes fine-grained Jurassic and Triassic sandstones to store and provide heat for the district heating network. To investigate the interaction between fluid and solid phases in porous media and their influence on storage behavior, we adopt an integrative approach that combines multiscale field measurements, laboratory experiments, core analysis, and numerical modeling.

Field measurements and laboratory experiments contribute to establishing the parameter ranges and identifying critical values for a medium-scale model. This model is employed for stochastic simulations to study the relevant system parameters, providing insights into sensitive parameters and their potential values. We confirm the hypothesis that the influence of dispersivity and porosity is dominating over the heat capacity. The model calibration can be improved by high-resolution measurements. Subsequently, a 3D large-scale model incorporates this information to facilitate the optimal design of the ATES system and ensure accurate long-term forecasting of its performance. Simulations account for varying injection temperatures and distances between wells to show the shared effect of these parameters and facilitate technical solutions.

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

Für die systematische stratigraphische Interpretation von Tiefbohrungen im Bayerischen Molassebecken nutzt das Bayerische Landesamt für Umwelt (BayLfU) verstärkt vorhandene bohrlochgeophysikalische Messdaten. Wir stellen Ergebnisse repräsentativer Tiefbohrungen im Molassebeckens vor, mit denen eine Grundlagen für eine beckenweite Dateninterpretation geschaffen wurde.

Bei der Bearbeitung wurde auf einen umfangreichen bohrlochgeophysikalischen Messdatensatz zurückgegriffen, welcher für ca. 600 Bohrungen vorlag. Das Projekt war in mehrere Teilaufgaben untergliedert.Die Daten wurden zuerst harmonisiert, GIS-basiert priorisiert und 65 Bohrungen für die weitere Bearbeitung ausgewählt. Diese Bohrungen wurden anhand der Logs lithostratigraphisch rekonstruiert und über petrographische Informationen referenziert.

Im nächsten Schritt wurden diese Bohrungen zu Korrelationsplots zusammengestellt und ein Gitter von 11 Profilen über das Bayerische Molassebecken gelegt. Im Zuge der Bohrungskorrelation wurden die stratigraphischen Nomenklaturen der West- und Ostmolasse miteinander verknüpft und ein System von Leithorizonten erarbeitet, welches markante petrophysikalische Sequenzen miteinander verbindet, bzw. voneinander trennt. Dies wurde vor dem Hintergrund durchgeführt eine verbesserte Verknüpfung zu seismischen Profilen zu ermöglichen und so statistisch gesicherte Eingangsparameter (z.B. seismische Geschwindigkeiten) für 3D Modelle zu generieren.

Im letzten Schritt wurden 10 Bohrungen für eine detaillierte petropysikalische Analyse ausgewählt. Es wurden Eigenschaften wie Porosität und Wärmeleitfähigkeit über die gesamte Bohrstrecke berechnet und mit Labordaten verglichen. Anhand der aus den Logs ermittelten Parametern wurden Temperatur-Tiefenprofile für die Bohrungen berechnet und mit BHT-Daten abgeglichen. Die Ergebnisse liefern Hinweise darauf, dass die im Molassebecken beobachteten Temperaturanomalien über Unterschiede im Gesteinsbestandes des tertiären Oberbaus erklärt werden könnten. Das kann zur Verbesserung geothermischer Modelle genutzt werden und somit zur Absicherung der Temperaturprognosen für zukünftige Projektstandorte.

Die Verteilung der Untergrundtemperatur in Deutschland ist nach wie vor ein spannendes Thema der Geothermie. In Gebieten aktiver Tektonik, wie z. B. dem Oberrheingraben oder den Alpen, finden sich häufiger Temperaturanomalien als in anderen Regionen. Der Grund liegt in der Regel darin, dass rezente Zerrüttungszonen entlang von Störungen Wegsamkeiten für Grundwasser darstellen, wo, je nach hydraulischem Potenzial, Wasser aufsteigen oder absinken kann. Aufsteigende Tiefenwässer bewirken aufgrund des geothermischen Gradienten eine positive Temperaturanomalie. Damit Tiefenwässer aufsteigen können, muss an anderer Stelle Wasser absinken, wodurch negative Temperaturanomalien im Untergrund hervorgerufen werden.

Viele Studien haben sich mit dem Temperaturfeld im Bereich des Wasserburger Trogs östlich von München eingehend befasst. Es gilt als wahrscheinlich, dass tiefe Grundwasserbewegung die Ursache für die negative Temperaturanomalie ist. Allerdings ist die Herkunft des relativ kalten Wassers noch nicht befriedigend geklärt. Mit einem neuen, ganzheitlichen Ansatz wird dieser Frage auf den Grund gegangen. Dabei werden Hydrochemie, Thermalwasseralter, hydraulisches Potenzial, Tektonik und Temperaturfeld zusammen betrachtet. Zudem werden auch die geothermischen Gradienten in angrenzenden Gebieten betrachtet. Es zeichnet sich dabei ein neues Szenario ab, bei dem meteorisches Wasser südlich des Molassebeckens absinkt und sich anschließend als niedrig mineralisiertes Thermalwasser im Malm-Aquifer unterhalb des Wasserburger Trogs verteilt. Die These wird dabei vor allem durch sehr niedrige geothermische Gradienten in einigen alpinen Tiefbohrungen sowie der Alters- und Salinitätsverteilung des Grundwassers im Malm-Aquifer gestützt.

Bisher werden für die geothermisch betriebene kommunale Wärmeversorgung im Süddeutschen Raum die Oberjurassischen Karbonate des Malms genutzt. Sowohl die günstigen Temperaturen und Schüttungen, die aus den gut durchlässigen Karbonaten erzielt werden, als auch das hohe Investitionsvolumen, das eine entsprechende Abnahme zur Amortisation bedarf, haben die Tiefe Geothermie überwiegend in urbanen, dichter besiedelten Gebieten entstehen lassen. Für ländlich geprägte Kommunen mit einem geringen und mittleren Wärmebedarf ist die tiefe „Malm-Geothermie“ daher oft keine Option.

Aus der Erdölexploration sind in der Molasse neben dem Oberjura aber auch weitere klastisch dominierte poröse Einheiten im Untergrund bekannt, die je nach Verbreitung, Tiefe und Schüttungsprognosen eine geothermische Alternative im ländlichen Raum darstellen können. Die Studie fasst Untertagedaten und -erkenntnisse aus der Erdölexploration zusammen und zielt darauf das Potential flacherer, geothermisch relevanter Horizonte in Bayern aufzuzeigen. Dazu wird zunächst die Verbreitung der potentiell nutzbaren Reservoire im Untergrund mit den obertägigen Wärmebedarfsdaten räumlich verschnitten und einzelne Kommunen ausgewählt, die beispielhaft für ländliche Kommunen stehen. Für diese werden dann geothermische Reservoirparameter aus umliegenden geophysikalischen Daten interpretiert und im Labor an Kernmaterial bestimmt. Anschließend werden Standortkriterien nach einer statistischen Verteilung angenommen, um die thermische Leistung und den Strombedarf einer geothermischen Dublette zu bestimmen. Unter Einbeziehung der Bohrkosten nach marktüblichen Kriterien und, wenn nötig, einer Temperaturanhebung durch eine Wärmepumpe können so die Wärmegestehungskosten ermittelt und die Konkurrenzfähigkeit gegenüber Alternativen wie einer Hackschnitzelheizung oder Solarthermie dargestellt werden.

Das Multibohrungssystem Schäftlarnstrasse hat insgesamt 6 Bohrungen in den Malm-Aquifer des bayerischen Molassebeckens abgeteuft und wird seit 2021 mit 3 Dubletten betrieben. Für jede dieser Bohrungen wurden während der Inproduktionssetzung (nach den Pumpversuchen) die Gasgehalte mit Hilfe von Wireline-Probennehmern untersucht. Dieses Verfahren ermöglicht eine experimentelle Bestimmung der Bubble Points im Labor, die mit den simulierten Bubble Points verglichen wurden. Die Gasanalyse zeigt generell erhöhte Gasgehalte sowie starke lokale Schwankungen auf einer Skala von wenigen Kilometern. Die Bubble Points des Fluids sind teilweise größer als der Anlagendruck, so dass eine der drei geothermischen Dubletten im Zweiphasenstrom betrieben wird. Das hohe Gasaufkommen führte zu einem regelmäßigen Druckaufbau im Ringraum der Förderbohrung, was ein Absinken des Betriebswasserspiegels zur Folge hatte. Um dieses Problem zu lösen, wurde eine Ringraumgasüberleitung installiert, die eine leichte Entgasung auf der Förderseite erlaubt. Durch die genaue Charakterisierung der Gasphase konnte mittels einer Simulation des Entgasungsverhaltens nachgewiesen werden, dass trotz der Entgasung nur ein minimal erhöhtes Risiko für die Bildung von Karbonatscalings besteht.

Auf dem Gelände des Heizkraftwerks (HKW) Süd der SWM in München ist eine der europaweit ambitioniertesten geothermischen Wärmeanlagen in Betrieb gegangen. Erstmals in Deutschland wurde eine Geothermieanlage mit sechs Bohrungen und einer Multilateralbohrung von einem Sammelbohrplatz in einer Millionenmetropole mit 25.000 m Gesamtbohrstrecke abgeteuft. Die Anlage hat eine thermische Leistung von 50 MW. Mit der Anlage kann die SWM mindestens 80.000 Münchner Bürger und Bürgerinnen mit Wärme versorgen.

Die einmalige Konstellation von sechs Bohrungen im Projekt, einem besonderen tektonischen Setting und einer hervorragenden Datenlage ermöglicht eine deutliche Weiterentwicklung im Reservoirverständnis des Malm.

Bohrungen in unterschiedlichen tektonischen Einheiten des Reservoirs beeinflussen sich hydraulisch weitaus weniger als Bohrungen, die innerhalb einer tektonischen Einheit liegen. Ein Blick auf die Ablagerungsgeschichte des Malm Reservoirs und das Timing von Verkarstungsprozessen und Tektonik liefert eine Erklärung für dieses hydraulische Verhalten.

Die HAMBURG ENERGIE Geothermie GmbH (HEGeo), eine Tochter der Hamburger Energiewerke, hat eine Bohrungsdublette zur Gewinnung von Erdwärme aus tertiären Sandsteinen des Eozäns errichtet und erfolgreich getestet. Ursprünglich war das Projekt als tiefe Geothermie geplant. Eine zu geringe Mächtigkeit des ursprünglichen Reservoirs erforderte im laufenden Projekt eine Umplanung. Sukzessiv wurde ein Ausweichhorizont getestet, über zwei abgelenkte Bohrungen erschlossen, geowissenschaftlich untersucht und mittlerweile erfolgreich getestet. Der Projektablauf und der erreichte Stand werden vorgestellt. Das Projekt wird als Bestandteil der Gesamtprojekts IW³ „Integrierte Wärmewende Wilhelmsburg“ als eines der Reallabore der Energiewende vom BMWi (Projektträger Jülich) gefördert.

Möglichkeiten zur saisonalen Energiespeicherung sind ein wesentlicher Bestandteil für die zuverlässige Nutzung fluktuierender, regenerativer Wärmequellen wie Solarthermie. Kristalline Gesteine weisen aufgrund ihrer hohen Wärmeleitfähigkeit und geringer Permeabilitäten ein großes Potenzial für solche Wärmespeicher auf. Im Rahmen des Forschungsprojekts SKEWS (Saisonaler Kristalliner ErdWärmeSondenspeicher, BMWK Förderkennzeichen 03EE4030A) wurde am Campus Lichtwiese in Darmstadt ein mitteltiefer Demonstrations-Erdwärmesondenspeicher mit einer Tiefe von 750 m errichtet. Der Speicher besteht aus drei 750 m tiefen koaxialen Erdwärmesonden mit einem Abstand von jeweils 8.6 m in einer dreieckigen Anordnung.

Zur Charakterisierung des Speichers wird beginnend im Juli 2023 zunächst ein mit optischer Fasermesstechnik tiefenaufgelöster Geothermal-Response-Test (GRT) zur Charakterisierung der thermischen Gebirgs- und Bohrlocheigenschaften durchgeführt. Anschließend folgt ein einjähriger Testbetrieb in dem eine zyklische Be- und Entladung des Speichersystems mit einer externen Wärme und Kältequelle simuliert wird.

Dieser Beitrag gibt einen Überblick über das Messprogramm am SKEWS Erdwärmesondenspeicher und stellt erste Ergebnisse des GRT und darauf basierender numerischer Modellierungen vor.

München besitzt, wie andere Städte auch, ein hohes, beständiges Grundwasserdargebot und ein großes Potenzial zur Wärmeabdeckung durch Grundwasserwärmepumpen (GWPs). Ihre Nutzung ist fester Bestandteil der kommunalen Wärmeplanung. Jedoch zeigt sich, dass trotz hohen Potenzials und Gebäudeeignung oft nicht ausreichend Platz zur Verfügung steht, um den Mindestabstand zwischen Produktions- und Schluckbrunnen einzuhalten (mind. 10m). Daher wurde untersucht, ob eine effiziente Nutzung über Ein-Brunnen-Systeme (Standing-Column-Well - SCW) möglich ist, bei denen das Grundwasser in denselben Brunnen eingeleitet wird, aus dem es zuvor gefördert wurde. Damit wäre eine GWP-Umsetzung auch bei Grundstücken mit wenig Platz realisierbar. Jedoch muss die Effizienz des Systems trotzdem gegeben, und die Produktionstemperatur nicht von der Wiedereinleitung beeinflusst sein. Bei Standard-SCW-Systemen soll daher möglichst eine geringleitende Schicht zwischen Produktions- und Injektionshorizont vorhanden sein. Dies wäre aber in München wasserwirtschaftlich nicht genehmigungsfähig. In München treten jedoch teilweise sehr hohe Grundwasser-Fließgeschwindigkeiten auf (5-20 m/d), so dass die injizierte Kälteanomalie in Brunnennähe ohne große vertikale Vermischung abließt. Um den Einsatz von Ein-Brunnen-Systemen bei diesen Verhältnissen zu untersuchen, wurden numerische Parameterstudien durchgeführt, wobei maximal mögliche Entnahmeraten ohne negative Beeinflussung der Effizienz für alle Kombinationen der brunnentechnischen und hydrogeologischen Parameter bestimmt, eine Regressionsgleichung abgeleitet und eine Potentialkarte für das Ein-Brunnensystem erstellt wurde. Die Ergebnisse zeigen, dass in weiten Bereichen der Stadt Ein-Brunnen-Systemen für Kleinanlagen möglich sind. In besonders geeigneten Gebieten sind Entnahmeraten > 10 l/s möglich. Als nächster Schritt wird zur Verifizierung eine Pilotanlage in München geplant. Beim Erfolg könnte damit das Potenzial zur Nutzung von Grundwasserwärmepumpen in der kommunalen Wärmewende deutlich erhöht werden.

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

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

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

Freiflächenheizungen zur Eisfreihaltung werden bei kritischer Infrastruktur eingesetzt, um Störungen im Betrieb aber insbesondere um Unfälle zu vermeiden. Nach Zahlen von Zion-Market-Research [1] betrug das weltweite Marktvolumen für derartige Systeme im Jahr 2020 5.7 Mrd. US $, in Deutschland betrug das Marktvolumen im gleichen Jahr 427 Millionen €.

Gegenwärtig werden diese Systeme vorwiegend konventionell beheizt. Nach einer Studie des Ministeriums für Verkehr, Energie und Landesplanung des Landes Nordrhein-Westfalen [2] ist in Deutschland Strom in Kombination mit elektrischen Widerstandsheizungen die am weitesten verbreitete Energieform. Die restlichen Anlagen werden über einen hydraulischen Kreislauf betrieben, die in der Regel mit Gas, Öl oder Fernwärme beheizt werden.

Ansätze Freiflächen mit Geothermie zu beheizen gab es schon mehrere [2], bisher hat sich diese Technik aber nicht etablieren können, da konventionelle Systeme aufgrund niedrigerer Investitionskosten und niedriger Energiepreise wirtschaftlich attraktiver waren.

Im Verbundvorhaben GERDI wurde eine Freiflächenheizung auf Basis von Fertigbetonelementen entwickelt, die ausschließlich mit Wärme aus dem Untergrund beheizt werden kann. Dafür wird das Prinzip eines Zweiphasen-Thermosiphons verwendet, der rein thermisch angetrieben ist und dafür die Temperaturdifferenz zwischen Untergrund und Oberfläche ausnutzt.

In diesem Beitrag wird auf neueste Marktzahlen für diese Anwendungen eingegangen, es wird eine Übersicht über das Projekt gegeben und der im Rahmen des Projektes gebaute Demonstrator vorgestellt.

Das Projekt wird gefördert durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz aufgrund eines Beschlusses des Deutschen Bundestages.

[1] https://www.zionmarketresearch.com/news/snow-melting-system-market

[2] M. Würtele, P. Sprinke, W. Eugster, Geothermie sorgt für Verkehrssicherheit, Studie im Auftrag des Ministeriums für Verkehr Energie und Landesplanung des Landes Nordrhein-westfalen, Düsseldorf 2005

A new closed loop solution for extracting geothermal energy provides stable, reliable and clean energy for district heating. The solution differs from the conventional open geothermal solutions by being more environment friendly, can be implemented almost anywhere, and has low operational risk and maintenance cost.

The solution is based on an arrangement where one or several horizontal wells are drilled to a suitable depth, normally up to 4 km vertical depth and a similar length horizontal section. The wells are completed with a new patented production string solution, DualVac, which supplies the geothermal energy to the district heating network.

The solution is based on heat exchange between the rock and the circulating water in the well. The water is heated from the rock as it is pumped down the well. The heated water returns to the surface through the inner DualVac pipe with minimal heat loss as the pipe works as a thermoflask.

The closed loop solution avoids requirements for the permeability and porosity of the rock formation. The solution avoids that fluid enter into the formation, i.e. avoid risk of subsurface water pollution, induced seismicity and no need for fracking the formation.

The energy output per well can typically be up to 4 MW. The flow rate can be adjusted to control the temperature and thermal power output. The power output capacity per well depends on various factors, such as the temperature and thermal conductivity of the formation, the temperature of the circulating water and the horizontal well section depth.

Perf, Wash and Cement is an annulus remediation technique implemented when the annulus bond outside a casing string is below an acceptable limit. This technique is about perforating a casing section using a Gun/TCP system, washing the annular space behind casing, removing cement, mud, barite, etc, then placing a new sheath of cement in the annular space and inside the casing. The effect is a rock to rock, cross sectional well barrier across the perforated section.

In Germany, Deutche Erdwarme/Neowells, a Geothermal well operator, needed to do a section well abandonment in the field Graben Neudorf TH1, to establish the well integrity cross barrier, across the 9⅝" liners shoe and provide a base for a subsequent 8 ½" sidetrack window to run a new 7" liner section.

Neither the current 9 ⅝" nor 7" liners on the well were adequately cemented, and both lack any primary annular integrity. Section milling of the 9⅝" casing would have been a high-risk operation, given no annular cement. This operation’s most likely outcome would likely result in the detachment of multiple joints by applying counterclockwise torque at the connections.

Given the low probability of success associated with cement squeezes and section milling, the solution to implement a Perf, Wash & Cement operation was taken. The objective of this lecture will be to share the learnings on how the well integrity was achieved to successfully sidetrack the well.

Fishbones is a patented stimulation technology that enables deep geothermal connectivity across a wide range of rock types without the drawbacks of hydraulic fracturing. With a unique acid and fracking-free approach, we give operators the confidence to access complex reservoirs i.e., delivering increased productivity, even in very deep and tight wells.

Fishbones stimulation systems are open hole liner completions, which are run on a normal reservoir liner string, to connect the well and the reservoir in a single, simple, and efficient operation. Our unique small diameter laterals jet or drill out from the wellbore, penetrating the reservoir exactly where needed. Fishbones has a proven track in increasing productivity in oil and gas wells and injectivity in water injection wells resulting in improved field economics.

As our approach is always tailored and focused on finding solutions to our customer’s challenges by research, development, and innovation, this means our technology can also be applied to any geothermal well. However, wells are drilled in a variety of geological settings, so Fishbones approach is adapted to suit the specific needs of our customer’s well location and reservoir type.

The Iceland Deep Drilling Project (IDDP) is an innovative attempt to unlock the immense energy potential hidden within superhot geothermal resources. Despite the challenges encountered during the drilling of IDDP-1 and IDDP-2, such as extreme heat and corrosiveness, these explorations have provided a platform of learning that is instrumental in the planning and execution of the upcoming IDDP-3 project. The lessons learned through successes and failures, coupled with potential solutions, will help navigate the path ahead. This presentation discusses these critical lessons and their implications, and how they will shape the success and trajectory of the upcoming IDDP-3 project.

High lithium concentrations of up to 162 mg kg^-1 in highly saline hydrothermal fluids occur in the calcareous Muschelkalk aquifer. We have combined and with modern investigation methods newly interpreted geological, hydraulic, hydrochemical, isotopic, thermal, and stress field data of the Muschelkalk aquifer beneath the Cenozoic and Jurassic sediments, i.e. the Molasse basin, for a spatial synopsis to constrain the origin of these brines. Low gradient groundwater flow in the Upper Muschelkalk aquifer is to the north, enabled by the regional recharge from west, southwest, south, and southeast, leading to a conspicuous flow field pattern. However, the north-south-trending maximum horizontal stress orientation might provide fracture permeability in the competent carbonates of the Upper Muschelkalk aquifer. Surprisingly, high lithium concentrations of up to 162 mg kg^-1 in highly saline hydrothermal fluids occur in the Muschelkalk, i.e. in a carbonate-rich aquifer. The highest lithium concentrations and total dissolved solids (TDS) can be found in the southern part of the Muschelkalk aquifer, close to the Vindelician High, a former crystalline basement land surface. Both trace elements and isotope data were used to get information on the origin and development of the highly saline, lithium-rich fluids in the Muschelkalk aquifer. In order to identify possible lithium sources within the aquifer, high temperature alteration experiments with rock material from a quarry in the Muschelkalk Group were carried out. Our investigations do support an extra-reservoir origin of the lithium-rich fluids from crystalline basement rocks. The marginal sand-rich facies of the Muschelkalk Group enables inflow of brines.

With the continuing search for clean energy resources, geothermal energy can play a pivotal role in providing a resource with continuous baseload energy. However, for geothermal projects to be successful, both geologically and economically, a proper investigation must be performed on potential locations for exploitation. Here, we present the results of an assessment of the geothermal resources of the northern Upper Rhine Graben.

Starting with initial geological studies of the lithological formations, an analysis is performed to assess their thermal energy-bearing potential. Using a heat-in-place calculation approach, a new model is presented, using the latest available data. But while the energy is present, it is not always retrievable. Therefore this presentation will not only look at the heat-in-place analysis but also at how much of the energy can technically be recovered for consumption.

However, subsurface modeling is a venture with uncertainty. And while the best efforts give a good indication of geothermal potential, uncertainty remains. Thus this presentation will also dive deeper into the uncertainties that remain in the study. The results presented here are publicly available and provide a starting point for stakeholders to accelerate initial geothermal investigations.

TRANSLATE with x English ArabicHebrewPolish BulgarianHindiPortuguese CatalanHmong DawRomanian Chinese SimplifiedHungarianRussian Chinese TraditionalIndonesianSlovak CzechItalianSlovenian DanishJapaneseSpanish DutchKlingonSwedish EnglishKoreanThai EstonianLatvianTurkish FinnishLithuanianUkrainian FrenchMalayUrdu GermanMalteseVietnamese GreekNorwegianWelsh Haitian CreolePersian TRANSLATE with COPY THE URL BELOW Back EMBED THE SNIPPET BELOW IN YOUR SITE Enable collaborative features and customize widget: Bing Webmaster Portal Back

The electrification in the mobility sector and plans for a large-scale domestic battery cell production makes lithium a highly critical raw material and highlight the strategic importance of its supply. However, Germany is projected to face a significant lithium deficit in the short term. One potential solution lies in the lithium dissolved in geothermal brines of the Upper Rhine Graben (URG) and the North German Basin (NGB). Extracting lithium from these fluids, known as direct lithium extraction (DLE), offers geostrategic advantages, is environmentally friendly and can potentially also help boosting the large geothermal technology roll-out. Currently, with an intermediate technology readiness level of 5-6, DLE has proven its applicability in small-scale demonstrators and is about to be scaled up. To assess the feasibility and implementation of geothermal lithium extraction, an evaluation of geothermal deposits and extraction processes has been done. Based on the current geothermal capacities in Germany the lithium quantities that could be extracted are quantified and compared to the forecasted German demand. Furthermore, the necessary expansion of geothermal in Germany to access the required reservoir volumes is extrapolated. To assess the long-term behavior of a reservoir under production, a generic model, based on the URG geothermal setting, was developed, and extraction over a 30-year operation time was simulated. Despite a significant depletion, a mean production of 231 t/a (1230 t/a LCE) is achieved, for a current state-of-the-art doublet type geothermal power plant. Implementing DLE has the potential to greatly enhance the economic viability of geothermal.

Geothermal energy utilization can be traced back to the Paleolithic era, an impressive 14,000 years ago. Although the majority of ancient societies predominantly relied on surface geothermal activities to extract heat and minerals, the remarkable Persian civilization ingeniously constructed a geothermal system that integrated wells, water channels, heat exchangers, and heat storage systems. The ancient Persian cooling methods were primarily centered around the Badgirs, which are windcatchers, and their amalgamation with Qanat, the underground water channels, and Ab-Anbar, the underground water storage cisterns. In a meticulously-designed integrated energy system comprising geothermal, wind, and hydrothermic thermal energy storage, the Qanat embodies the geothermal section, the Badgir represents the wind section, and the Ab-Anbar represents the hydrothermic thermal energy storage system.

This paper aims to examine the historical legacy of ancient Iran in the development of geothermal energy utilization for refrigeration. In addition, the paper seeks to verify whether Iran's cooling systems were the first geothermal cooling systems in history. By exploring the historical roots and unique features of this innovative energy system, the paper intends to shed light on how ancient civilizations utilized geothermal energy for cooling purposes and how this knowledge can be leveraged to develop sustainable and efficient cooling technologies in the modern world.

Mineral mapping from satellite images is crucial in assessing and exploring geothermal fields, providing valuable insights into mineral alteration and helping identify potential geothermal resources. Previous research has employed various methodologies for spectral identification, including ACE, CEM, MF, MTMF, OSP, SAM, TCIMF, and MTTCIMF. However, the quality of mapping results remained a major concern for application.

This study utilized ASTER satellite images of the Coso Geothermal Field in California, USA, with geological samples obtained from the field as the primary ground truth. Hyperspectral data were collected from these samples using the ASD FieldSpec 4 Hi-RES NG portable spectrometer. By analyzing samples from the Coso Geothermal Field, the research established a ground-truth dataset and a spectral library specific to the field. The spectral library was subsequently examined using the CSIRO TSG and ENVI THOR Material Identification, with supporting information from SEM, pXRF, and sample occurrence. The study acquired multiple high-purity spectra of alteration minerals such as alunite, chalcedony, hematite, kaolinite, and opal.

A limited number of studies have been dedicated to accurately assessing spectral mapping for geological materials, particularly in evaluating all eight algorithms mentioned above. The research used the abovementioned methods to leverage pre-processed satellite data and the spectral library to perform mineral spectral target detection. The accuracy of each method was calculated based on the ground-truth data, yielding the highest accuracies for ACE, CEM, MF, and MTMF methods. We performed a fusion of the four best methods to generate mineral alteration maps for the Coso Geothermal Field.

Für die Nutzung der Mitteltiefen Geothermie in der kommunalen Wärmeversorgung war zunächst die Minimierung des Fündigkeitsriskos bei der Erschließung hydrothermaler Reservoire von vorrangiger Bedeutung. In mehreren Verbundvorhaben wurden die mesozoischen Hauptreservoire des Norddeutschen Beckens schrittweise neu bearbeitet und das Kartenwerk geothermischer Reservoire Norddeutschlands geschaffen, das entscheidend zur Minimierung des Fündigkeitsriskos beiträgt. Das Verbundvorhaben mesoTherm schließt diese umfangreiche Neubearbeitung mit der Untersuchung von potenziellen Karbonatreservoiren des Muschelkalks und Oberjuras ab. Inhaltlich wird der interdisziplinäre Arbeitsansatz um Methoden der seismofaziellen Erkundung und Fündigkeitsbewertung (POS-Studie), die an die Gegebenheiten des Norddeutschen Beckens angepasst sind, ergänzt. Durch die Konzeption von Erschließungsbeispielen werden die Nutzungspotenziale der Mitteltiefen Geothermie an zukünftigen Standorten aufgezeigt, die nach dem Vorbild Schwerin-Lankow erschlossen werden können. Zudem wird für die Mitteltiefe Geothermie eine Definition unter Berücksichtigung der Fündigkeitstypen hydrothermaler Reservoire erarbeitet.

Die erfolgreiche Ersterschließung in Schwerin-Lankow hat gezeigt, dass nach der Minimierung des Fündigkeitsriskos nun der serielle Ausbau der Mitteltiefen Geothermie im Vordergrund stehen muss, um den Anteil der Geothermie in der Wärmeversorgung signifikant zu erhöhen. Dieser wesentlichen Voraussetzung der Wärmewende widmet sich das Verbundvorhaben DeCarbSN, das für den Geothermie-Modellstandort Schwerin die notwendigen wissenschaftlichen Grundlagen schaffen wird, um bis zum Jahr 2035 mindestens 65 % des Fernwärmebedarfs aus geothermisch erzeugter Wärme bereitzustellen. Um diese Ausbauziele zu erreichen, muss ein nachhaltiges Erschließungs- und Bewirtschaftungskonzept der hydrothermalen Lagerstätte auf Grundlage eines 3D-Reservoirmodells entwickelt und die Kosteneffizienz durch Maximierung der Dublettenleistung deutlich gesteigert werden. Die Übertragung der Ergebnisse auf weitere Standorte wird zum seriellen Ausbau der Geothermie in Norddeutschland beitragen.

Die Stadt Potsdam ist vor etwa 10 Jahren mit einem ambitionierten Programm gestartet, den CO2-Ausstoß signifikant zu reduzieren. Zu dem entwickelten Maßnahmenpaket gehört u.a. der Ersatz fossiler Energieträger durch regenerative Energie bei der Erzeugung von Fernwärme. Die Untersuchung und ggf. spätere Nutzung des lokal vorhandenen geothermischen Potenzials bildet einen wesentlichen Bestandteil dieser Strategie.

Im Untergrund von Potsdam weisen mehrere salinare Aquifere der mesozoischen Schichtenfolge Potenzial für eine geothermische Nutzung auf. Diese wurden und werden im Umland für unterschiedliche Zwecke genutzt, für die Untergrundspeicherung von Erdgas (Buntsandstein, Jura), die Wärmespeicherung (Jura), die Balneologie (Rhät) oder die Injektion von Formationswässern (Muschelkalk, Jura). Die Erkundungsmaßnahmen begannen mit 2D-seismischen Messungen, mit denen speziell die Tiefenlage und der strukturelle Bau der mesozoischen Formationen bis in eine Tiefe von ca. 2.500 m untersucht wurden. Entsprechend den Ergebnissen der seismischen Messungen erfolgte zunächst die Abteufung einer vertikalen Erkundungsbohrung mit dem Zielhorizont Mittlerer Buntsandstein (Detfurth-Unterbank), der in einer Tiefe von max. 2.000 m erwartet wurde. Überraschenderweise wurde hier der höherliegende Schaumkalk-Horizont (Unterer Muschelkalk) erbohrt, welcher jedoch für eine geothermische Nutzung nicht geeignet ist. Ein Aufschluss des deutlich tiefer liegenden Mittleren Buntsandsteins erfolgte nicht mehr, da mit dem ebenfalls erbohrten Oberaalen-Sandstein (Mitteljura) ein aussichtsreicher Nutzungshorizont angetroffen wurde. Dementsprechend wurde die zweite Bohrung mit entsprechender Ablenkung und dem Zielhorizont Oberaalen-Sandstein abgeteuft.

Aus den hydraulischen Tests lässt sich ableiten, dass der Aalen-Sandstein ausreichend geothermische Energie für eine wirtschaftliche Nutzung liefern kann. Die Ergebnisse der Erkundungsmaßnahmen werden auch für die Erschließung des geothermischen Potenzials an weiteren Standorten im Stadtgebiet von Potsdam genutzt.

Bisher liegen für den tiefen Untergrund von Berlin nur sehr wenige Daten vor, weshalb das Fündigkeitsrisiko sehr hoch ist. Mit dem Begriff Fündigkeitsrisiko wird bei geothermischen Bohrungen das Risiko bezeichnet, ein geothermisches Reservoir mit einer (oder mehreren) Bohrung(en) in nicht ausreichender Quantität (Fördermenge, Temperatur) oder Qualität (Wasserchemie) zu erschließen. Da die Investitionskosten für eine geothermische Bohrung je nach Tiefe bei mehreren Mio. Euro liegen, stellt das bestehende Fündigkeitsrisiko ein bedeutendes Investitionsrisiko dar, welches die kommerzielle Entwicklung dieser Technologien in Berlin bisher gehemmt hat.

Daher werden nun im Rahmen von drei Pilot-Projekten die Vorerkundung bis zur Realisierung der ersten Bohrung einer geothermischen Dublette wissenschaftlich und finanziell begleitet. Ziel ist, das geologische Fündigkeitsrisiko der notwendigen Bohrungen zu senken und Erkenntnisse zu sammeln, die auch weiteren Projekten zugutekommt.

Als weitere Explorationsmaßnahme sind 3D-seismische Messungen im Berliner Stadtgebiet geplant. Die 3D-Seismik soll die Erkenntnisse über den tiefen Untergrund in die Fläche übertragen, damit das Fündigkeitsrisiko weiter reduzieren, die Entwicklung neuer Projekte beschleunigen und Planungsgrundlagen für berlinweite Erschließungen liefern.

Im Vortrag werden die geplanten Maßnahmen vorgestellt, der vorgesehene Zeitplan diskutiert und die Motivation des Landes Berlin erläutert.

Um für die geplante Wärmewende die notwendige Datengrundlage für die Umsetzung tiefer Geothermieprojekte zu schaffen, plant das Land Berlin eine flächendeckende 3D Seismik im gesamten Stadtgebiet. Aufgrund eines nur geringen Potenzials an förderwürdigen fossilen Ressourcen, war Berlin bisher nie im Fokus großflächiger geologisch-geophysikalischer Untersuchungen. Daher liegen nur für wenige Stadtgebiete Daten über den tiefen Untergrund in Form von 2D-Linien und einer kleinflächigen 3D-Seismik sowie Daten aus wenigen Tiefbohrungen vor.

Parallel dazu werden während der Explorationskampagne Tiefenbohrungen abgeteuft. Zusammen mit der Seismik lassen sich die aus diesen Bohrungen gewonnenen Erkenntnisse über den tiefen Untergrund in die Fläche übertragen. So wird eine Datenbasis und eine einheitliche Genehmigungsgrundlage geschaffen, die es ermöglicht, alle nachfolgenden Bohrprojekte präzise und schnell zu planen.

Das Survey Design zu den Messungen, dessen aktueller Stand während der Tagung vorgestellt werden soll, ist durch die vielen großstädtischen Besonderheiten außerordentlich anspruchsvoll. Komplexe infrastrukturelle Bedingungen, ein sehr heterogener Oberbau und ein permanent hoher Rauschpegel erfordern eine geeignete Mess- und Filterstrategie die letztendlich eine hinreichende Datenqualität gewährleistet. Zudem sollen bei den Messungen nach Möglichkeit mehrere Zielhorizonte (Lias, Basis Zechstein) adressiert werden.

Um diesen Problemen begegnen zu können wäre die Nutzung erhöhter Anregungsenergien angebracht. Dies ist jedoch aufgrund der zahlreichen denkmalgeschützten Gebäude in Berlin nicht umsetzbar. Die Definition geeigneter Messparameter stellt für eine erfolgreiche Projektdurchführung somit die größte Herausforderung dar.

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

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

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

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

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

Für die Fernwärmeverteilung aus hydrothermalen Tiefengeothermiequellen können Verbundleitungen zur Verbindung kleinerer Gemeinden im ländlichen Raum eine entscheidende Rolle darstellen. Aus diesem Grunde wird im Rahmen der Fortführung des Masterplans Geothermie Bayern, mit dem Ziel der Bewertung von Potentialen interkommunaler Geothermie-Projekte im ländlichen Raum, ein thermo-ökonomisches Optimierungsmodell für Fernwärmenetzverbundleitungen entwickelt. Anhand des Anwendungsfalles Kirchweidach in Südostbayern wird das wirtschaftliche Potential geothermischer Anlagen im ländlichen Raum unter Betrachtung von Verbundleitungen zwischen kleineren Gemeinden und Städten analysiert. Soweit möglich werden allgemeinere Aussagen über die Wirtschaftlichkeit und Möglichkeiten der Wärmeversorgung mit Verbundleitungen im ländlichen Raum abgeleitet. Grundlage für solche Analysen sind eine zuverlässige und möglichst detaillierte Datenlage. Deshalb wird im Rahmen des Vorhabens zusätzlich eine Analyse zur aktuellen Datenlage existierender Wärmenetze durchgeführt. Im Fokus des Vortrages liegt die Methodik der thermo-ökonomischen Optimierung von Wärmeverbundleitung sowie die ersten Ergebnisse des konkreten Anwendungsfalls Kirchweidach.

Kalte Nahwärmenetze (KNWN) sind eine effiziente, emissionsarme, dezentrale, grundlastfähige und flexible Technologie zur Wärmeversorgung. Um das Verständnis für und die Verbreitung von KNWN zu fördern, läuft seit Mai 2022 das vom Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) geförderte Verbundprojekt „GeoWaermeWende“. Als Projektpartner beteiligt sind die Stadtwerke Schifferstadt (SWS), die Transferstelle Bingen (TSB), die Internet Marketing Services GmbH (IMS), sowie die drei Institute gia, GUT und E3D (Koordination) der RWTH Aachen.

Übergeordnetes Ziel des interdisziplinären Projektes ist die Erarbeitung von Werkzeugen, die eine automatisierte Planung und Berechnung von KNWN ermöglichen. In einem webbasierten Geoportal können NutzerInnen ein Gebiet zur Wärmeversorgung definieren. Thermische Untergrundparameter werden, soweit verfügbar, aus öffentlich zugänglichen Geodatenquellen mittels offener Web-Dienste (OWS) abgerufen. Begleitend dazu wird ein bestehendes KNWN in Schifferstadt mit Messsensorik ausgerüstet.

Ein Teilaspekt des Projektes ist die Entwicklung analytischer Rechenansätze für KNWN. Diese ermöglichen eine effiziente, parametrisierte Berechnung der Fluidtemperaturen im System. Basierend auf der Methode der g-Funktionen werden Sonden und Leitungen komponentenweise berechnet. Die Temperaturen im Mehrkomponentensystem KNWN werden ultimativ durch das Lösen eines resultierenden Gleichungssystems bestimmt. Die analytische Methode eignet sich aufgrund ihrer Effizienz sehr gut zur Iteration verschiedener Systemvarianten und zur Optimierung der Fluidtemperaturen und Bohrmeter.

Die für die Systemauslegung benötigten Gebäudelastkurven sollen anhand bestehender Daten automatisch bestimmt werden. Weiterhin wird ein numerisches Modell entwickelt, um detaillierte Berechnungen zu ermöglichen. Die finalen, geoportal-basierten Planungswerkzeuge sollen hierbei nicht die Planung durch Fachplanungsbüros ersetzen, sondern FachplanerInnen und StakeholderInnen die Zugänglichkeit, Vordimensionierung und Machbarkeit einer KNWN-Installation erleichtern.

Um die Wärmewende in vor allem eng bebauten, städtischen Bestandsquartieren voranzutreiben sind Nahwärmenetze wichtig. In diesem Beitrag wird der Fokus auf Kalte Nahwärmenetze (Betriebstemperaturen von 3 – 20 °C) gelegt, welche eine Kopplung von dezentralen Wärmepumpen mit einem zentralen Erdwärmesondenfeld erlauben. Dadurch können geothermische Ressourcen in einem Quartier geteilt werden und Abwärme- oder Solarthermiepotentiale zur Regeneration erschlossen werden. Außerdem liegt die Jahresarbeitszahl bei Erdwärmepumpen höher als bei Luftwärmepumpen und diese führen nicht zu Schallemissionen, die vor allem in eng bebauten Räumen problematisch sind.

Verschiedene Open Source Lösungen in Python wurden verglichen und das Package Pandapipes ausgewählt. Mit Pandapipes werden verschiedene generische Netzkonzepte (normaler Strang Tichelmann, Ring) nachgebaut, thermohydraulisch ausgelegt und Jahressimulationen durchgeführt. Ein selbst entwickelter Auslegungsalgorithmus übernimmt die Auslegung der Rohrdurchmesser über die spezifischen Druckverluste und prüft ob die maximale Druckerhöhung der Pumpen nicht überschritten wird. Des Weiteren wird geprüft, ob zulässige Strömungsgeschwindigkeiten in den Leitungen eingehalten werden. Anhand einer Jahressimulation werden die Konzepte der generischen Netze miteinander verglichen und anhand technisch-ökonomischer Aspekte ein präferiertes Konzept ausgewählt.

Die großmaßstäbliche, innerstädtische Nutzung von Umweltwärme erreicht durch saisonale Wärmespeicherung hohe Deckungsgrade, da mit einer günstigen Kosten-Nutzen-Relation auf niedrigem Temperaturniveau zwischen 5 und 15°C nahezu verlustfrei Wärme im Untergrund gespeichert werden kann. Die enge Bebauung und hohe Wärme- oder Kältelasten sind eine Herausforderung für oberflächennahe Geothermie, der bei geeigneter Hydrogeologie mit Aquiferspeichern im öffentlichen Raum begegnet werden kann. Dazu können Brunnendoubletten und Grundwasserzirkulationsbrunnen mit Vertikalfiltern eingesetzt werden. Für höhere Leistungen und bei geringmächtigen Grundwasserleitern haben sich auch Horizontalfilterbrunnen etabliert. Wenn eine seitliche Verziehung und lokale Aufböschung oder Absenkung des Grundwassers unerwünscht ist, kann eine vertikal übereinander angeordnete Lage von Horizontalfiltern ebenfalls ein großräumiges Volumen thermisch erschließen. Ein solcher Horizontalfilter-Zirkulationsbrunnen kann Leistungen bis in den Megawatt-Bereich erreichen und damit für Quartiere über „kalte Umweltwärmenetze“ bzw. maschenförmige Netze der 5. Generation eine Infrastruktur darstellen, die auch im verdichteten Bestand eine Umweltwärmenutzung ermöglicht. Zugleich sind Grundwasserreinigungsmaßnahmen möglich, die sonst aus Kostengründen unterbleiben. Die Technologie und deren innerstädtische Integration werden in diesem Vortrag skizziert.

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

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

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

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

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

NN

NN

NN

-

-

For the drilling and the completion of shallow geothermal wells (to 400 m) a lot of technical improvements were developed over the last 20 years. But wells are drilled with 2 m short pipes and casings still, which takes a lot of time and logistic efforts.

Using a Coil Tubing Rig with a 500 m long coil the drilling will be much faster and will deliver a better borehole integrity (hole geometry), because flushing the hole while drilling is not interrupted when drill pipes have to be added. The non- productive time will be much shorter because the BHA can be pulled from 500 m depth to surface in less than 40 minutes.

The transport dimensions of such a Coil Tubing Unit are 2.7 m width and 3.1 m height with a length of 6 m only. The tracks of the rig are 60 cm wide and 4.00 m long. By these dimensions and a perfectly balanced centre of gravity a good stability during moves and drilling operation is guaranteed even on slightly inclined drill pads. Drill pad size required is much smaller than for conventional rigs and doesn’t need a lot of improvement neither levelling, because the rig can correct up to 10 degrees inclination and can operate on uneven grounds.

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

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

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

The European funded GEOTHERMICA GRE-GEO project rallies a multinational consortium of geothermal experts to develop a new glass fiber reinforced epoxy casing system for geothermal wells. Such a system would solve the corrosion and scaling challenges of conventional steel based well designs.

Glass Reinforced Epoxy (GRE) tubular are already being used for decades in highly corrosive oil wells (e.g. H2S, CO2, Sulfide Reducing Bacteria based corrosion). However, the industry-standards describing such tubular are missing and design envelopes representing their load capacities have not been verified. This presently limits the down-hole use of GRE tubular.

One of the objectives of the project is the development of product qualification procedures to provide the basis for the construction and verification of a final product suitable for installation in the conventionally used well designs.

In order to provide these procedures, a Full-scale performance-based test program on GRE down-hole tubular is presently being developed by the GRE-GEO consortium. This includes the tests carried out under external pressure in combination with axial loads, which are novel for fiberglass casings and have created new insights in the collapse failure modes and have stimulated the development of dedicated test methodologies and test instrumentation.

Another critical subject is the definition of the threshold (condition, under which the first damage occurs to the pipe) for the different loads, which must be in line with ISO14692. But also, to try to combine this design methodology with the traditional ISO13679 used for qualification of casing connections.

Cementing is one of the most critical steps during the drilling process of geothermal wells. Here, we employ many techniques and technologies well-known in the oil & gas industry. However, weak formations and CO₂-containing formation water may entail the use of specially customized recipes. Thus, a dedicated design based upon extensive lab research and thorough engineering is crucial.

This paper presents our dream team for geothermal projects in the Netherlands. Here, to counteract losses into weak formations, the use of lightweight slurries is essential. The HOZlite consists of blast-furnace slag cement and contains hollow spheres providing low densities with a high compressive strength after hardening. This system provides excellent mechanical properties as determined via tri-axial tests. The HMR⁺ Blend, on the other hand, is chemically and physically optimized ensuring durability of the resulting sheath, even in the presence of CO₂. The gas-tightness of the hardened system was confirmed via lab experiments with H₂.

Recently, we employed the well-established combination of HOZlite (lead @ 1.35 kg/L) and HMR⁺ Blend (tail @ 1.88 kg/L) in the 20″, as well as in the 16″ casing section with great success. Prior to the actual cementation, our abrasive spacer effectively removed residual mud and its filter cake facilitating premium cement bonding. Thus, laboratory and field results impressively proved the premium properties of our new technologies for cementing geothermal wells.

In diesem Vortrag werden aktuelle Diskurse rund um Gesetze mit Relevanz für die Branche (v.a. Gebäudeenergiegesetz) untersucht und anhand dieser Analyse gezeigt, welche Bedeutung mediale Mechanismen für die Geothermie haben. Außerdem wird davon ausgehend gezeigt, welche Botschaften und welches Framing uns helfen können, die Geothermie weiter zu propagieren und ihr Öffentlichkeit zu verschaffen.

Die Geothermie kann einen entscheidenden Beitrag zur deutschen Energiewende leisten. Ihre Potenziale werden durch die Roadmap Tiefe Geothermie in Deutschland der Fraunhofer- und Helmholtz-Institute und dem Karlsruher Institut für Technologie (Februar 2022), das Eckpunktepapier des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (November 2022) und die Stellungnahme der Deutschen Industrie- und Handelskammer (Januar 2023) herausgestellt.

Die gesellschaftliche Akzeptanz spielt bei der Umsetzung von Geothermieprojekten eine entscheidende Rolle. Auf Grundlage einer globalen systematischen Literaturanalyse betrachten wir die gesellschaftlichen Akzeptanzfaktoren in Deutschland, der Schweiz und Japan. Das Beispiel Schweiz haben wir aufgrund der räumlichen und kulturellen Nähe und einem ähnlichen geothermischen Potenzial zum Vergleich herangezogen. Demgegenüber betrachten wir auch Japan mit seinen offensichtlichen und scheinbaren geologischen wie kulturellen Unterschieden. Die Lage Japans als Teil des pazifischen Feuerrings bedingt ein besonders hohes geothermisches Potenzial. Darüber hinaus können im asiatischen Raum Unterschiede in sozioökonomischer Hinsicht angenommen werden. Die identifizierten Akzeptanzfaktoren der einzelnen Länder werden gegenübergestellt, Unterschiede und Gemeinsamkeiten identifiziert. Daraus leiten wir ab, ob und wie sich die einzelnen Faktoren positiv (oder auch negativ) auf die Akzeptanz von Geothermieprojekten in der Gesellschaft auswirken.

In allen drei betrachteten Ländern sind die Projektorganisation und Prozesse sowie die Umwelt die zentralen Akzeptanzkategorien. In Japan sind vor allem politische Akzeptanzfaktoren entscheidend. Technologische Faktoren spielen dort keine wesentliche Rolle, im Gegensatz dazu sind sie in Deutschland und der Schweiz bedeutende Faktoren.

Zukünftig sollen unsere Erkenntnisse als neutrale und wissenschaftsbasierte Grundlage für Handlungsempfehlungen bei der Umsetzung von Geothermieprojekten dienen.

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

Wässer aus tiefen Geothermiebohrungen, abgeteuft in hydrothermale Systeme sind besonders in Bezug auf ihrer Mineralisation (bis zu 350 g/l) standortspezifisch einzigartig. Die enthaltenen Elemente wie Fe, Sr, Ar, Li, Mg, Sr, die in großer Tiefe unter hohem Druck und Temperatur gelöst sind, führen in technischen Anlagen, wenn diese gefördert werden, zu Herausforderungen. Dennoch besteht das Potenzial, dass diese Stoffe genutzt werden. Mithilfe des technologischen Fortschrittes ist es jetzt möglich, diese löslichen Elemente für die importabhängige Hightech- und Batteriebranche, vor Ort in Europa zu gewinnen und als Rohstoff zur Verfügung zu stellen. Zusätzlich kann die Nutzung des energetischen Potenzials von Solewässern, bei der Gewinnung von Rohstoffen zu einer Verbesserung der Wirtschaftlichkeit führen.

Für die energetische und stoffliche Nutzung müssen zum einen geeignete Quellen von Solewässern in Europa lokalisiert werden, welche die benötigen Mineralkonzentrationen aufweisen. Zum anderen sind Technologien und Prozesse zu entwickelt, die ausgewählte Elemente herauszulösen. Die neu zu entwickelnden Extraktionsprozesse sind für die ganzheitliche Nutzung des geothermischen Potenzials von hoher Bedeutung. Für eine erste Anlagenauslegung ist eine im Vorfeld durchgeführte Wärmeintegration der Prozesse entscheidend. Hierzu wurden 400 Bohrlöcher aus verschiedenen europäischen Ländern als Quellsystem auf deren energetisches Wärmepotenzial untersucht. Ein Extraktionsprozess wurden mithilfe einer Wärmeintegration analysiert und mit den Quellsystemen verschnitten. In dieser Analyse wird gezeigt, welche Potenziale sich in den ausgewählten Ländern finden lassen und welche Herausforderungen es für eine ersten Bewertung zu überwinden gilt. Darüber hinaus wird veranschaulicht, dass bei höheren energetischen Potenzialen weitere Abnehmerstrukturen oder unabhängige Prozesse mitversorgt und so weitere Kosten eingespart werden können.

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

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

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

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

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

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

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

Die Bundesregierung plant mit dem neuen Gebäudeenergiegesetz (GEG), dass ab dem Jahr 2024 möglichst jede neu eingebaute Heizung mit mindestens 65 Prozent Erneuerbarer Energie betrieben werden soll. Die Grundlage für die Umsetzung der Wärmewende stellt dabei eine kommunale Wärmeplanung dar, die eine räumliche Zusammenführung von allen erneuerbaren Wärmequellen und -verbräuchen vorsieht. Neben dem Ausbau der Fernwärme rückt somit im Großraum München der Fokus auch auf die dezentrale Wärmeversorgung mittels unabhängiger, nachhaltiger und zukunftssicherer Wärmepumpen.

Der quartäre Untergrund im Großraum München weist optimale Bedingungen für die Oberflächennahe Geothermie, v.a. bezüglich der hydrochemischen Qualität und des Grundwasserdargebots, auf. Die überwiegend stark durchlässigen Kiese der Münchner Schotterebene, mit zum Teil hohen Grundwassermächtigkeiten, erlauben dabei die direkte Nutzung des quartären Grundwassers über Grundwasserwärmepumpen. Gegenüber Luftwärmepumpen überzeugen Grundwasserwärmepumpen unter anderem durch deutlich höhere Effizienzen und sind somit, vor allem bei höheren Wärmeverbräuchen, über den Betrieb deutlich kostengünstiger. Daher bieten die Stadtwerke München (SWM) seit diesem Jahr ein „Alles-aus-einer-Hand“-Wärmepumpen-Produkt als Ergänzung zur Tiefengeothermie (M-Fernwärme) und der im Aufbau befindlichen M-Nahwärme an, um einen weiteren Beitrag zur Wärmewende in München zu leisten und die große Nachfrage an (Grundwasser‑) Wärmepumpen bedienen zu können.

In diesem Beitrag werden, neben der Vorstellung der Vision der M-Wärmepumpe, die hydrogeologischen Gegebenheiten des Münchner Untergrundes bezüglich der Grundwasserwärmepumpennutzung aufgezeigt sowie ein Einblick in aktuell laufende Pilotprojekte gegeben.

Großwärmepumpen werden immer häufiger in der Wärmeversorgung von Gebäudeblocks und Quartieren eingesetzt. Eine der größten Herausforderung bei der Erstellung eines entsprechenden Heizungskonzeptes für den Einsatz von Großwärmepumpen ist die richtige Balance zwischen Kosteneffizienz und minimaler Emission von Treibhausgasen zu finden. Bestimmte Kriterien wie Innovation des Versorgungskonzeptes und die verwendeten Technologien, die Reduzierung der CO2-Emissionen und die Akzeptanz sowie die Wirtschaftlichkeit müssen im Vorfeld geklärt werden. Wärmepumpenanlagen und -konzepte in dieser Größenordnung und mit dem aufgezeigten Umfang erfordern eine entsprechende Auslegung und Vorplanung - große Aufstellflächen (Berücksichtigung des Platzbedarfs), Geräuschpegel (Integration von Schallschutzwänden) sowie die Ergiebigkeit der Wärmequelle. Großwärmepumpen haben das Potenzial, auf vielfältige Weise eingesetzt zu werden.

In diesem Beitrag sollen fünf Beispiele für die Integration von Wärmepumpen vorgestellt werden, die von Wohnvierteln, Gebäudeblocks bis zur Nutzung von Abwärme für die Nahwärmeversorgung reichen. Die Wärmepumpen müssen eine Vorlauftemperatur von bis zu 80°C erzeugen und eine thermische Ausgangsleistung bis 2.000 kWth bereitstellen können (abhängig von der endgültigen Größe des Heizungsnetzes). Die Projekte zeigen, dass ein signifikanter Beitrag zur Erhöhung des Anteils der erneuerbaren Energien an der Wärmeversorgung geleistet werden kann. Es kann gezeigt werden, dass es theoretisch möglich ist, den Wärmebedarf durch den Einsatz von Wärmepumpen bis zu 100% zu decken. Darüber hinaus können enorme ökologische Potenziale aufgezeigt werden. Im Vergleich zu Gaskesseln können CO2-Reduktionen von 50 - 90% erreicht werden.

Durch die derzeitige energiepolitische Lage und klimapolitischen Ziele besteht besonders im Wärmesektor enormer Handlungs- und Innovationsbedarf, weshalb erneuerbare und kostengünstige Projekte wie die Nutzung Mitteltiefer Geothermie mehr in den Fokus rücken. Dabei können Groß- und Hochtemperatur-Wärmepumpen ein entscheidender Faktor für die Dekarbonisierung des Wärmesektors sein. Denn wenn das geothermische Potential für eine Einspeisung in ein Fernwärmenetz zu gering ist, kann es durch Wärmepumpen klimafreundlich angehoben und somit nutzbar gemacht werden. Die unterschiedlichen geologischen Bedingungen machen es schwierig eine allgemeingültige Aussage über die Wirtschaftlichkeit oder technische Umsetzbarkeit in Deutschland zu treffen. Daher werden in dieser Studie zwei sich unterscheidende geographische Bereiche untersucht. Zum einen das Molassebecken nördlich von München wo mit Temperaturen zwischen 30 °C und 80 °C und sehr hohen Schüttungen von bis zu 170 L/s zu rechnen ist. Zum anderen der Buntsandstein in Nordbayern, bei welchem der Fokus, durch niedrige Schüttungen und Temperaturen eher auf kleinen Fernwärmenetzen liegt. Um das Potential der Kombination aus Wärmepumpe und Mitteltiefer Geothermie einordnen zu können, wurden im niedrigen Leistungsbereich techno-ökonomische Vergleiche zu Luft-Wasser-Wärmepumpen und im höheren Leistungsbereich zu BHKW angestellt. Ausgehend von einem Basisszenario werden Sensitivitätsanalysen durchgeführt, um den Einfluss auf die Wärmegestehungskosten zu ermitteln. Zusätzlich wird auch das Teillastverhalten der Wärmepumpen berücksichtigt, das durch empirische Werte einer Versuchsanlage in die Modelle implementiert werden kann (siehe Jeßberger et al. [1, 2]).

Die Untersuchungen legen den Fokus auf die Wärmebereitstellung und nicht auf standortabhängigen Wärmebedarfe. So können auf Basis von den Ergebnissen allgemeingültige Aussagen getroffen werden unter welchen geologischen Bedingungen sich welche Wärmepumpentechnik rentiert.

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

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

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

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

Concrete infrastructures are closely connected to contemporary society and the need
to study concrete microstructure in detail is a basic necessity for effective advancements
in concrete technology. Digital rock physics provides an effective way of
determining the physical properties of concrete at pore scale and has been used for
few decades due to its non destructive character. This study covers the use of micro
X-ray Computed Tomography (XRCT) technology to generate a three dimensional
digital twin representing a dry concrete sample, which helps to analyse the internal
structure of concrete and regarding any possible changes occurring within the
microstructure under the influence of external pressure. To get more detailed information
of the inner structure, thin section microscopic images were compared with
the μCT images available from XRCT experiment and helps to identify possible additional
phases based on literature review which cannot be seen in a μCT image due
to their comparatively lower resolution. For study purposes, both the thin section
images and μCT images were readily available and there was no need of actually
performing the experiment. Using the μCT images, the porosities of the digital twin
representing the concrete sample at different confining pressures was calculated
and any possible variation due to the external pressure is analysed. Rock physics
templates like the Hashin-Shtrikman bounds were also utilised here for calculating
elastic properties like the bulk modulus and the shear modulus. However the application
of Hashin-Shtrikman bounds and the adopted μCT image processing methods
possess certain challenges which affects the accuracy in results. This research contributes to the broader objective of comprehending reservoir characterization through analysis of μCT images of concrete specimen.

Am Standort Gersdorf im ehemaligen Steinkohlerevier Lugau-Oelsnitz (Sachsen) muss zukünftig dauerhaft Grubenwasser abgeführt werden. Um aus dieser Aufgabe einen Benefit zu ziehen, wurde anhand von Simulationen in Matlab Simulink evaluiert, wie eine geplantes Neubauquartier (11 Einfamilienhäuser) bestmöglich regenerativ versorgt werden kann. Dabei wurden Verbraucherlastprofile (Wärme, Kühlen, Strom) für verschiedene Bevölkerungsgruppen z.B. Senioren und Familien in die Simulation integriert. Neben einer Nutzung des Grubenwassers wurde dabei auch analysiert, in wie weit eine zusätzliche Nutzung der verfügbaren Dachflächen für Photovoltaik und Solarthermie zu empfehlen ist.

Die Ergebnisse zeigen, dass die verfügbare Heizleistung des Grubenwassers (420 kW) am Standort deutlich über der benötigten Heizleistung des gesamten Quartiers von 65 kW liegt. Die Erwärmung des Grubenwassers durch Kühlen im Sommer liegt deutlich unter 1 K.

Eine Simulation des gesamten Quartiers mit einer zentralen 65 kW-Wärmepumpe und einer Variation von 0 bis 100 % Photovoltaik bzw. Solarthermie-Anteil an der verfügbaren Gesamtdachfläche (880 m²) zeigt, dass elektrische Deckungsgrade bis 40 % und thermische Deckungsgrade bis zu 100 % (mit Grubenwassergeothermie) bzw. bis 50 % (ohne Grubenwassergeothermie) möglich sind. Zusammenfassend zeigt der Variantenvergleich, dass eine Lösung mit Grubenwassergeothermie und einer möglichst großen PV-Fläche zu empfehlen ist. Wenn die Wärmepumpe auf 100 %-Deckung ausgelegt ist, sind im Sommer bis zu 20fache thermische Überschüsse verfügbar, die an Gebäude außerhalb des Quartiers abgegeben werden können. Alternativ ist eine kleinere oder modulierende Wärmepumpe (< 50 kW) in Kombination mit Solarthermie zu empfehlen.

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

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

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

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

Die Beurteilung des thermischen Empfindens von Menschen spielt eine entscheidende Rolle in der bedarfsgerechten Klimatisierung von Gebäuden. Ziel ist es, nur so viel Wärme ab- oder zuzuführen, wie die Bewohner:innen benötigen, um thermischen Komfort zu erfahren. Heutige Heiz- und Kühlthermostate werden nach der im Raum herrschenden Lufttemperatur geregelt. Die entsprechenden Solltemperaturen wurden unter Zuhilfenahme von Behaglichkeitsmodellen für sitzende Personen mit leichter Tätigkeit und einer vorgegebenen Bekleidungskombination abgeleitet. Da thermischer Komfort jedoch ein Zustand ist, welcher für die Raumkonditionierung nicht allein durch die Lufttemperatur beschrieben werden kann, erreich man mit lufttemperaturgeführten Heiz- und Kühlthermostaten immer nur eine ungefähre Bedarfsdeckung von Wärme und Kälte. Gerade bei verschiedenen Gebäudestandards können der Einbezug von Komfortindizes von Behaglichkeitsmodellen, die unter Zuhilfenahme weiterer Raumklimaparameter und humanphysiologischer Kenngrößen eine Bewertung des Raumklimas vornehmen, zu präziseren Auslegungen bei Heizsystemen und insbesondere Erdwärmepumpensystemen führen. Als geeignete Indizes für die Gebäudekonditionierung haben sich die operative Temperatur als auch die Berechnungsgröße des Behaglichkeitsmodells nach Fanger, das vorausgesagte mittlere Votum (Predicted Mean Vote, kurz PMV), herausgestellt. Gegenstand der Untersuchungen dieser Arbeit ist es, die Auswirkungen der alternativen Regelungen auf den Lastgang und den Energiebedarf verschiedener Gebäudestandards zu untersuchen und den Einfluss dieser auf die Dimensionierung und Auslegung von Erdwärmepumpen-Systemen abzuschätzen. Die Ergebnisse zeigen, dass für die behaglichkeitsgeführte Raumkonditionierung, besonders bei Alt- und Bestandsbauten, die spezifischen Investitionskosten pro kWh, um bis zu 13% niedriger ausfallen als bei der Regelung nach der Lufttemperatur.

Chemical stimulation of geothermal reservoirs was recently proposed as a potential alternative to hydraulic stimulation for decreasing the risk of induced seismicity. In previous studies, selective dissolution of biotite was demonstrated in fractured granite at 200°C and 15 MPa confining pressure. This study reports results of chelating agent flooding experiments for a variety of German granitoids with geothermal project context under different temperature and confining pressure conditions. Thus, lab work on fractured granitoids will be developed into chelating agent flooding experiments at 150 - 200°C and 15 - 55 MPa. The stimulation fluid consists of a 20 wt% aqueous solution of a sodium salt of a chelating agent, GLDA. The lab scale effectiveness of the chelating agent shall be investigated with X-ray CT prior and after the experiment as well as effluent, SEM and EPMA analysis. The first results presented a fast and large permeability improvement at 200 °C under a confining pressure of 15 MPa, accompanied by a wormhole formation due to dissolution of a mineral vein identified by X-ray CT. Moreover, biotite dissolution was observed which led to void formation and therefore connected fluid paths. It can be assumed that the combination of a fracture filled with Ca-bearing minerals and biotite being dissolved is a reason for the fast permeability improvement. This extensive study of the chemical stimulation of granitoids provides evidence for effective permeability enhancement based on pressure and temperature conditions and previously unfocused influencing factors of the composition of potential geothermal reservoir rocks.

Matrix acidification is one of the most popular stimulation techniques to increase the porosity and permeability of reservoir systems. Usually, the thermal-hydro-mechanical properties of reservoir rocks affected by the matrix acidification process are studied using flow-through tests or autoclave experiments. In this study, a novel acidification approach was tested using a thermal triaxial device at the TU Darmstadt laboratory. Thereby, hydrochloric acid 0.0375% (HCl pH=2) was flushed continuously through a total of five Remlinger sandstone samples under reservoir conditions (90^oC temperature, s₁=25 MPa, and s₃=23MPa). Changes in matrix permeability and other petrophysical parameters due to the chemical reaction between the rock sample and HCl were recorded before, during, and after the reactive experiments. In addition, outflow fluid samples were collected for posterior ICP-MS analysis, and thin section descriptions after the test were included. After approximately 30 days of continuous flow for each sample, the permeability increased for all the samples, with a maximum increase of 300%. Likewise, porosity increased from 13.2% to 14.5%. In contrast, P- and S-wave velocities decreased from 2608 to 2189 m‧s^-1 and from 1540 to 1380 m‧s^‑1, respectively. Test results provide important information for reservoir stimulation and can be used to benchmark THMC models.

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

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

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

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

Geothermal energy is a promising source of renewable energy, especially in times of
high economical costs for fossil energy carriers and the need to reduce greenhouse
gases drastically. Accordingly, exploration and development of geothermal resources
have become increasingly important worldwide. In Hungary the Dunántúl Group
Formation is targeted for geothermal energy production. However, little is known about
the microscale pore structures and flow properties of this formation, which are crucial for
both, successful water injection and extraction for producing geothermal energy. In fact,
geothermal wells in this particular region are suffering from severe clogging processes,
leading to a shut-down of injection wells within very few years. This study aims to
contribute to the sustainable development of geothermal energy resources in Hungary
and provide insights into the geology and hydrogeology of the study area by
investigating pore structures and petrophysical properties of selected sandstone
samples from this formation. The study includes classical mineralogical and
petrophysical methods, as well as advanced techniques, such as X-ray µ-CT imaging,
3-D image analysis, digital rock simulations. The results showed that the target rock
formation has relatively high porosity and permeability, highlighting the potential of a
suitable reservoir for geothermal energy production. However, the presence of small
pores, which are connecting the larger pore-network, are filled with fine-grained and
potentially movable grain material. In combination with an overall very weak degree of
cementation of the grains, this could be a main reason for physical (i.e., particle driven)
clogging during water injection procedures. The findings of this study will help in the
exploration and development of sustainable geothermal resources in the region.

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

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

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

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

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

The Gulf of Suez is the most promising area for geothermal potential and oil/gas industry. This study focuses on the future geothermal potential in the Belayim reservoir in Shoab Ali oil field and hence the importance to study the structural closure of this formation along with the seal/reservoir integrity.

The targeted offshore oilfield is located in the southern part of the Gulf of Suez,43 Km to the southeast of El Tor city. It is part of a tilted fault-block within the Ghara trend northeast of Shadwan Island.

To develop a 3D structural model in the study area, 2D seismic lines and borehole data were used in Petrel software. The modelled horizons were South Gharib formation representing the top seal of the field, Belayim and Kareem formations representing the shallowest reservoirs in the field.

The model shows three Gulf of Suez trending normal faults dissecting both top Belayim and top Kareem reservoirs. The structure of both reservoirs is a simple 3-way closure. faults throw and faults displacement profiles were estimated, and show adequate values. Additionally, a juxtaposition analysis is performed to show the reservoir integrity and the paths of possible leakage along the faults plan and the results show a good sealing of the reservoir along the faults, which make this unit suitable for heat production, and mostly for CO2 storage.

Die mitteltiefe Geothermie im Norddeutschen Becken, die bislang nur geringfügig erschlossen wurde, eröffnet vielversprechende Perspektiven für eine klimaneutrale Wärmeversorgung. Insbesondere die porösen Kalkarenite des Maastrichts stellen ein potenziell geeignetes Reservoir dar. Im Norddeutschen Becken kann das Maastricht, innerhalb seines Verbreitungsgebietes, von Südosten nach Nordwesten in drei Hauptfaziestypen unterteilt werden: die proximale Steinförder-Fazies, die Reitbrooker-Fazies mit den Kalkareniten und die distale Schreibkreide-Fazies. In der Vergangenheit wurden diese Kalkarenite der Reitbrooker-Fazies durch zahlreiche Bohrungen der Kohlenwasserstoffindustrie turchteuft und flächendeckend zwischen den Flüssen Aller/Weser und Elbe nachgewiesen. Obwohl sie lokal zur Versenkung von Lagerstättenwasser genutzt wurden, ist ihre Eignung für die geothermische Nutzung bislang unerforscht.

Um das geothermische Potenzial der Kalkarenite zu charakterisieren, erfolgt eine umfassende Analyse der vorhandenen Bohrloch- und Seismikdaten. Dabei werden moderne Verfahren des maschinellen Lernens angewendet. Das Hauptziel besteht darin, ein parametrisiertes 3D-Modell des potenziellen Reservoirs zu erstellen. Auf dieser Grundlage wird der Betrieb eines geothermischen Dublettensystems unter Berücksichtigung verschiedener thermischer, hydraulischer und mechanischer Aspekte numerisch simuliert, um das Reservoir ökonomisch zu evaluieren. Die Resultate dieser Untersuchungen werden als Grundlage für die Formulierung von Strategien zur Erschließung des geothermischen Potenzials der Maastricht-Formation herangezogen. Die gewonnenen Erkenntnisse und Empfehlungen sollen anschließend über die Plattform GeotIS einer breiten Öffentlichkeit zugänglich gemacht werden.

With advancements in tracer technology and analysis techniques, artificial tracers have become an usefull tool for exploring subsurface reservoirs and aquifers. The primary purpose of tracers is to determine underground flow paths, study interconnections, and obtain information about reservoir properties. The most commonly used class of tracers are fluorescent molecular tracers, such as xanthene dyes. However, since the usage of fluorescent tracers originates in groundwater science, their applicability in challenging geothermal environments still requires investigation. Therefore, we are studying the impact of geothermal environments (e.g., temperature, salinity, etc.) on the behavior of different fluorescent tracers (e.g., uranine), which are considered mainly conservative in hydrogeology, and comparing them with specialized geothermal tracers (e.g., 1,3,6-naphthalene trisulfonate). These experimental investigations will provide a basis of knowledge to understand tracer behavior in the reservoir and their interaction with the fluid and surrounding media. This knowledge can further help design successful tracer tests and make them more reliable by predicting tracer behavior under geothermal reservoir conditions.

The Republic of Kosovo is a state, in Southeast Europe in the central part of Balkan Peninsula. It is bordered
in Southwest with Albania, in Northwest with Montenegro, in North and Northeast with Serbia and Southeast with Macedonia. Kosovo covers a surface area of approx. 10,900 km² and is characterized by showing vertical changes of relief and morphology, is surrounded by several high mountain ranges. The northern part is by the Kopaonik, the western part of the Albanian Alps and the Mokra Gora; these areas are characterized by rocky material, high mountains and deep gorges, and south-western part of Kosovo, at the border to Macedonia, the Montanan Shari. Geothermal characteristics of Kosovo are very interesting. The Earth's crust varies in thickness, increasing to the east. This thickness is uniform, of highlighted anomalies about 30-40km.
The geothermal area of Dukagjini has the geological structure of the Inner Dinarides. In the east separates Drini-Ivanicki structure.
Rrafshi i Dukagjinit, pronounced is a large basin and the name of the region covering the south-western part of Kosovo.The region covers 35% (3,891 km2) of Kosovo's total area. Its principal river is the Drini i Bardhe, river. Extends north and south between Mokna Mountain to Shari Mountain. Western border closes of the hilly area of the Albanian Alps.
Surface water temperatures vary from 23ºC to maximum 48.5ºC with flow rates about 43.3 (l/s). The heat total installs capacity about 4.59 (MWth) and total energy of value of 108.6 (TJ/year).
Key words:geothermal energy, Republik of Kosovo

In the objective of greenhouse gas reduction, relative to heat production and to reduce fossil energy consumption, subsurface heat storage can be a durable solution to be integrated into the seasonal management of district heating and cooling grids. The PotAMMO project (project agency PtJ, project number 03G0913B) proposes to evaluate the potential of integrating an Aquifer Thermal Energy Storage (ATES) in a holistic approach for both district heating networks in Mannheim and Offenbach localities in Germany. Integrating storage systems requires a geological subsurface model, e.g. a model of structural, and sedimentary architecture in 3D of the targeted aquifers. The lack of seismic and well data will be compensated using stratigraphic forward modelling on a larger scale from the Northern Upper Rhine Graben to the Wetterau Graben and the Hannau Basin to the Saar-Nahe Basin, with a complete overview of the geological history of the study areas. Temperature field modelling will be then implemented to evaluate the heat-storage potential and integrate it into the techno-economical potential assessment workflow. Subsurface models will be the basis for further thermo-hydraulic storage simulations in the aquifer, and it will be coupled with a district heating grid model, to obtain a dynamic overall system model. In addition, the life-cycle-based calculation of heat generation costs and environmental impact to help cost-benefit criteria decision making process, regarding ATES integration strategies, to significantly contribute to ATES development and decarbonization of heat supply in Germany and other countries.

To accompany efficient and sustainable solar thermal energy solutions, a thermal energy subsurface storage needs to be integrated due to its seasonal availability. Medium-deep geothermal storage systems can make a decisive contribution here and can be built in urban districts in a space-saving manner due to the higher depth of the borehole heat exchangers. A first demonstration storage system was built as part of the research project SKEWS (Seasonal Crystalline Geothermal Energy Storage, BMWK funding code 03EE4030A) at the Lichtwiese campus of the Technical University in Darmstadt. For such systems, the distance between the borehole heat exchangers is a key efficiency factor to ensure efficient storage operation and to minimize heat losses.

Three coaxial borehole heat exchangers with a center distance of 8.6 m reach a depth of 750 m. The general direction of the well path deviation is NW/NWW with an average bore path deviation between 2.3° – 5.0°. This results in. a deviation of about 20 m - 40 m to the vertical at the final depth.

In this study, the influence of different degrees of well path deviations on the efficiency of a fully developed borehole thermal energy storage with 37 boreholes and a depth of 750 m is investigated numerically.

This should enable the efficiency loss to be extrapolated after the first boreholes have been drilled and thus the economic framework conditions to be checked during the project and, possibly, other drilling methods or directional drilling technology to be put into relation.

Innovationen bezeichnet Problemlösungen, die sich in ihren Anwendungskontexten durchgesetzt haben. Neben der Nutzung in der Industrie, in der sie entwickelt wurden, können sie auch in andere Bereiche diffundieren. Neben der technischen Umsetzung spielt auch die soziale Komponente eine wichtige Rolle, um die Verbreitung innovativer Praktiken nachvollziehen zu können. Anhand von Öl- und Gas- sowie Geothermiebranche soll eben diese untersucht werden. Diese Branchen teilen gemeinsam, dass sie unterirdische Ressourcen erschließen. Sie sind damit in der Lage von den Praktiken der anderen Branche zu profitieren, um ihre eigenen Prozesse zu optimieren. Diese Praktiken beziehen sich nicht nur auf die (Teil-)Prozesse der Projektumsetzung, sondern auch auf das dafür erforderliche Wissen und die technische Anwendung.

In herkömmlichen Forschungsarbeiten werden Diffusionsprozesse innerhalb einzelner Sektoren oder zwischen akademischen und industriellen Kontexten untersucht. Die vorliegende Arbeit analysiert die Rahmenbedingungen der Diffusion zwischen Branchen mit vermeintlich unterschiedlichen Zielsetzungen, die jedoch von den gleichen Praktiken profitieren können. Hierbei werden die Beziehungen zwischen diesen Feldern unter Anwendung des Konzepts der "Strategic Action Fields" von Fligstein und McAdam (2012) untersucht. Dabei werden sowohl ihre Unterschiede als auch ihre Gemeinsamkeiten berücksichtigt. Besondere Beachtung wird den strategischen Vorgehensweisen und potenziellen Hindernissen im Diffusionsprozess geschenkt.

Durch die Integration von Daten aus Experteninterviews in den zugrundeliegenden theoretischen Rahmen werden Unterschiede und Gemeinsamkeiten zwischen den Branchen herausgearbeitet. Es erfolgt eine Analyse des Diffusionsprozesses, wobei grundlegende Mechanismen, Herausforderungen und Chancen berücksichtigt werden. Die gewonnenen Erkenntnisse können Impulse zur Verbesserung der Zusammenarbeit zwischen Branchen geben. Außerdem wird das theoretische Verständnis bezüglich der Rahmenbedingungen von Innovationsprozessen erweitert.

This study aims to enhance our understanding of fracture characteristics in potential geothermal reservoir rocks in the Aachen region by conducting a comprehensive comparative analysis of fracture orientation, distribution patterns, and topology characterization. Fracture characterization techniques, including the Visual Outcrop Mapping (VOM) approach and the linear scanline method, were employed to examine fracture properties across various outcrops within the Devonian Massenkalk and Lower Carboniferous Kohlenkalk carbonate formations. The results revealed compelling correlations between the orientations of primary regional faults and fracture measurements, suggesting the influence of residual stresses and stress release during previous unloading processes. The analysis of fracture distribution patterns demonstrated the presence of corridor-type fracture patterns in sections located near the regional faults, indicating a relationship between fracture patterns and the fault system. The proximity of the Kornelimünster carbonate outcrops to the Laurensberg and Feldbiss fault shows high fracture density and well-connected fracture networks. The study also investigated the relationship between fractures and faults, revealing the significance of fault boundaries in shaping fracture characteristics.

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

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

Cities have a significant impact on global energy consumption and carbon dioxide emissions (CO2), with buildings being the main electricity consumers. However, efforts to reduce the carbon footprint of cities can be challenged by unforeseen events like the Covid-19 pandemic and international conflicts. These events, while increasing energy prices, also provide an opportunity to promote renewable energy. To decarbonize urban energy systems (UES) and replace conventional fossil fuel-based heating, ground source heat pumps (GSHP) and aerothermal heat pumps (AHP), are compared. AHP are cheaper and easier to install but less efficient, potentially straining the electricity grid. Incorporating shallow geothermal energy (SGE) into UES can reduce electrical grid requirements to couple heating demand compared to using AHP.

This study develops a heat supply model using Geographic Information System (GIS) and open-source data to assess the SGE’s feasibility. The model analyzes different integration scenarios. Three datasets were used to model the urban energy systems in Oldenburg: infrastructure, energy potential and geothermal system locations. The study employed the FlexiGIS tool to set the city infrastructure and estimate electricity demand. The scenarios considered the power and energy demand of aerothermal and geothermal heat pumps, as well as a distributed system using geothermal potential.

The study concludes that GSHP using borehole heat exchangers (BHE) is the most suitable SGE for urban implementation due to their efficiency, space requirements, and reduced pressure on power distribution networks compared to AHT. Likewise, SGE systems can provide a cost-effective and environmentally friendly alternative for space heating and hot water.

In geothermischen geklüfteten Reservoiren ist mit nicht-laminaren Strömungen, insbesondere in Bohrlochnähe, zu rechnen. Die typischerweise im Reservoirengineering angewandten hydraulischen Modelle bedienen sich allerdings meistens Approximationen zur Quantifizierung des Strömungsverhalten in Gesteinsklüften, die häufig von laminaren Strömungsverhalten ausgehen. Gängige Vereinfachungen wie das Cubic Law werden hauptsächlich zur Optimierung der Rechenzeit angewandt, können die realen hydraulischen Prozesse jedoch oft nicht vollständig wiederspiegeln. Adäquatere Modelle hingegen benötigen teilweise vorherige individuelle Parametrisierungen der Klüfte oder führen zu einem hohen Simulationsaufwand.

Um die Gültigkeitsbereiche der Modelle zu validieren, wird die Durchflusshydraulik in Klüften im F⁴aT-Hydrauliklabor (Forced Fluid Fracture Flow and Transport Laboratory) experimentell untersucht. Das Labor besteht aus einem 3D-Scanner zur Digitalisierung der Rauigkeit von natürlichen Gesteinsoberflächen, einem 3D-Drucker zur vielfachen Reproduktion der rauen Kluftproben und dem Durchfluss-Versuchsstand in dem die Hydraulik, Fließdynamik und Transportprozesse untersucht werden. Ein zentrales Durchflussphänomen ist das sogenannte Channeling. Durch die komplexe Geometrie des durchflossenen Volumens ergeben sich präferierte Fließpfade, über die ein überproportionales Wasservolumen fließt. Insbesondere die Auswirkungen des Channelings auf die Transportprozesse stehen im Zentrum der Untersuchungen.

Die Vergleichbarkeit zwischen Experiment und numerischer Simulation wird durch kluftspezifische Simulationen erhöht. Neben den vereinfachten hydraulischen Berechnungen werden auch vollständige 3D-Navier-Stokes-Simulation der Klüfte berechnet, um die einzelnen Einflussparameter zu quantifizieren. Die Vergleiche von Simulation und Experiment helfen die Aussagekraft von Simulationen zu validieren und den Einfluss einzelner Phänomene auf die Anwendbarkeit einfacher Modelle zu ermitteln.

In times of climate change, energy and raw materials shortage, the need for the EU to domestically source critical raw materials (CRM) and clean energy has become a priority. Under this prospective, this ongoing project, in collaboration with the EU funded ´´CRM-Geothermal´´ project, aims at contributing to the development of a pilot plant in SW England for the co-production of Li and geothermal energy from a low-salinity crystalline reservoir, potentially providing new insights into this novel and environmental-friendly approach for the extraction of CRM. In the poster, the workplan of the project will be presented along with the hydrogeological and hydrochemical results of the fieldwork conduced in June/July 2023 at the test site in England – where the pilot plant will be developed - as well as the outcomes of the preliminary 3D thermal-hydraulic-chemical (THC) simulation based on the data collected both on the field and from previous studies in the same area. The fieldwork included hydrogeological testing, chemical-physical fluid monitoring, and sampling of fluids and scales from two different boreholes – operated by Cornish Lithium Ltd - penetrating the same crystalline reservoir and targeting two major structures known to be highly permeable to the Li-enriched fluids circulating within the formation. The data will be then used to characterize the geothermal system at the pilot site and to build the 3D model in which the TH(C) simulation will be run, with the aim of helping validating the long-term sustainability of the i.e. co-production system.

In the context of the heat transition in Germany, the decarbonization of the heating and cooling industry via renewable energy sources requires the usage of comprehensive strategies and novel engineering solutions. With regard to district heating in urban areas, middle-deep geothermal resources offer a great potential which has not been fully utilized yet due to the required minimum temperature on district heating networks. Within the ArtemIS project, we systematically analyze the impact of reservoir quality and operational parameters on the performance of a typical mesozoic sandstone reservoir in the North German Basin targeted by smart multi-well arrangements. For the first time, we compare in a comprehensive manner the analytical solution provided by Jobmann and Schulz (1989) and Schulz 1987 with our numerical results to quantify the influence of different controlling factors on the thermal breakthrough occurrence time, the maximum cooling rate and the final production temperature after 50 years of simulation time. Based on our numerical results, we set up a ranking scheme showing the influence of varying input parameters on the considered output parameters. Most influencing parameters were identified as I) the inter-well distance and II) pumping rate. Additionally, we present the advantages and disadvantages of a single geothermal doublet compared to geothermal doublet array systems based on their performance. Simulation results show a delay of the thermal breakthrough of up to 20 % when considering a geothermal doublet array but also an up to 30 % higher cooling rate after it happens, compared to a single doublet layout.

In der Metropolregion München soll bis 2040 der gesamte Wärmebedarf klimaneutral gedeckt werden. Ein Großteil dieser Wärme soll aus der tiefen Geothermie kommen. Schon heute werden hier zahlreiche Geothermieanlagen erfolgreich betrieben. Bei Thermalwasserförderraten von >100 l/s und Fördertemperaturen über 100 °C kommt es im bayerischen Molassebecken allerdings vermehrt zur Bildung von mineralischen Ausfällungen, welche den Betrieb und schließlich die Wirtschaftlichkeit beeinträchtigen. Die Ausfällungen bestehen größtenteils aus Carbonaten, weswegen der umweltfreundliche Kalkinhibitor NC47.1B zur Vorbeugung eingesetzt wird. Wirksamkeit und Effizienz des Kalkinhibitors wurden im Forschungsprojekt EvA-M nachgewiesen. Als Voraussetzung für einen dauerhaften Einsatz wird im Nachfolgeprojekt EvA-M 2.0 nun die Umweltverträglichkeit nachgewiesen. Diese setzt sich aus der nicht-toxischen Inhibitorchemie, sowie der biologischen und thermischen Abbaubarkeit zusammen. Die thermische Abbaubarkeit soll eine potenzielle Bioakkumulation in der Injektionsbohrung und dem Reservoir verhindern.
Langzeitlaborversuche in hermetischen Glasampullen und Kurzzeitversuche in Headspace-Vials mit inhibitorversetztem Thermalwasser, die beide ein anaerobes geschlossenes System darstellen, wurden durchgeführt. Die Differenzierung zwischen thermischem und mikrobiellem Abbau erfolgte durch die parallele Präparation von Niedrig- (15 - 25 °C) und Hochtemperaturversuchsreihen (115 °C) sowie dem Einsatz eines Biozids und Sterilfiltration. Die Versuchszeiträume variierten von 16 h bis zu 6 Monaten. Durch die Auswertung mittels Hochleistungsflüssigkeitschromatographie konnte der thermische Abbau innerhalb von Stunden zu einem Zwischenprodukt festgestellt werden, welches nach 3 Wochen vollständig thermisch abgebaut war. Durch den nachgewiesenen thermischen Abbau kann nun eine langfristige Nutzungslizenz der Kraftwerksbetreiber beantragt werden.

Im Rahmen des Projektes „CRM-geothermal“ wird auf europäischer Ebene untersucht, inwiefern eine Co-Nutzung tiefengeothermischer Anlagen für Wärme- und Rohstoffproduktion möglich ist. Neben einem Screening zu Gehalten an kritischen Elementen in unterschiedlichen geothermischen Fluiden soll herausgefunden werden, woher die Elementanreicherung kommt und wie nachhaltig eine langfristige Extraktion der jeweiligen kritischen Elemente ist. Als eine von fünf geologischen Modellregionen wird dabei der Fokus auf das Norddeutsche Becken gelegt – also überwiegend salinare Fluide in einem Sedimentbecken. In dieser Arbeit soll eine erste Abschätzung der Gehalte ausgewählter kritischer Elemente in bestimmten Formationen des Norddeutschen Beckens gemacht werden. Dazu wurden verschiedene Gesteine untersucht, die von Cuttings aus der tiefengeothermischen Forschungsanlage Groß Schönebeck (GrSk04/05; Endteufe ca. 4400 m) Brandenburg) stammen. Hier wurden 25 unterschiedliche geologische Formationen beprobt und hinsichtlich ihres Gehaltes and Lithium, Strontium und Kupfer analysiert. Um festzustellen, an welche Mineralphasen die kritischen Rohstoffe gebunden sind und wie sie gelöst werden, kommen verschiedene Methoden zum Einsatz: Nach einem Gesamtaufschluss mit anschließender Gesamtelementanalyse werden ausgewählte Proben zunächst mineralogisch (Röntgendiffraktometrie, Mikrosonde) analysiert. Durch eine sequentielle Extraktion kann dann herausgefunden werden, an welche Mineralphasen die zu untersuchenden Elemente gebunden sind.

Bei vielen Prozessen der Energieerzeugung geht ein großer Teil der Energie als Abwärme verloren. Die effiziente Rückgewinnung dieser Energie hat ein großes Potenzial, um die aktuellen Energiekrisen maßgeblich zu beeinflussen.

Auf dem derzeitigen europäischen Markt gilt die Geothermie als einer der am schnellsten wachsenden Sektoren der erneuerbaren Energien. Die tiefengeothermischen Reservoire in Deutschland werden im Allgemeinen in Reservoire mit mittlerer Enthalpie (100°C-200°) eingeteilt, in denen binäre Kraftwerke, „Organic Rankine Cycle (ORC)“ Kraftwerke ihre Bedeutung erlangen.

Die Arbeit soll aufzeigen welche unterschiedlichen Kopplungen mit zukunftsweisenden Technologien zur Abwärmenutzung möglich sind und keine Auswirkungen auf den bestehenden ORC-Prozess haben. Da die Restwärme aus dem Rücklauf der Thermalwasserquelle gezogen wird.

Zwei Möglichkeiten die Abwärme als Energiequelle zu nutzen ist der thermoelektrische Generator (TEG) und der thermomagnetische Generator (TMG). Ein weitere Möglichkeit Energie zu erzeugen ist die Nutzung des Saline Gradient Energy (SGE) als Energiequelle. Dies kann mit Pressure Retarded Osmosis (PRO) und Reverse Electrodialysis (RED) erfolgen. TEG und PRO sind aus meiner Sicht für die geothermische ORC-Bedingungen besser geeignet. TEG wandelt die Abwärme direkt in Strom um und ist stärker von der Temperaturdifferenz abhängig. Dieses Verfahren ist bereits eine kommerziell etablierte Technologie mit geringerer Komplexität und dadurch einfacher anwendbar. PRO ist weniger abhängig von der Temperaturdifferenz. Der höhere Salzgehalt der geothermischen Sole kann in diesem Verfahren eine höhere Energie auskoppeln.

Das Pro Verfahren erweitert den Anwendungsbereich der Stromerzeugung mit der Auskopplung der Fernwärme. Die Kopplung kann den Gesamtwirkungsgrad der Anlage maßgeblich verändern. Dadurch kann eine vollständige Nutzung der Gesamtwärme und SGE erreicht werden.

Mit dem Pariser Klimaabkommen verpflichteten sich 195 Staaten zur Reduktion von Treibhausgasemissionen. Der städtische Raum verzeichnet eine hohe Wärmebedarfsdichte, gleichzeitig ist das Flächenangebot zur Erzeugung von regenerativen Energien begrenzt. Die Nutzung von oberflächennaher Geothermie mittels Erdwärmesonden (EWS) und Wärmepumpe stellt eine Möglichkeit der emissionsarmen Wärmeversorgung mit geringem Platzbedarf dar. Um beim flächendeckenden Einsatz von EWS eine langfristig hohe Effizienz der Wärmepumpe garantieren zu können und gleichzeitig die Investitionskosten möglichst gering zu halten, bietet sich die Regeneration der Untergrundtemperatur mit Hilfe von zusätzlichen Wärmequellen an. In der Literatur kommen vor allem Solarthermie und Raumkühlung zum Einsatz. In dieser Arbeit wird die Kombination verschiedener Wärmequellen anhand des geplanten Wohnquartiers „Ludwigshöhviertel“ (LHV) in Darmstadt untersucht. Im LHV soll ein irreguläres EWS-Feld zur Wärmeversorgung von 140 Wohneinheiten mithilfe von PVT-Kollektoren, passiver Fußbodenkühlung und Abwärme aus dem lokalen Supermarkt regeneriert werden. Im Rahmen dieser Arbeit wird zunächst ein detailliertes Simulationsmodell des Gebäudeenergiesystems und des Untergrunds im Simulationsprogramm TRNSYS erstellt. Anschließend werden die Energieströme im Quartier analysiert und mit Fokus auf die verschiedenen Regenerationsquellen qualitativ nach CO₂-Emissionen optimiert. Mit dem Ziel, Handlungsempfehlungen für den Planungsprozess auszuarbeiten, werden sowohl der Betrieb, als auch die Auslegung der verschiedenen Wärmequellen kritisch beleuchtet. Vorläufige Ergebnisse bestätigen, dass die Regeneration vielfältige Vorteile mit sich bringt, wie die Steigerung des thermischen Komforts und der elektrischen Effizienz der PVT-Anlagen, weshalb sich weitere Untersuchungen insbesondere zur Interaktion zwischen den verschiedenen Wärmequellen als sinnvoll darstellen.