Die Wärmetransformation ist das zentrale Instrument zur Dekarbonisierung der Wärmeversorgung. Für die Stadt München und das angrenzende Umland bietet das Molassebecken aufgrund seiner geologischen Beschaffenheit großes Potenzial zur Nutzung tiefengeothermischer Energie. Durch die Anbindung an ein Fernwärmenetz kann zukünftig der größte Teil des Wärmebedarfs regenerativ gedeckt werden.
Neben der Tiefengeothermie werden Großwärmepumpen einen maßgeblichen Anteil an der Wärmeerzeugung haben. Diese werden im Zusammenspiel mit Geothermieanlagen betrieben, wobei Thermalwasser als hochwertige Wärmequelle dient und Wärmeenergie effizient für verschiedene Betriebsweisen bereitgestellt werden kann. Bereits in der Vorkonzeption stellen sich viele Fragen, wie die Wahl eines zukunftssicheren und geeigneten Kältemittels, die Teillastfähigkeit der Anlage und der hohe Stromanschlussbedarf bei hohen Leistungen. Zudem ist die Anzahl der Hersteller von Großwärmepumpen noch sehr begrenzt und viele Entwicklungen sind noch laufend. Im Folgenden werden der Hintergrund des Wärmepumpeneinsatzes in der Tiefengeothermie erläutert, die verschiedenen Betriebsweisen dargestellt und einige der aktuellen Herausforderungen näher erörtert.

Aufgrund des hohen Anteils des Wärmesektors am Endenergieverbrauch in Europa ist dessen stetige Dekarbonisierung unabdingbar. Großwärmepumpen können hierzu einen wichtigen Beitrag leisten. Grundsätzlich sind verschiedene Energiequellen wie Erdwärme, Luft oder fließendes Wasser nutzbar. Im Kontext der Systemintegration von Großwärmepumpen bestehen noch offene Forschungsfragen zu den technischen Aspekten, wie der Fluidauswahl oder dem Teillastverhalten, sowie zu den wirtschaftlichen Aspekten zu beantworten.

Diese Studie untersucht das Potenzial zur Steigerung der thermischen Leistungsabgabe bestehender geothermischer Heizwerke durch die Integration von Großwärmepumpen. Um eine belastbare Wirkungsgradprognose der Wärmepumpe zu berücksichtigen, werden experimentell validierte Kennlinien in ein techno-ökonomisches Modell implementiert. Somit werden insbesondere die Einflussgrößen Temperaturhub, Temperaturgleit und Teillastbetrieb in Bezug auf die Effizienz der Großwärmepumpe berücksichtigt. Die angestellten Jahressimulationen basieren auf realen Eingangsdaten für das Fernwärmenetz, die geothermische Quelle, sowie das bestehende Heizwerk im Süddeutschen Molassebecken.

Im Rahmen der technisch-ökonomischen Analysen erfolgt die Berechnung der Wärmegestehungskosten (WGK). Für das Basisszenario ergibt sich ein Wert von 68 €/MWh. Des Weiteren wurden Sensitivitätsanalysen durchgeführt, um den Einfluss ausgewählter geologischer, anlagentechnischer und wirtschaftlicher Parameter auf die WGK zu quantifizieren. Der Strompreis zeigt mit einer potenziellen Senkung der WGK um 39 % die deutlichsten Auswirkungen. Die Studie demonstriert das signifikante Potenzial der Integration von Großwärmepumpen in geothermische Energiesysteme und Fernwärmenetze zur effizienten und kostengünstigen Erweiterung der thermischen Kapazität des erneuerbaren Systems. So könnte bei gleichen Randbedingungen in den bestehenden Heizwerken im Molassebecken die Wärmemenge von 1100 GWh/a auf 2000 GWh/a angehoben werden.

Das Temperaturniveau von geothermalen Quellen reicht vielerorts nicht aus, um unmittelbar Wärme für industrielle Prozesse bereitzustellen. Hochtemperatur-Wärmepumpen bieten eine effiziente Lösung zur Temperaturaufwertung. In der Regel werden elektrisch angetriebene Wärmepumpen verwendet, welche bei ungünstigen Randbedingungen (z. B. hohe Temperaturhübe) jedoch unwirtschaftlich sein können. Bei großskaligen Anlagen werden zudem hohe Anschlussleistungen benötigt, die möglicherweise die lokalen Netzanschlusskapazitäten überschreiten.

Gleichzeitig fallen an vielen Industriestandorten produktionsbedingte Reststoffe und Biomasse an, die ungenutzt bleiben oder entsorgt werden müssen. Thermisch angetriebene Wärmepumpen stellen – insbesondere in solchen Anwendungsfällen – eine vielversprechende Alternative dar. In Dänemark werden beispielsweise Biomasse betriebene Absorptionswärmepumpen (AWP-Typ 1) eingesetzt, um geothermale Wärme in Nah- und Fernwärmenetze einzuspeisen. Aufgrund technischer Hemmnisse ist der Einsatzbereich von AWP-Typ 1 jedoch meist auf den Niedertemperaturbereich bis 90 °C beschränkt.

In diesem Vortrag werden thermisch angetriebene Wärmepumpen vorgestellt, welche darüber hinaus den Hochtemperaturbereich (> 100 °C) und somit industrielle Anwendungen bedienen können. Im Fokus der Untersuchungen steht die industrielle Prozessdampferzeugung, die insbesondere für die Lebensmittel- und Papierindustrie relevant ist. Als potenzielle Antriebsenergie wird der Einsatz von Biomasse, Reststoffen, erneuerbaren Gasen oder zugekauftem Dampf untersucht. Die erarbeiteten Optionen werden mit elektrisch angetriebenen Wärmepumpen verglichen und anhand ihrer individuellen Vor- und Nachteile diskutiert. Über Sensitivitätsanalysen werden zudem die Einflüsse von verschiedenen Randparametern auf die technisch-ökonomische sowie ökologische Performance dieser Technologien herausgestellt. Auf Grundlage dieser Untersuchungen werden Empfehlungen für priorisierte Einsatzbereiche von elektrisch bzw. thermisch angetriebenen Wärmepumpen erarbeitet, um zukünftig den Planungsaufwand für Geothermieprojekte zu reduzieren.

This study compares the techno-economic performance of high temperature heat pump (HTHP) cycles for upgrading geothermal heat in industrial process heat applications. For industrial facilities lacking excess waste heat and aiming to decarbonize their heat supply, upgrading geothermal heat via a HTHP presents a potential solution. Based on a HTHP literature review, three promising closed-loop compression heat pump cycles—intermediary heat exchanger (IHX), transcritical, and two-stage cascade—are presented and compared in three different industrial process case studies: hot air drying, water heating, and steam generation. The hot air-drying case study considers the heating of dry air from 120 °C to 160 °C; the water heating case study considers the heating of pressurized water from 90 °C to 110 °C; and the steam generation case study considers producing saturated steam at 160 °C from a 110 °C pressurized water stream. All simulations assume an 80 °C geothermal source with a constant flow rate of 75 liters per second. Thermodynamic simulations serve as the basis for the techno-economic evaluation, with Coefficient of Performance (COP) and levelized cost of heat (LCOH) being calculated and discussed for each cycle. In addition to comparing different cycles, heat pump LCOH is evaluated against the installation of a boiler for each process.

Neben der klassischen direkten Nutzung der (mittel-) tiefen Geothermie zur Wärmeversorgung sowie zur Strombereitstellung besteht ein wachsendes Interesse, die verfügbare Wärmeenergie zur Erzeugung von Prozesswärme, Kälte oder in Hochtemperaturwärmepumpen zu nutzen. Über verschiedene Anlagenkonzepte kann die Absorptionstechnologie in diesen Bereichen einen wichtigen Beitrag leisten. Im Gegensatz zu klassischen Kompressionsmaschinen ermöglicht die Absorptionstechnologie eine Wärmetransformation bzw. Kältebereitstellung durch den Einsatz nur geringer Mengen elektrischer Energie. Ihre Nutzung ermöglicht eine ganzjährige Auslastung von Geothermieanlagen, auch in Phasen geringer Wärmenachfrage. Im Rahmen dieses Vortrags sollen Potentiale der verschiedenen Absorptionstechnologien in der Geothermie identifiziert werden. Neben Absorptionswärmepumpen- und Wärmetransformatoren liegt ein besonderer Fokus der Untersuchungen auf Kältebereitstellung aus Geothermie mithilfe von Absorptionskältemaschinen.