Die Speicherung von Energie ist eine der zentralen Herausforderungen der Energiewende. Dies gilt insbesondere für die Wärmeenergie, deren Bedarf starken saisonalen Schwankungen unterliegt und für die eine effiziente Speicherung eine Herausforderung darstellt. Die Wärmespeicherung ist entscheidend für die Ausweitung der geothermischen Nutzung von der Grundlast auf die Mittel -und Spitzenlast in Ballungsräumen. Das Projekt VESTA Malm befasst sich mit den Herausforderungen der Wärmespeicherung bei sehr hohen Temperaturen (>100 °C) in einem reaktiven Karbonatreservoir. Ziel des Projektes ist es, die technischen Hürden eines Demonstrationsprojektes im Großraum München aufzuzeigen und zu senken. Die zentralen Herausforderungen des Projektes sind (1) Geeignete Behandlungsmethoden zur Vermeidung von Formationsschäden durch Ausfällung von Karbonatmineralien aus dem injizierten Thermalwasser zu finden. (2) Verbesserung der Rückgewinnung der gespeicherten Wärme in einem verkarsteten Aquifer mit unregelmäßiger Porositätsverteilung. (3) Bereitstellung einer wirtschaftlich optimierten Bohrungskonfiguration, die die Anforderungen der Produktionstechnik (z.B. häufige Pumpenwechsel) berücksichtigt. (4) Integration des Speichers in das bestehende Fernwärmenetz unter Berücksichtigung der Wärmequellenverfügbarkeit.

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

Hochtemperatur-Aquiferwärmespeicherung (HT-ATES) im geologischen Untergrund kann dabei helfen das zeitliche Missverhältnis zwischen Produktion und Bedarf von Energie aus erneuerbaren Quellen zu überbrücken. Trotz großer Bedeutung für die Energiesystemtransformation im Wärmeversorgungsbereich ist HT-ATES mit einigen Herausforderungen und Risiken wie z.B. genehmigungsrechtlicher Hürden konfrontiert. Die Wärmeeintragsexperimente am TestUM-Aquifer-Testgelände bieten eine Grundlage für die Charakterisierung und Überprüfung des hydraulischen, thermischen, geophysikalischen, mikrobiologischen und geochemischen Prozessverständnisses. Ein HT-ATES-System wurde auf dem Gelände experimentell simuliert, wobei drei Phasen mit unterschiedlichen Be- und Entladezyklen bei Einspeisetemperaturen von 80°C dargestellt wurden. Mehr als 500 Thermoelemente wurden verwendet, um Temperaturdaten über einen Zeitraum von 579 Tagen zwischen Juli 2021 und Februar 2023 aufzuzeichnen. Insgesamt wurden elf Betriebszyklen, unterteilt in zwei Phasen, durchgeführt, was einem Gesamtwärmeeintrag von 155 MWh entspricht. Die Temperaturaufzeichnungen sind räumlich hoch aufgelöst, insbesondere in der Nähe der Injektionsbohrung, mit Intervallen von nur 0,5 m in vertikaler und horizontaler Richtung und einer zeitlichen Auflösung von 10 min. Somit sind die Temperaturverteilung im Untergrund und die Position der Wärmefahne zu jedem Zeitpunkt gut charakterisiert. Die Ergebnisse zeigen, dass die Temperaturverteilung durch dichtegetriebene Konvektion, die durch die Temperaturunterschiede verursacht wird, sowie durch Wärmeverluste an die hangende Stauschicht beeinflusst wird. Die Speichereffizienz wurde durch die Messung von Rückflussraten und Temperaturen bestimmt, wobei sich zeigte, dass die Speichereffizienz mit der Zykluslänge und mit den Stillstandszeiten zwischen Ladung und Entladung abnimmt.

Saisonale ATES-Systeme ermöglichen die effiziente Integration klimaneutraler Wärmequellen in urbane Wärmeversorgungssysteme. Ein sicherer und effizienter Betrieb setzt jedoch sowohl die Erfassung, als auch die realistische Bewertung und Prognose induzierter hydraulischer, thermischer, geochemischer und mikrobiologischer Effekte, sowie deren Auswirkungen auf Betrieb und Umwelt voraus.

Um eine Datenbasis für eine Erweiterung des Prozessverständnisses auf der Feldskala und die Ableitung geeigneter Monitoringstrategien bereitzustellen wurde ein zyklischer HT-ATES Feldversuch durchgeführt. In sechs 14-tägigen Beladungsperioden wurden ~300 m³ Wasser in den Speicherhorizont (6-15 m u. GOK) infiltriert (~15 L/min; ~80 °C) und direkt oder nach 21 Tagen Speicherung wieder extrahiert. Dabei überwachte ein räumlich und zeitlich hochaufgelöstes Monitoring an ~90 Messpunkten induzierte hydrogeochemische Effekte, sowie deren Reversibilität.

Innerhalb von ~7 m um den „warmen Brunnen“ deutet die Überlagerung zuvor stratifizierter Kalzium- und Sulfatkonzentrationen in Kombination mit dem Ausbreitungsmuster erhöhter Siliziumkonzentrationen auf die Ausbildung einer dichtegetriebenen Konvektionszelle hin, welche auch von begleitenden numerischen thermo-hydraulischen Simulationen prognostiziert wurde. In Speicherperioden, aber umso mehr im Postbetrieb, gehen Temperaturrückgänge auch mit dem Rückgang zuvor erhöhter Konzentrationen von bspw. Silizium, Kalium, Selen und Vanadium einher. Nach den ersten ATES-Zyklen zeigen mit Kalium und Selen erste Komponenten abnehmende Konzentrationsmaxima, was auf eine Erschöpfung ihrer mobilisierbaren Pools hinweist. Zudem zeigte das Monitoring 30 m abstromig des warmen Brunnens bisher keine Hinweise auf induzierte Temperatur- oder Konzentrationsänderungen, obwohl simulierte Tracerausbreitungen bereits auf den Durchgang infiltrierten Wassers hinweisen.

Insgesamt dominieren hochdynamische Strömungsbedingungen den Nahbereich des heißen Brunnens und trotz skalenbedingt geringer Wärmerückgewinnungsraten hält die Reversibilität der induzierten Effekte das weitere Umfeld geochemisch unbeeinflusst.

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

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

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

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