Im Poster wird das neu genehmigte FE-Vorhaben KarboxEx2 vorgstellt. https://www.geothermie.de/bibliothek/lexikon-der-geothermie/k/karboex2-forschungsvorhaben

GeoLaB (Geothermal Laboratory in the Crystalline Basement) aims to build an underground geoscientific laboratory in a fractured crystalline basement. The first potential selected site is the Odenwald crystalline complex (Hessen, Germany) due to its geology (fractured crystalline basement) and petrology (Tromm granite), the second the Black Forest.

The investigation of the geochemistry and the hydrothermal alteration plays an important role in order to understand the evolution of important rock properties such as permeability, porosity and the response to applied stress.

As the exploration is currently focusing on the Tromm site in the Odenwald area, a representative set of fifteen surface rock samples was investigated by means of X-ray powder diffraction XRD (quantitative estimation of the mineral assemblage, rock classification), electron microprobe analyzer EMP (determination of the mineral geochemistry, hydrothermal alteration and microstructures), X-ray fluorescence XRF (analysis of major and minor elements) and inductively coupled plasma mass spectrometry ICP-MS (analysis of trace elements). The dominating granites and quartz monzonites (according to the TAS classification based on the XRF results) are composed of quartz, K-feldspar, plagioclase (andesine), and mica (biotite and muscovite). Apatite, zircon, magnetite, rutile and monazite were detected as accessories, thus enabling geochemical dating.

Three of the samples show hydrothermal alteration in the form of kaolinite at the plagioclase rims. Alteration processes could also be observed in the images acquired with the EMP.

A comparison of the geochemistry and mineralogy of both locations will contribute to the site selection for the realization of the GeoLaB infrastructure.

Das übergreifende Ziel des Gesamtprojekts ist die Entwicklung eines innovativen integrativen Konzepts für mitteltiefe Erdwärmesonden. Die Integration in die Wärmeversorgung von kleineren Kommunen und Industrieparks, die bislang noch nicht über ein Fernwärmenetz verfügen, ist sowohl aus wirtschaftlicher als auch aus technischer Perspektive vorgesehen. Das Poster fokussiert auf die numerische Simulation einer Erdwärmesonde, die auf dem geschlossenen Zweiphasen-Thermosyphon mit Kohlendioxid als Arbeitsmittel basiert. Das Modell stellt die Grundlage für die realitätsnahe Modellierung eines CO₂-Erdwärmesondensystems in mittleren Tiefen dar. Die numerische Simulation zielt darauf ab, transiente Temperaturänderungen im Untergrund vorherzusagen, das Wärmegewinnungssystem zu optimieren und dessen Sicherheit zu gewährleisten. Darüber hinaus ermöglicht der im Vergleich zu experimentellen Untersuchungen geringe Aufwand, der durch Modifikationen des Strukturdesigns unter Zuhilfenahme der numerischen Simulation, beispielsweise in Form einer koaxialen Struktur, erforderlich ist, eine Analyse hinsichtlich der thermischen Energieausnutzung, was zu einer gesteigerten Wärmeausnutzungseffizienz führt.

The subsurface of large parts of the North German Basin is dominated by salt structures (flat salt pillows and steeply rising salt domes). Although no thermal water-bearing horizons within these salt structures exist, they nevertheless offer good conditions for geothermal utilization using closed geothermal systems. Rock salt has a higher thermal conductivity compared to the surrounding rocks, which leads to a modified temperature field with increased temperatures within the salt structure, at least in the medium-depth range above 2500 m as well as higher extraction rates along a heat exchanger.

The project UPTES (Investigation of the potential of deep geothermal probes in Schleswig-Holstein) aims to establish a planning tool for deep coaxial heat exchangers in salt structures. Both the subsurface conditions (distribution and depth of salt structures, thermal conductivities) and the technical parameters of the coaxial heat exchangers are considered. The technical configuration of a newly developed deep coaxial borehole heat exchanger by green therma, employing a combination of vertical and horizontal heat exchanger sections and improved thermal insulation, is used in this project, which starts in autumn 2024. This poster will thus present the project ideas, project outline and intended work packages.

Bergwerke stellen nach ihrer Außerbetriebnahme und der einhergehenden natürlichen Flutung große Wasserreservoire dar. Diese Wasserreservoire rücken zunehmend in den Fokus der Gemeinden und Energieversorger besitzen sie doch ein hohes Potenzial an erschließbarer Erdwärme. Durch den Kontakt mit dem Gestein ist das sogenannte Grubenwasser gut thermisch an den Untergrund angekoppelt. Dies führt dazu, dass bei einer energetischen Nutzung dieses Wassers eine große Speichermasse im Untergrund wärmetechnisch aktiviert werden kann, was mit einer entsprechenden hohen Wärme- oder Kälteleistung korreliert.

Die Erschließung der oftmals verwahrten Bergwerke ist jedoch mit hohen Kosten durch das Abteufen und Sichern von Bohrungen oder Schächten verbunden. Hohe Initialkosten bedingen, dass ein System eine lange zuverlässige Betriebsphase ermöglicht und keine negativen Veränderungen, wie ein Abfall der Wärmeleistung, stattfinden. Diese können durch eine übermäßige energetische Erschöpfung des Gesteins im Bergwerk zustande kommen. Eine genaue Vorausplanung der verfügbaren thermischen Energie ist daher essenziell.

Um dieses Energiepotenzial über die Lebensdauer einer Anlage zu bestimmen, lassen sich in der Literatur verschiedene Modelle finden. Analytische und vereinfachte numerische Modelle besitzen gegenüber komplexen CFD-Modellierungen den Vorteil, relativ genaue Ergebnisse in kurzer Zeit zu erzeugen. Jedoch konnten in den vereinfachten Literaturmodellen diverse Schwachstellen identifiziert werden, welche durch eine Eigenentwicklung verbessert werden.

Im Rahmen der Studie wurde ein solches Modell gegen adaptierte und optimierte Literaturmodelle sowie gegen umfangreiche CFD-Simulationen getestet. Die Ergebnisse zeigen eine bessere Übereinstimmung mit den Ergebnissen der komplexen CFD-Simulation als die Literaturmodelle. Ein Validierungsversuch wurde mit Realdaten einer Kleinzeche unternommen. Ursachen für Abweichungen werden diskutiert und Verbesserungsansätze vorgeschlagen.

Untersuchungen zeigen, dass erdgekoppelten Wärmepumpen für Niedertemperaturanwendungen wie Heizung, Kühlung und Trinkwarmwasserbereitung in Gebäuden effizienter sind als Luft-Wärmepumpen. Daher kommen mit einem EWS-Feld gekoppelte Wärmepumpen besonders in Großanlagen mit Heiz- und Kühlbedarf zum Einsatz. Die Überwachung der Performance solcher Wärmepumpensysteme ist wichtig, da diese Systeme sensibel auf Betriebsstörungen reagieren. Die Komplexität des Systems und der Steuerungen führt oft zu einem ineffizienten Betrieb, und bei der Überwachung können bestehende Fehlfunktionen identifiziert werden. Diese Probleme könnten für einen nachhaltigen und optimalen Betrieb des Systems behoben werden. Auch die EWS-Felder benötigen aufgrund ihrer speicherähnlichen Eigenschaften eine Überwachung, um die langfristige Temperaturentwicklung aus Gründen der Nachhaltigkeit zu beobachten. Diese Studie konzentriert sich auf die Zusammenfassung der wichtigsten Erkenntnisse aus den verfügbaren Messdaten von 10 verschiedenen Anlagen mit erdgekoppelten Wärmepumpen. Diese Standorte unterscheiden sich hinsichtlich der Gebäudenutzung (Wohn- oder Nichtwohngebäude), der Systemkonfiguration, des Standorts, des Zwecks (Heizung oder Kühlung) und der Datenverfügbarkeit (lang- oder kurzfristig) voneinander. Die Tiefe der EWS variiert von 40 m bis 145 m. Erste Ergebnisse haben gezeigt, dass der SPF von Wärmepumpen für die Heizung zwischen 2,5 und 6,5 und für die Kühlung zwischen 3,0 und 5,1 liegt. Ein perfektes Gleichgewicht zwischen Wärmeentzug und -einspeisung ist an den meisten Anlagen nicht erreicht worden. Bei den meisten Standorten mit kurzfristigen Monitoringdaten ist die Veränderung des Temperaturniveaus des Grundwassers vernachlässigbar. Bei den Standorten mit Langzeitüberwachung konnte jedoch eine Abweichung der Grundwassertemperaturen im Laufe der Zeit erkannt werden. Zur weiteren Analyse werden die Vorteile der Regenerierung anhand der Wärmebilanz der Erdreichquelle und der Grundwassertemperaturen bewertet.

Für die Auslegung von Geothermie Anlagen ist es neben weiteren Parametern entscheidend, die Wärmeleitfähigkeit des Untergrundes sowie den thermischen Bohrlochwiderstand zu kennen. Ein Thermal Response Test (TRT) ist die Methode der Wahl, um diese Werte zu ermitteln.

Seit der Entwicklung der mobilen TRT-Geräte in den 1990er Jahren gibt es zahlreiche Beschreibungen und Empfehlungen für die Durchführung der Tests, einschließlich der Vorgaben für den Testaufbau, die Anforderungen an die Messgeräte sowie die Auswertung eines TRTs, wie beispielsweise die VDI Richtlinie 4640 Blatt 5 in Deutschland. Dies ermöglicht Testanbietern ein eigenes TRT-Gerät zu bauen und einen solchen Test durchzuführen. Allerdings gibt es bislang noch keine etablierte Methode zur Überprüfung von TRT-Geräten einschließlich des Testablaufs und der Testauswertung.

Zur Qualitätssicherung von TRT-Geräten wurde daher am ZAE Bayern eine emulierte Erdwärmesonde (E-EWS) entwickelt und gebaut. Sie bildet das thermische Verhalten einer realen Erdwärmesonde (EWS) nach. Es können verschiedene Erdwärmesondeneigenschaften (Länge etc.) sowie Untergrundeigenschaften eingestellt werden. Dadurch können verschiedene TRT-Geräte innerhalb kurzer Zeit unter reproduzierbaren Randbedingungen getestet werden.

Besonders der Ausschluss der Umgebungseinflüsse (Sonne, Wind, Regen, Spannungsschwankungen des elektrischen Netzes) auf die TRT Messung wie sie speziell auf Baustellen vorkommen, stellen eine große Herausforderung für die TRT-Geräte und den Testablauf dar. Daher wurde im Rahmen des vom BMWK geförderten Verbundvorhabens „QEWSplus – Qualitätssteigerung oberflächennaher Geothermiesysteme“ (FKZ: 03EE4020B) die E-EWS in einem Optimierungsschritt um die Möglichkeit der Nachbildung auch dieser Einflüsse ergänzt.

In diesem Vortrag sollen der aktuelle Entwicklungsstand der E-EWS dargestellt, sowie die Ergebnisse der ersten Messungen mit Emulierung der Umgebungseinflüsse vorgestellt werden.

Aquifer thermal energy storage (ATES) in the geological subsurface can help bridge the temporal mismatch between production and demand of energy from renewable sources by shifting heat seasonally. Increasing the temperature level of the stored heat provides additional energetic benefits of easier integration into the heat supply system as well as increased storage capacity and storage rates. Because HT-ATES represents a new technology and operational experience and insights into induced subsurface temperatures are rare, the heat experiments at the TestUM –Aquifer field site aim to provide a basis for characterization and verification of the hydraulic and thermal process understanding and for the energetic assessment of HT-ATES systems. For this, a well doublet was operated for one year mimicking heat injection and extraction cycles under heavily monitored conditions.

A numerical simulation model for coupled heat transport and groundwater flow was developed, representing all cycles of the experiment. Model results generally indicate a good agreement with measured temperatures, both for return flow temperatures as well as aquifer temperatures. It is found that density induced thermal convection strongly influences the temperature distribution close to the injection well, while temperatures in the far field are determined by horizontal convective heat transport and heat losses. The simulated return flow temperatures indicate the general trends of increasing heat recovery with increasing cycle number and reduced recovery with increasing cycle duration, in agreement with the experimental results. This demonstrates that numerical simulation allows for both an operational assessment and the prediction of the induced subsurface temperatures.

Microbial processes such as biofilm formation (clogging) and mineral precipitation (scaling) can affect the effectiveness of aquifer thermal energy storages (ATES). They can reduce the permeability of potential reservoirs and compromise the efficiency of ATES facilities. In addition, microbial processes can release toxic trace elements such as arsenic through iron mineral dissolution in the subsurface. To evaluate the microbial impact on the performance of ATES, it is crucial to identify in situ metabolic processes and microbial key players.

At the ATES exploration site Berlin-Adlershof, we monitored the microbial abundance, community composition and metabolic functions for 2 years after drilling in a Jurassic sandstone aquifer at ~225 m depth. We applied culture-dependent and -independent approaches such as enrichment cultures, amplicon sequencing, metagenomics and -transcriptomics in the context of the groundwater hydrochemical conditions.

The aquifer was characterized by an in-situ temperature of 17 °C, Na and Cl dominated fluid (TDS ~20 g L^-1) and organic substrates including acetate. The microbial community was adapted to saline and alkaline conditions. Over time, the community shifted from mainly fermenting bacteria, capable of hydrogen and organic acid production, to a syntrophic community of fermenting and sulfate reducing bacteria, with the latter consuming the fermentation products. These processes involve the risk of corrosion, but also offer the possibility to dissolve mineral scales.

Results of this study in combination with a percolation experiment analyzing biotic versus abiotic processes at different temperature conditions, will help to develop prediction tools for potential system operational failures and appropriate countermeasures in ATES.

Wir präsentieren analytische Berechnungen des instationären Wärmetransfers durch Wärmeleitung in einem zylindrischen Bereich und in einer Platte, welche als vereinfachte Modelle für geothermische Systeme mit oder ohne Wärmespeicherung betrachtet werden können. Die vorliegende Analyse ermöglicht es uns, die thermische Penetrationstiefe während einer instationären Startphase sowie nach Erreichen eines quasistationären Zustands zu erläutern. Durch die Nutzung der ermittelten thermischen Penetrationstiefe können wir den minimal möglichen Abstand zwischen zwei geothermischen Bohrlöchern bestimmen und zudem die Auswirkungen der Komplettierungseigenschaften auf diesen Abstand anhand der analytischen Lösung des Problems überprüfen. Darüber hinaus werden die Ergebnisse verwendet, um numerische Methoden zu verifizieren. Diese analytische Lösung kann zudem genutzt werden, um die Integration eines numerischen Reservoirmodells mit dem Bohrlochmodell zu erleichtern.

The GeoBOOST project aims to promote the adoption of geothermal heat pumps (GHPs) across the European Union (EU). GHPs are currently the most effective and versatile technological solution for reducing dependence on fossil fuels.

As part of the project, this study focuses on developing recommendations for a robust legal and technical framework to prevent interference in open and closed loop GHP systems. The goal is to optimise planning and design of systems, thereby maintaining their efficiency and geothermal resources management. A comprehensive review was conducted on studies evaluating thermal interference between adjacent GHP systems and its impact, and applicable regulations across EU countries involved in the project (Belgium, Spain, Germany, Ireland, Sweden, Austria, the Netherlands, and Poland).

Results indicate that thermal interference can significantly reduce GHP system efficiency if not considered during the planning phase. The regulatory review shows major variations in legal requirements, highlighting the heterogeneity of GHP data records, which raises issues with standardisation and implementation of reporting practices.

In response, we propose a holistic approach to address thermal interference and regulatory challenges, enabling more efficient and compliant GHP systems planning. A key component of this initiative is a robust data collection structure to harmonise data from various regions, which has the potential to allow for more accurate assessments and improved framework reliability. This structure proposes information about drilled geology and hydrogeology and GHP installation data. Adopting this framework can improve the visibility of geothermal projects, provide data for facilitated market analysis and stimulate the market for GHPs.

Das Bundesberggesetz (BBergG) regelt in § 3 Abs. 2 S. 2, dass sich das Eigentum an einem Grundstück nicht auf die sogenannten bergfreien Bodenschätze erstreckt. Die Aufsuchung und Gewinnung von Erdwärme ist daher dem Verfügungsrecht des Grundstückseigentümers entzogen und bedarf einer bergrechtlichen Genehmigung. Die Aufsuchung von Erdwärme ist erlaubnispflichtig, für die Gewinnung bedarf es einer Bewilligung, gem. § 6 S. 1 i.V.m. § 3 Abs. 2 Nr. 2 lit. b BBergG. Sowohl die Aufsuchungserlaubnis, als auch die Bewilligung gewähren ihrem Inhaber für einen begrenzten Zeitraum in einem bestimmten, räumlich umgrenzten Feld ein im Verhältnis zu Dritten ausschließliches Recht. Innerhalb eines Aufsuchungsfeldes können nur unter engen Voraussetzungen und auch nur in begrenztem Umfang überlappende Aufsuchungserlaubnisse für denselben Bodenschatz erteilt werden. Nicht ausgeschlossen ist hingegen die Erteilung einer Bewilligung innerhalb eines bestehenden Erlaubnisfeldes.

Wie sich zeigt, kann die Ausschließlichkeit von Bergbauberechtigungen im Ergebnis dazu führen, dass bei geothermischen Aktivitäten im selben Feld, selbst wenn diese in unterschiedlichen Stockwerken stattfinden, eine Überlagerung mehrerer Bergrechte für verschiedene Inhaber zum Teil nur eingeschränkt oder garnicht zulässig ist. Mit dem vierten Bürokratieentlastungsgesetz soll zumindest der rechtliche Rahmen für ein Nebeneinander von Tiefengeothermie und oberflächennaher Geothermie vereinfacht und bundesweit vereinheitlicht werden.

Im Rahmen dieses Beitrages soll die Bedeutung konkurrierender Interessen im Kontext des bergrechtlichen Genehmigungsrahmens beleuchtet werden. Dabei soll insbesondere auf das Verhältnis konkurrierender Anträge auf Erteilung gleichwertiger oder unterschiedlicher Bergbauberechtigungen für überlappende Felder eingegangen werden. Darüber hinaus sollen die Möglichkeiten von Kooperationen beleuchtet und aktuelle Entwicklungen zur Stockwerkstrennung dargestellt werden.

Zur Erreichung der Klimaziele der deutschen Bundesregierung ist die Wärmewende unverzichtbar. Großes Potenzial haben dabei in geothermischen Heizwerken, die je nach geologischen Bedingungen unterschiedliche Anlagenkonfigurationen erfordern. Um das Spektrum im süddeutschen Molassebecken abzudecken, werden die Umweltauswirkungen von zwei Heizwerken verglichen: einer klassischen Tiefengeothermieanlage und ersten Ergebnissen eines theoretischen Modells einer mitteltiefen Anlage, die Wärmepumpen nutzt um die Vorlauftemperatur anzuheben. Dabei wird auf die kritischen Parameter eingegangen, die den Fußabdruck besonders beeinflussen und reduzieren können. Diese Ergebnisse sind vor dem Hintergrund der EU-CO2e-Grenzwerte der Taxonomie besonders relevant, die alle fünf Jahre gesenkt werden und bis 2050 Netto-Null erreichen sollen.

Zur Bewertung der Anlagen wird eine Ökobilanzierung für hydrothermale Geothermieheizwerke vorgestellt, die auf den Standards ISO 14040 und 14044 basiert. Diese Analyse umfasst die ökologischen Auswirkungen in verschiedenen Wirkungskategorien: Treibhausgaspotenzial, Verbrauch fossiler und mineralischer Ressourcen sowie Versauerung von Gewässern. Untersucht werden die Lebenszyklusphasen Konstruktion, Betrieb und Rückbau, wobei sowohl die untertägigen Komponenten wie Bohrungen als auch die obertägigen Anlagen berücksichtigt werden. Die Treibhausgasemissionen betragen 66 g CO₂/kWh für die tiefengeothermische und 102 g CO₂/kWh für die mitteltiefe Geothermieanlage. Besonders beeinflusst werden die Anlagen durch ihren Strombedarf, der durch den deutschen Strommix gedeckt wird. Hiervon ist die die mitteltiefe Anlage stärker betroffen als die tiefengeothermische Anlage, da neben der Tiefenpumpe zusätzlich Strom für die Wärmepumpen benötigt wird. Um die Spannbreite der geologischen Randbedingungen für mitteltiefe Anlagen abzubilden wird in zukünftige Arbeiten eine systematische Untersuchung vorgenommen.

Problemstellung

• Für den optimalen Betrieb und Steuerung von Geothermieanlagen ist eine niedrige Rücklauftemperatur entscheidend, das erhöht den Ertrag und verbessern die Wirtschaftlichkeit der Geothermie und der Fernwärme
  • Der Kunde sichert die Grundlast seines Fernwärmesystems durch eine Tiefengeothermie-Anlage (2 Km Teufe, 75 Grad Vorlauf, 8 MW Wärmeleistung) hohe Rücklauftemperaturen verhindern allerdings eine optimalere Steuerung des Wärmetauschers und einen maximierten Ertrag
  • Auf Basis der Vorligenden Betriebserfahrungen hat der Kunde eine Ausschreibung zur Reduzierung der Rücklauftemperauren und zur Verbesserung der Geothermie-Steuerung vorgenommen

Lösungsansatz: Rücklauftemperaturreduzierung durch Digitalen Zwilling

• Vollständiger Netzeinblick: Sichtbarkeit von Temperaturen und Problemstellungen historisch und im laufenden Betrieb
  • Auf Basis der historischen Analyse können Netzengpässe und Abnehmer identifiziert werden, welche eine Temperaturabsenkung verhindern
  • Auf Basis des Echtzeit-Monitorings erfolgt im laufenden Betrieb die Priorisierung von Maßnahmen zur Rücklauf-Temperaurabsenkung, die den größten Nutzen bringen werden
  • Der Digitale Zwilling wird zusätzlich zur Dynamischen Rücklauf-Temperaursteuerung eingesetzt

Das Praxisbeispiel ist aus den Niederlanden

There are many innovation topics on the agenda of various geothermal organisations. These topics often explore the boundaries of technolgy and science. We believe that there is still a lot to be learned by operational excellence. Closing the loop from design to construction to production monitoring and maintenance needs to be closed by applying the lessons learned in new designs. In this poster we provide examples of these lessons learned for sandstone high saline brine projects during the development of approximately 10 geothermal projects with a capacity of over 150 MW thermal, including well design and well testing learnings, production and geohazard monitoring and and production optimisation projects.

The novel concept of Carbon Dioxide-Based Electrothermal Energy and Geological Storage System (CEEGS) offers a solution for large-scale buffer capacity for balancing non-dispatchable wind and solar energy resources and providing additional value for carbon capture, usage and storage (CCUS) by utilizing carbon-dioxide as working fluid. In this paper, we aim at understanding geological parameters and fluid flow processes that control both subsurface and surface performance of the proposed system.

The transient pressure and temperature processes in the reservoir are modelled using CMG GEM and STARS simulators. The system has two operation phases: first, a carbon dioxide plume is established in the reservoir through continuous injection in a well. After that, intra-day energy storage periods are simulated. The sensitivity of the geological parameters on system performance are tested in two generic reservoirs under realistic conditions: deep saline aquifer in sandstone and deep geothermal carbonate rock.

The simulation study shows that besides rock transmissibility, larger reservoir depth and geothermal gradient may significantly enhance system efficiency and energy output. It is also observed that both geological scenarios can provide considerable well injectivity and productivity as well as gross efficiency and sustainability for economic operation. It is also shown that initial carbon-dioxide plume setup phase may not only allow minimizing unsolicited brine co-production, but it may effectively induce well productivity decrease due to geochemical reactions between carbon dioxide, rock and brine. Other concepts where geothermal energy with carbon capture and storage are combined may benefit from the results of this study as well.

Eine schnelle, einfache und seit Jahrzehnten etablierte Methode für die Dimensionierung von Erdwärmesonden-Feldern ist die dynamische Simulation mit analytischen Lösungen, z. B. in Form sog. g-functions. Diese sind in Programmen wie EED, EWS, GEO-HAND^light und auch verschiedenen Python-Toolboxen umgesetzt. Der Einfluss strömenden Grundwassers, insbesondere die individuelle gegenseitige Beeinflussung der Erdwärmesonden in einem Feld und die Begrenzung der Grundwasserströmung auf nur einen Teil der betreffenden geologischen Schichten, wird dort jedoch nicht oder nur rudimentär berücksichtigt.

Im Forschungsvorhaben QEWSplus „Qualitätssteigerung oberflächennaher Geothermiesysteme“ (Förderung: BMWK, FKZ: 03EE4020, www.qewsplus.de) wurde von der Hochschule Biberach in Kooperation mit der Universität Ulm ein analytisches Rechenmodell implementiert, welches die Berechnung der Auswirkung einer Grundwasserströmung auf die einzelnen Sonden in einem Sondenfeld in Analogie zu den bekannten g-functions berechnet. Das Verfahren schließt an eigene Vorarbeiten aus Van de Ven et al. (2021) an und baut auf Arbeiten von Abdelaziz et. al (2014) sowie Erol and Francois (2018) auf, deren Modellansätze zu diesem Zweck weiterentwickelt wurden.

Das erstellte Rechenverfahren, seine Verifizierung mittels numerischer Simulationen und seine Anwendung werden vorgestellt.

Literatur:

Abdelaziz, S.L., Ozudogru, T.Y., Olgun, C.G., Martin, J.R., 2014. Multilayer finite line source model for vertical heat exchangers. Geothermics 51, 406–416.

Erol, S., François, B., 2018. Multilayer analytical model for vertical ground heat exchanger with groundwater flow. Geothermics 71, 294–305.

Van de Ven, A., Koenigsdorff, R., Bayer, P., 2021. Enhanced Steady-State Solution of the Infinite Moving Line Source Model for the Thermal Design of Grouted Borehole Heat Exchangers with Groundwater Advection. Geosciences 11 (10), 410.

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 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 Speichersystems wurde Ende 2023 ein distributed Geothermal Response Test (dGRT) an einer Erdwärmesonde durchgeführt. Mit einer 6-wöchige Heizphase und den drei verbauten Glasfaserkabel im Innnenrohr, Ringraum und Zement konnten so die thermischen Eigenschaften der Sonde und des umgebenden Gesteins analysiert werden. Besondere Aufmerksamkeit galt der innovativen Isolierung des koaxialen Komposit-Innenrohres, bestehend aus Stahl-PPR-Inliner, die als kostengünstige Alternative zu z.B. vakuuum isolierten Steigrohre die thermischen Verluste an den Ringraum minimieren soll. Dementsprechend wurden neben dem gesamten Bohrlochwiderstand auch die thermische Verluste durch das Innenrohr an den Ringraum untersucht, um somit deren Einfluss auf die Reduzierung der Effizienz einer Erdwärmesonde bewerten.

Abschließend wurden mit den gewonnen in-situ Daten ersten thermo-hydraulische, numerische Modellrechnungen zur resultierenden Effizienz des Speicherdemonstrators und potenzieller zukünftiger Ausbaustufen durchgeführt.

Im Verbundvorhaben QEWSplus "Qualitätssteigerung oberflächennaher Geothermiesysteme" werden praxisrelevante Aspekte zur Qualitätssicherung und -steigerung oberflächennaher geothermischer Systeme untersucht. Im Rahmen der Systembetrachtung von Erdwärmesonden (EWS) wird ein besonderes Augenmerk auf die verwendeten Verfüllbaustoffe gelegt, da deren Interaktion mit dem Untergrund und deren Anbindung an die Sondenrohre entscheidend für die hydraulische Integrität des EWS-Bauwerks ist. In diesem Beitrag werden Erkenntnisse zum Verhalten verschiedener Verfüllbaustoffe im Untergrund und zur vertikalen hydraulischen Durchlässigkeit von EWS-Systemproben (Systemdurchlässigkeit) vorgestellt.

Werden EWS-Bohrungen verfüllt, tritt die Verfüllsuspension in direkten Kontakt mit dem Untergrund, was je nach Beschaffenheit die Verfüllqualität durch Filtrationsprozesse erheblich beeinflussen kann. Um dies zu untersuchen, wurden von Solites realitätsnahe Filtrationsversuche durchgeführt und in Zusammenarbeit mit Projektpartnern reale EWS in einem Steinbruch erstellt, die anschließend für die Analyse großflächig rückgebaut wurden. Sowohl die Filtrationsversuche als auch die rückgebauten EWS liefern Eindrücke über die Vorgänge während und nach der Verfüllung. Zusätzlich bietet der Rückbau einzigartige Einblicke in die Bohrlochgeometrie, die Lage der Sondenrohre und das potenzielle Auftreten von Lunkern.

Neben den zuletzt genannten Aspekten hängt die Systemdurchlässigkeit maßgeblich vom Kontaktbereich zwischen den EWS-Rohren und dem Verfüllbaustoff ab. Störungen an dieser Grenzfläche konnten mit Versuchsständen am ZAE Bayern reproduzierbar herbeiführt und qualitativ untersucht werden. Bedeutenden Einfluss auf eine Ringspaltbildung hat das rheologische Verhalten der in EWS-Bauwerken eingesetzten PE-Sondenrohre. Besonders kritisch sind Temperaturabsenkungen während des Betriebs zur Gebäudeheizung zu sehen, aufgrund derer Sondenrohre kontrahieren. Dies kann die Integrität des Bauwerks so sehr beeinträchtigen, dass behördliche Auflagen zur Systemdurchlässigkeit nicht mehr erfüllt werden. Mögliche Lösungsansätze werden diskutiert.

Im MALEG Verbundprojekt wird an der Effizienzsteigerung von geothermischer Energieproduktion mit Hilfe von künstlicher Intelligenz geforscht. In diesem Zusammenhang wird sowohl ein Digitaler Zwilling des Geothermiekraftwerks, mit dessen Sensoren und Aktoren, als auch ein Digitaler Zwilling der hydrogeochemischen Prozesse innerhalb des Thermalwasserkreislaufes entwickelt.

Die Energieproduktion in Geothermiekraftwerken ist an die hydrochemischen Grundbedingungen des Fluides geknüpft. Dabei wird durch Druck-, Temperatur-, oder pH-Änderungen das chemische Gleichgewicht des geförderten Thermalwassers verändert, welches zu unkontrollierten Prozessen wie Mineralausfällungen, Ausgasen und Korrosion führen können. Um diese Prozesse besser abbilden zu können, wurde ein Digitaler Zwilling entwickelt. Dieser Zwilling basiert auf der Kopplung eines geochemischen Modellierprogramms (IPhreeqc) und eines numerischen Berechnungsprogramms (MATLAB) via Component Object Model Servers. Dabei werden Modellierungen automatisiert berechnet, übertragen und ausgewertet. Somit lassen sich die neuen geochemischen Gleichgewichtsverhältnisse durch die Parameteränderung direkt ermitteln und interpretieren. Diese Ergebnisse bilden die Grundlade für die Implementierung einer Künstlichen Intelligenz zur Effizienzsteigerung von Geothermiekraftwerken.

Seismische Ereignisse, die im Kontext von Geothermiekraftwerken wie in Landau oder Basel beobachtet wurden, haben zu einer erhöhten öffentlichen Besorgnis hinsichtlich der Geothermie geführt. Zudem ist die räumliche Nähe der Geothermiekraftwerke zu bewohntem Gebiet von entscheidender Bedeutung, um die Bereitstellung von Energie in kurzer Distanz zum Verbraucher zu gewährleisten. Um dem seismischen Aspekt vorhersagend zu begegnen, werden primär Modellierungsansätze für die jeweils gegebenen geologischen und gebäudetechnischen Voraussetzungen gewählt. Die Erfassung von Daten im Hinblick auf induzierte Seismizität konzentriert sich in erster Linie auf das Freifeld. Um die Messdatensätze und Modellierungsdaten um die resultierenden Schwingungen im Gebäude zu ergänzen, wurde ein kontinuierliches Monitoring implementiert. Das Monitoring wurde über einen Zeitraum von zehn Monaten in drei verschiedenen Gebäuden in der Nähe von Geothermie-Kraftwerken durchgeführt. Für die Datenerhebung wurden Geophone eingesetzt, welche auf unterschiedlichen Geschossdecken installiert wurden und die Geschwindigkeiten der Geschossdecken in horizontaler und vertikaler Richtung aufzeichneten. Neben kleineren umwelt- und nutzungsbedingten Erschütterungen konnte auch eine kurze Serie geothermisch induzierter Events aufgezeichnet werden. Im Vortrag werden die aus dem Monitoring gewonnenen Messergebnisse präsentiert. Außerdem werden die Schwingungen hinsichtlich des Aspekts der Gebrauchstauglichkeit nach den Maßgaben der DIN 4150-2 bewertet.

Geothermische Systeme können einen signifikanten Beitrag zur klimaneutralen Wärmeversorgung und Wärmespeicherung liefern. Die Nutzung und Verteilung von geothermischer Wärme ist jedoch oft stark von der Verfügbarkeit bzw. den Ausbaumöglichkeiten von Nah- und Fernwärmenetzen abhängig. Mit dem aktuellen Trend zur Reduktion der Betriebstemperaturen von Wärmenetzen eröffnen sich zunehmend auch wirtschaftlich sinnvolle Anschlussoptionen für geothermische Systeme.

Die Ausbaupotenziale werden allerdings durch einen hohen primären Investitionsbedarf beim Leitungsbau gehemmt, der oft einen Hauptkostenfaktor beim Betrieb der Wärmenetze darstellt. Aus diesem Grund wurden verschiedene Ansätze untersucht, die Potenziale für mögliche Kostenreduktionen beim Neu- und Ausbau von Wärmenetzen bieten. Insbesondere die Herstellung und Verlegung der vergleichsweise komplexen Rohrleitungssysteme stellt einen wesentlichen Kostenfaktor dar. Deswegen wurde geprüft, ob im Gegensatz zu den üblichen Verlegeformen, bei denen Verbundrohre wie z. B. Kunststoffmantelrohre (KMR) mit einer thermischen Isolation direkt am Rohr eingesetzt werden, eine Vereinfachung der Verlegearbeiten durch den Einsatz simpler (ggf. flexibler) Rohrsysteme erfolgen kann. Der Leitungsgraben wird dabei anschließend mit thermisch geringleitenden Bettungsmaterial zur thermischen Isolation der Rohre gegenüber dem umgebenden Boden verfüllt. Als Bemessungsgrundlage für Planung und Betrieb wird das Gesamtsystem aus Rohrleitung-Bettung-Boden berücksichtigt und ggf. entsprechend den lokalen Randbedingungen angepasst.

In dem Beitrag werden die Ergebnisse einer umfassenden Parameterstudie vorgestellt und die mögliche Potenziale des Ansatzes für den Neu- und Ausbau von Wärmenetzen erläutert.

Over the last decade, road construction companies have developed innovative solutions that integrate new functions into roads, such as the ability to generate renewable energy. One such technology involves harvesting solar thermal energy through a heat exchanger made up of pipe registers integrated into the pavement. The energy is mainly harvested during the summer, taking advantage of the large black surfaces that roads offer. However, heating needs are significantly higher in winter than in summer, making seasonal storage a critical aspect of this technology. Recent developments have focused on understanding and optimizing the storage of solar heat using shallow geothermal technologies. This paper examines the capability of thermoactive pavement to harvest solar energy and recharge a geothermal probe field. The authors present observations from two operational facilities in France, which provide renewable heat to a customer office at a toll station near to Paris and to social housing in Normandy. Two main parameters were studied: the annual energy balance between the pavement and the probe fields and the evolution of the temperature annually and over several years. Based on these two experiences, the ability of thermoactive pavement to recharge a geothermal probe field has been positively assessed. Like solar thermal energy, this system contributes to the regeneration of the soil. This ensures the long-term dimensioning of geothermal production and allows for optimization of the geothermal field's size. The road infrastructure, on the other hand, does not require additional space, as it is already an integral part of our urban landscapes.

The Greater Paris Region has become the largest geothermal basin in the EU, with 2 TWh of annually delivered heat. Today, geothermal energy is considered as a solution to reduce carbon emissions and stabilise energy costs. Around Paris, this energy source could double in the mid term and various French cities have launched new projects. While some of the district heating systems were initially conceived with geothermal energy, many others were using gas or coal as their principal source of energy. Switching to geothermal resources may require extensive adaptations, particularly with reservoirs between 60-80°C. With 40 years of experience, MANERGY gained a solid knowledge in optimising temperature regimes for publicly and privately operated district heating. The presentation will focus on:

· The development of deep geothermal energy in the Greater Paris Region and projects in France

· Lessons learnt in switching to geothermal resources from a technical perspective

· How technical considerations could have a decisive impact on the financial balance of district heating systems

Operating deep or high-temperature geothermal wells involves several well integrity challenges due to the extreme conditions encountered downhole. With a particular emphasis on the energy sector, Vallourec has been delivering premium tubular solutions for decades, designed to withstand even the most severe conditions, including corrosive environments, high pressure, and high temperatures. Drawing on its extensive expertise in the oil and gas sector, Vallourec has expanded its portfolio to address the unique challenges of geothermal applications including the specialized demands of deep geothermal projects. This presentation will explore how Vallourec's experience in the oil and gas market can be leveraged in the geothermal environment through the use of premium connections, high-collapse pipes, well design optimization, and material selection to enhance well life without compromising profitability.

The combined production of heat/electricity and lithium from hot and deep geothermal waters could be a local and sustainable solution for reducing our carbon footprint to produce energy and critical raw materials. The geothermal lithium concept is based on the combined use of heat from hot, deep water and the extraction of lithium naturally present in the brine.

Lithium is an alkaline metal with interesting electrochemical properties that make it an essential mineral resource in the battery industry. On Earth, lithium is concentrated in the Earth's crust in solid form (rocks and minerals) or liquid form (salt lakes and geothermal waters).

The supply risks are particularly important for lithium and concern both economic and geopolitical criticality and also societal, ethical and climatic impacts. In such a context, the development of a local industrial sector for lithium production from geothermal resources can have a strong impact on our territories. Coupling heat production and lithium extraction from geothermal water should allow the Upper Rhine graben area in Germany and France not only to develop a competitive industrial sector but also to contribute to the reduction of environmental impacts by producing at a local scale a renewable energy and lithium with a low carbon footprint.

AQUAPROX's main R&D laboratory in Le Mée Sur-Seine (France) :

- The R&D Team,

- the R&D Equipment

- the current projects.

The general working method of the R&D Team, with 30 years of experience in geothermal activities, explained using the example of the new antiscale additive GeoDisperse 210 for Deep Geothermal Systems (“High Enthalpy”):

1.) Detailed analysis of the problem

a) Chemical composition of the water,

b) Chemical composition of the scale deposits,

c) Molecular/crystallographic structure of the scale deposits

2.) Selection of suitable active ingredient molecules, taking into account biodegradability and safety for the technicians,

3.) Water chemical simulation of on-site conditions

4.) Formulation of synergistic combinations of active ingredients to design high-performance target products

5.) Performance testing of these target products

6.) Selection of the "Most Performant", stability tests of the latter

7.) Conclusions, preparation for industrialization

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.

Die Transformation von Fernwärmenetzen hin zu nachhaltigen Energielösungen ist eine zentrale Herausforderung moderner Städte. Aarhus, Dänemarks zweitgrößte Stadt, zeigt einen vielversprechenden Ansatz durch die Nutzung hydrothermaler Geothermie. Die Stadt plant, durch 17 Bohrungen an sieben Standorten eine Gesamtleistung von 110 MW zu erzielen, was etwa 20% des Fernwärmebedarfs decken wird. Dieses Projekt, das größte seiner Art in der EU, umfasst einen 30-jährigen Liefervertrag zwischen dem lokalen Versorger Kredsløb und dem Wärmecontractor Innargi, wobei letzterer das Explorations- und Bohrungsrisiko trägt.

Unsere Erfahrungen in Aarhus bieten wertvolle Einblicke für die Implementierung geothermischer Lösungen in deutschen Städten. Dabei konnten wir die Herausforderungen der Standortwahl, des Risikomanagements und der öffentlichen Akzeptanz erfolgreich meistern. In Deutschland adaptieren wir diese Ansätze durch die Identifikation geeigneter Standorte, Nutzung staatlicher Förderprogramme wie das BEW und Anpassung an lokale Genehmigungsverfahren.

Die Ergebnisse in Aarhus zeigen, dass Geothermie nicht nur zur Reduktion von CO2-Emissionen beiträgt, sondern auch eine langfristige Versorgungssicherheit und wirtschaftliche Stabilität bietet. Unsere deutschen Projekte spiegeln diese Vorteile wider und fördern die Integration erneuerbarer Energien in die städtische Wärmeversorgung. Ab 2025 sollen die ersten Wärmelieferungen in Aarhus beginnen und die CO2-Emissionen um jährlich 165.000 Tonnen reduzieren. Diese Erkenntnisse unterstützen unsere Projekte in Deutschland, um ähnliche Erfolge in der nachhaltigen Wärmeversorgung zu erzielen und die städtische Klimabilanz zu verbessern.

Erstmalig wurde in München durch einen Industriebetrieb ein Tiefengeothermieprojekt realisiert.

Seit Frühjahr 2020 beschäftigt sich der Münchner Flugzeugturbinenhersteller MTU Aero Engines AG mit den Möglichkeiten zur Nutzung der Tiefengeothermie als künftige Wärmequelle für die aktuell mit Gas betriebene Wärmeversorgung des Werks im Münchner Norden (Stadtteil Allach). Basierend auf bereits existierender 2D-(Alt-)Seismik und unter Einbindung umliegender Bohrungsinformation wurde ein geologisches 3D-Modell erstellt, das als Grundlage für die Bohrplanung einer Dublette ausgehend von einem Sammelbohrplatz am MTU-Werk diente.

Ende Januar 2024 starteten die Bohrarbeiten für die beiden Tiefbohrungen, die nach knapp sechs Monaten erfolgreich und im Zeitplan abgeschlossen werden konnten.

Die nach Süden gerichtete Bohrung Allach Th1 erreicht in 2.650 m MD (1.970 m TVD) und die nach Norden gerichtete Allach Th2 in 3.104 m MD (2.110 m TVD) ihre jeweilige Endteufe im Malm-Reservoir. Die Kurzzeitpumpversuche im Airliftverfahren zeigen für beide Bohrungen eine außergewöhnlich gute Hydraulik. Im Rahmen des Tests der Allach Th1 konnte beispielsweise bei einer Förderrate von 120 l/s (max. Ableitrate war auf 120 l/s limitiert) ein PI von 51 l/s/bar und eine Transmissivität von 6-7,8 *10^-3 m²/s im stationären Zustand nachgewiesen werden. Die Bohrung zählt damit aus hydraulischer Sicht zu einer der besten im Molassebecken. Als Fördertemperatur wurden in beiden Bohrungen rund 70 °C ermittelt. Geologisch-bohrtechnische Herausforderungen zeigten sich im Bereich der Absetzteufen Top Malm beider Bohrungen mit dem Antreffen von totalen Spülungsverlusten bzw. in Form von mächtiger Schutzfels-Formation, denen jedoch erfolgreich begegnet werden konnte.

Aktuell laufen die Bauarbeiten für das Wärmeverteilzentrum. Ab Mitte 2025 soll die Inbetriebnahme erfolgen.

Mit dem "Micro Turbine Drilling - MTD®" hat das Fraunhofer IEG in den letzten Jahren eine neue Bohrtechnologie entwickelt. Die Motivation kommt aus dem Bereich der Tiefbohrtechnik, wo das Verfahren genutzt wird, um aus konventionellen Bohrungen, Ablenkungsbohrungen mit kleinem Durchmesser (Micro-Sidetracks) in die umgebende Formation zu bohren. Dabei handelt es sich um ein minimalinvasives Verfahren, das eine risikoarme und schonende Alternative zur hydraulischen Stimulation (Fracking) darstellt. Das Bohren von Mikro-Sidetracks ermöglicht es, ohne großen Eingriff in die Geologie die Umgebung des Bohrlochs zu perforieren und so den Zufluss von Geofluiden zu erhöhen. Durch die Steigerung der Permeabilität, lässt sich das Risiko einer unzureichenden Produktivität von Geothermie- oder Naturwasserstoffbohrungen minimieren.

Der Untergrund ist eine wichtige Ressource für die Wärmewende. Abwärme aus dem Gewerbe lässt sich im Sommer dort speichern und für die Heizung von Wohngebäuden im Winter nutzen. Die Erschließung unterirdischer Wärmespeicher benötigt gelegentlich innovative Bohrtechnik. Durch Einsatz des neuartigen Bohrverfahrens »Micro Turbine Drilling - MTD®« konnte das Fraunhofer IEG erfolgreich Wegsamkeiten für Wasser in Gesteinsschichten in bis zu 500 Meter Tiefe schaffen. Die Bohrtätigkeit war Teil einer laufenden Erschließung unter der Schweizer Hauptstadt Bern, die in kommenden Projektphasen zum Wärmespeicher ausgebaut werden soll.

Ziel der MTD-Operation war die Herstellung von orientierten Lateralbohrung in die umliegende Sandstein Formation. Hierzu musste zunächst die Stahlverrohrung durchbohrt werden, bevor die Bohrung in das umgebende Gestein fortgesetzt werden konnte. Zur Überwachung und Steuerung der Bohrturbine wurde ein speziell entwickeltes akustisches Messsystem eingesetzt.

Die etablierte Dichtheit geologischer Strukturen, über Jahrmillionen entstanden, wird durch Tiefbohrungen künstlich aufgetan. Daraus lässt sich die grundlegende Forderung des Nachweises von Dichtheit und Integrität der Tiefbohrungen ableiten. Besonders für Geothermiebohrungen sind diese Kriterien für die Akzeptanz der Technologie besonders relevant. Dies gilt nicht nur, aber insbesondere im urbanen Raum.

Eine integre Tiefbohrung ist grundlegende Voraussetzung für die Unversehrtheit potentiell beeinflusster Schutzziele und den nachhaltigen Betrieb. Der Nachweis der Integrität tiefer Bohrungen und somit auch Geothermiebohrungen hat sich in den letzten Jahrzehnten zunehmend etabliert, konkretisiert und weiterentwickelt. Es liegen Verfahren zur Bewertung der Dichtheit und Integrität vor, die auf der Basis von nationalen und internationalen Standards, geltenden Regeln, Richtlinien und Verordnungen durchgeführt werden und somit eine hohe Akzeptanz bei den Behörden und der Öffentlichkeit ermöglichen.

Geothermiebohrungen durchlaufen im langjährigen Betrieb unterschiedliche Lebenszyklen (Auslegung, Herstellung, Betrieb, Verfüllung). Der Nachweis der Integrität der Bohrung muss in jeder Phase erfolgen, unterscheidet sich jedoch teilweise in den Anforderungen. Zyklisch wiederkehrende Bewertungen sind Stand der Technik und können sich neben betrieblichen Vorgaben des Bohrungsbetreibers auch nach bergbehördlichen Forderungen richten.

Die Integritätsbewertung basiert auf der Definition und Bewertung von Barrieren bzw. Barrieren-Envelopen. Es gilt, dass die Bohrung für jeden Betriebszustand ausreichend sicher ist und keine unkontrollierten Umstiege von Fluiden ins bzw. aus dem Gebirge oder entlang der Bohrung möglich sind. Interdisziplinäre Fachkompetenz aus Gebirgsmechanik, Geologie, Tiefbohrtechnik, Werkstofftechnik, Thermodynamik und Betrieb sowie für Mess- und Testprozesse zeigen die komplexe Bewertungsphilosophie.

Es wird ein Konzept zur Dichtheits- und Integritätsbewertung von mitteltiefen/tiefen Geothermiebohrungen vorgestellt und anhand von Praxisbeispielen diskutiert.

Obwohl die Fluide des Malm-Aquifers im südlichen Molassebecken eine geringe Mineralisierung aufweisen, führen Calcit-Ausfällungen (Scaling) in geothermischen Anlagen zu einer erheblichen Verminderung der Effizienz der Anlagen Seit 2017 hat sich in einem Pilotprojekt am Standort Unterhaching der Einsatz eines biologisch abbaubaren Scaling-Inhibitors als wirksame Lösung bewährt. Im Rahmen des Folgeprojektes EVA-M 2.0 wurde der Einsatz des Inhibitors auf zwei weitere Anlagen im Großraum München ausgeweitet: Dürrnhaar seit 2021 und Kirchstockach seit 2023. Gleichzeitig wird in diesem Forschungsvorhaben am Standort Sauerlach die Injektion von CO₂ zur Vermeidung von Scaling erprobt. In enger Zusammenarbeit mit den Stadtwerken München und der Hydroisotop GmbH wird ein umfangreiches Monitoring durchgeführt, welches den Erfolg der Maßnahmen und seine Umweltauswirkungen wissenschaftlich bewerten soll. Die Hochschule Merseburg untersucht in dieser Forschungskooperation Fluide und Aufwuchsflächen (Stahlcoupons) mit molekularbiologischen Methoden.
Die Untersuchungen zeigten, dass sich aufgrund der Zugabe des Inhibitors die Zusammensetzung der mikrobiellen Gemeinschaften in Folge des Inhibitorabbaus an allen Standorten geändert hat. Langzeituntersuchungen in Dürrnhaar belegen, dass der Abbau des Inhibitors in situ sowohl über die Verringerung seiner Konzentration als auch über die Abnahme des Elektronenakzeptors Sulfat und die Zunahme von Abbauprodukten nachgewiesen werden kann. Die Inhibitorkonzentration (ca. 3 mg/L) nahm zwischen Förderbohrung und Kraftwerksausgang im Durchschnitt um etwa 65% ab. Anhand einer Stoffbilanz kann der Inhibitorabbau in der Obertageanlage allein durch Sulfatreduktion erklärt werden. In einem Bypass erhöhte sich der Abbau des Inhibitors infolge der längeren Verweilzeit und der mit 55°C besonders günstigen Temperatur auf 70% bis 100% (unter Nachweisgrenze) je nach Verweilzeit des Fluids im Bypass.

Geothermie ist eine tragende Säule für die Wärmewende, kämpft jedoch durch die generelle Heterogenität des Untergrundes und der geothermalen Fluide mit seinen eigenen Herausforderungen. Im MALEG Projekt wird versucht diesen Herausforderungen mit künstlichen Intelligenz-Methoden entgegenzutreten. Dafür wurde eine mobile Anlage konzipiert, welche die geochemischen Prozesse in einem Kraftwerk imitieren kann, indem Druck, Temperatur, pH-Wert und Chemismus geloggt und verändert werden können. Dadurch können die geochemischen Grenzen von Fluiden bezüglich des Ausfällungs- und Entgasungspotentials genaustens untersucht werden. Dafür besitzt die Anlage an jedem einzelnen Modul, welches die vorher genannten Parameter verändern kann, Messstationen und Probenahmeventile zur Generierung eines großen Datensatzes. Mithilfe dieses Datensatzes werden künstliche Intelligenzmodelle trainiert zur Vorhersagung des Ausfällungs- und Entgasungspotentials von geothermischen Fluiden. Diese Modelle sind Teil eines digitalen Zwillings, welcher ebenfalls autonom deterministische Modelle zur Fluidcharakterisierung hinzuzieht, um die Plausibilität der künstlichen Intelligenzmodelle zu gewährleisten.

Im Projekt sind dafür Experiment an drei verschiedenen Standorten geplant: Haag am Hausruck (Österreich), Unterschleißheim (Deutschland), Gülpinar (Türkei). Die Demonstratoranlage wird den ersten Standort in Österreich gegen Ende des dritten Quartals 2024 verlassen und nach Unterschleißheim umziehen. Die Einzigartigkeit des Standortes von Haag am Hausruck, durch die direkte Einspeisung des geothermischen Fluides zu den Kunden im Wärmenetz, ermöglichte die Untersuchung des Einflusses von Mikroorganismen auf die Bildung von organischen Ausfällungsprodukten. Der MALEG Demonstrator konnte erfolgreich den Biofilm des Kraftwerks ansiedeln und die geochemischen Prozesse sowie die mikrobiellen Kulturen konnten untersucht werden. In Unterschleißheim wird der Fokus auf Entgasungsprozessen liegen und den damit verbundenen Karbonatausfällungen.

Der starke Ausbau volatiler Erneuerbarer Energien wie Wind und PV erfordert in Zukunft Technologien die zuverlässig Flexibilität bereitstellen können. Damit ändert sich auf für die Geothermie das Anforderungsprofil. War in der Vergangenheit zuverlässige Grundlast ein Hauptargument für die geothermische Strom- und Wärmeversorgung, muss sich der Sektor und das Technologieportfolio der Geothermie weiterentwickeln um auch im künftigen Energiesysteme eine wirtschaftliche Rolle spielen zu können. Während das aktuelle Sektorenkopplungspotential der geothermischen Wärmeversorgung begrenzt ist, möchte das EU Projekt FlexGeo in den nächsten vier Jahren den Grundstein für künftige flexible Geothermiesysteme legen. Kernstück ist dabei die erstmalige Demonstration einer modularen reversiblen Hochtemperaturwärmepumpe auf kommerziellen Maßstab, welche auch als Organic Rankine Cycle (ORC) zur Stromerzeugung genutzt werden kann. Im Kombination mit obertägigen oder untertägigen Speichersystemen und einer fortschrittlichen Regelung kann das Geothermiesystem somit innerhalb weniger Minuten zwischen Wärmepumpen- und Kraftwerksbetrieb umschalten und somit sowohl auf kurzfristige als auch saisonale Effekte am Strommarkt reagieren. Im Rahmen des Vortrages wird die Zielstellung und das Konzept des Forschungsprojektes sowie erste experimentelle und numerische Ergebnisse vorgestellt. Durch die seit mehreren Wochen laufende Pilotanlage eines erstmaligen für die Geothermie optimierten reversiblen HTHP/ORCs an der TUM können experimentelle Daten und erste Schlussfolgerungen bzgl. dem Upscaling und der Wirtschaftlichkeit der FlexGeo Technologie vorgestellt werden.

Die Geothermie ermöglicht eine grundlastfähige und klimaschonende Bereitstellung von Wärme und Strom. Dabei ist ein effektiver Wärmeübergang im Wärmeübertrager der Geothermieanlage erforderlich. Dies ist oft eine zentrale betriebliche Herausforderung bei der geothermischen Energienutzung, da sinkende Durchflussraten aufgrund von Scaling und Korrosion sich negativ auf Wärmeübertragung und somit die Effizienz der Anlage auswirken.

Im Projekt PERFORM II liegt der Fokus auf der Adsorption der Scaling verursachenden Kationen Pb²⁺ und Cu²⁺ bei Anlagen mit Standort im mitteleuropäischen Raum. Dabei handelt es sich um Anlagen der Tiefen Geothermie, die Thermalwasser mit hohen Salinitäten und einen hohen Schwermetallgehalt fördern. Es werden Anlagen betrachtet, bei denen das Thermalwasser eine Temperatur von unter 170 °C aufweist. Das Ziel ist, durch die Abtrennung der Kationen die notwendigen Wartungen und das Austauschen von Wärmeübertragern zu reduzieren und die Lebensdauer geothermischer Anlagen zu erhöhen.

Bereits im Vorgängerprojekt PERFORM wurden ionenselektive Adsorptionsmittel (Zeolithe) getestet, die nun intensiver für den direkten Einsatz an geothermischen Anlagen untersucht werden sollen. Im Rahmen von PERFORM II wird eine Pilotanlage zur Filterung bzw. Adsorption der oben genannten Kationen entwickelt und unter Realbedingungen an geothermischen Anlagen getestet. Diese befindet sich zurzeit im Bau und wird ab Oktober 2024 an unterschiedlichen Geothermieanlagen eingesetzt.

Mit der Pilotanlage werden Versuche in einer realen Einsatzumgebung durchgeführt. Dadurch wir ein Technology Readiness Level von TRL 6 erreicht. Hierbei werden Daten gesammelt, die im weiteren Verlauf des Projektes für die Planung eines Scale-ups für den industriellen Einsatz genutzt werden.

Die hydrothermalen Reservoire im Norddeutschen Becken sind typischerweise durch Sandsteine gekennzeichnet. Aufgrund der Planungsschritte im Projektablauf erfolgt die Dimensionierung der Komplettierung im Sandstein oftmals auf Basis von Referenzbohrungen oder Literaturdaten. Somit kann trotz konservativer Auslegung des untertägigen Filters eine Sandfreiheit niemals vollumfänglich garantiert werden. Eine entsprechende Entsandung der Bohrung im Rahmen der Produktionsversuche ist oftmals aufgrund hoher finanzieller Aufwendungen für die Entsorgung der Testwässer nicht möglich. Unabhängig davon kann es sein, dass bei der Wiederinbetriebnahme nach längeren Standzeiten erhöhte Sandfrachten auftreten.

Die derzeit verwendeten, statischen Filtertechnologien sind diesen Herausforderungen nicht gewappnet. Somit werden häufiger Filter getauscht, wodurch betriebsgebundene Kosten und die Standzeit der Anlage deutlich erhöht werden können. Auch können durch diese unstetige Fahrweise der Anlage Pumpenausfälle ausgelöst werden. Diese beeinflussen wiederrum auch die generelle Lebensdauer der Pumpe. Eine Novellierung des derzeit oft genutzten statischen Filtrierungsprinzips ist somit essenziell.

Primäre Ziele sind: automatisierte Filterung, Handhabung großer Sandfrachten, Berücksichtigung verschiedener Korngrößenspektren < 100 µm und Sicherstellung der Sauerstofffreiheit.

Sekundäre Ziele sind: Minimierung der Wartezeiten und Reduzierung der zu entsorgenden Rückstandsmengen auf ein Minimum.

Somit kann eine nachhaltiger, wirtschaftlicher Anlagenbetrieb gesichert werden.

Um Konstrukteuren und Nutzern geothermischer Anlagen grundlegende Informationen über die Korrosionsbeständigkeit zur Verfügung zu stellen, wurden verschiedene metallische Werkstoffe, darunter nichtrostende Duplex- und austenitische Stähle sowie eine Nickellegierung, in künstlichen Geothermalwässern bewertet, die die Bedingungen an verschiedenen Standorten mit geothermischem Potenzial simulieren.

Mit Hilfe von elektrochemischen und Langzeittests wurde die Eignung verschiedener metallener Werkstoffe mittels kritischer Potentiale und Korrosionsraten untersucht.

In hochsalinaren Umgebungen erwies sich Spaltkorrosion als der entscheidende Mechanismus. Die Nickelbasislegierung zeigt eine ausgezeichnete Beständigkeit gegenüber Lochkorrosion. Abgesehen von ihren hohen Kosten eignet sie sich sehr gut für den Bau von Geothermieanlagen mit stark salzhaltigen Fluiden. Rostfreie Stähle und Duplexstähle weisen eine begrenzte Korrosionsbeständigkeit gegen Loch- und Spaltkorrosion auf. Daher sind sie für stark salzhaltige Fluide nicht geeignet. Der Superaustenit zeigt ein temperaturabhängiges Verhalten. In nichtsalinaren Umgebungen könnten niedrig legierte Stähle (neben den höher legierten Werkstoffen) als Konstruktionsmaterial für Geothermieanlagen eingesetzt werden, sofern eine ausreichende Wandstärke des Materials berücksichtigt wird.

Neben Korrosionsaspekten erwies sich auch die Ausfällung von Fluidbestandteilen als interessantes Thema. Beim Betrieb der Forschungsanlage in Groß Schönebeck wurden Kupfer- und Bleieffekte im Bohrloch festgestellt. Die auftretenden Mechanismen und Maßnahmen zur Verhinderung von Ausfällungen und Abscheidungen wurden ebenso untersucht, wie deren mögliche Einflüsse auf die Korrosionsbeständigkeit metallener Werkstoffe für Anlagenkomponenten.

Der Vortrag beschreibt die Wechselwirkungen zwischen Geothermalwässern und Ausrüstungs­komponenten.

Das niedersächsische Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie (LBEG) stellt die Markentwicklung von Erdwärmeanlagen in Niedersachsen vor. Der Fokus liegt auf großen geothermische Anlagen (>30kW), hier wird in einer Übersicht die statistische Auswertung der Niedersächsischen Erdwärmeanlagendatenbank mit seinen über 14.000 errichteten Anlagen im Zeitraum 2015 bis 2023 dargestellt.

Es sind im Projekt 10 Großanlagen messtechnisch begleitet worden und der Vortrag adressiert die Wärmepumpeneffizienz, Planungsunsicherheiten, Energiebilanz des Erdsondenfelds sowie gemachte Erfahrungen.

In Simulationsstudien werden verschiedene Regenerationsoptionen zum langfristig nachhaltigen Betrieb eines bestehenden Erdwärmesondenfeldes verglichen und bewertet.

Through parameter studies and comparison with results from the use of established planning tools, the impact of groundwater on the operation of geothermal systems is examined and quantified, and selected approaches to optimize energy production are presented.