Vorbereitung und Begleitung bei der Erstellung eines Erfahrungsberichts gemäß 97 Erneuerbare-Energien-Gesetz Teilvorhaben II b: Geothermie ...

Wissenschaftlicher Endbericht

Vorbereitung und Begleitung bei der
Erstellung eines Erfahrungsberichts gemäß
§ 97 Erneuerbare-Energien-Gesetz
Teilvorhaben II b): Geothermie

 Erstellt im Auftrag des
 Bundesministeriums für
 Wirtschaft und Energie

Erstellt durch:
gec-co Global Engineering & Consulting-Company GmbH
Bürgermeister-Wegele-Straße 6, 86167 Augsburg
+49 821 5699300 - 0
info@gec-co.de

AP1: Anlagenbestand, Beschreibung der Technologieentwicklung und Akteurs-Struktur
AP2: Rahmenbedingungen für Geothermie-Projekte
AP3: Kosten und wirtschaftliche Rahmenbedingungen
AP4: Wissenschaftliche Zuarbeit für gesetzliche Berichtspflichten sowie für die
Internetseite www.erneuerbare-energien.de
AP5: Workshops und Besprechungen
AP6: Mögliches Ausschreibungsmodell für Geothermie

 Juni 2019

Inhaltsverzeichnis

1. ZUSAMMENFASSUNG ...................................................................................................................... 1

2. EINLEITUNG / EINFÜHRUNG............................................................................................................ 2
2.1. Allgemein .....................................................................................................................................................2

2.2. Stand der Technik ......................................................................................................................................4
2.2.1. Untertage ......................................................................................................................................................................4
2.2.2. Übertägige Anlage .....................................................................................................................................................9

3. STAND DER MARKTENTWICKLUNG .............................................................................................. 27
3.1. Deutschland .............................................................................................................................................. 27
3.1.1. Potentiale Tiefer Geothermie in Deutschland .............................................................................................. 28
3.1.2. Marktreife in Deutschland ................................................................................................................................... 33

3.2. International ............................................................................................................................................. 39
3.2.1. Europa.......................................................................................................................................................................... 39
3.2.2. Weltweit ...................................................................................................................................................................... 40

3.3. Allgemein .................................................................................................................................................. 41
3.3.1. Rechtliche Entwicklungen .................................................................................................................................... 41
3.3.2. Förderung ................................................................................................................................................................... 43

3.4. EEG-spezifisch .......................................................................................................................................... 44
3.4.1. Vergütung Geothermie EEG 2014 .................................................................................................................... 44
3.4.2. Entwicklung der Einspeisevergütung .............................................................................................................. 44
3.4.3. Rechtliche Rahmenbedingungen ...................................................................................................................... 47

4. ÖKONOMISCHE ASPEKTE ............................................................................................................. 48
4.1. Ermittlung der Stromgestehungskosten ........................................................................................... 48
4.1.1. Berechnungstool für Stromgestehungskosten ............................................................................................ 48
4.1.2. Datengrundlage ....................................................................................................................................................... 48
4.1.3. Berechnungsgrundlagen ...................................................................................................................................... 49

4.2. Kosten der Stromerzeugung ................................................................................................................ 50
4.2.1. Investitionskostenverteilung ............................................................................................................................... 53
4.2.2. Netzanschlusskosten ............................................................................................................................................. 56

4.3. Wirtschaftlichkeit des ungeförderten Anlagenbetriebs ................................................................ 57

4.4. Vermarktungsmöglichkeiten EE-Strom ............................................................................................. 57
4.4.1. Direktvermarktung .................................................................................................................................................. 57

4.5. Wesentliche im EEG begründete Hemmnisse.................................................................................. 57

4.6. Analyse der wirtschaftlichen Lebensfähigkeit aufgrund der ermittelten technischen
Lebensfähigkeit der Anlagen ................................................................................................................................. 57

4.7. Gegenüberstellung Stromgestehungskosten und Erlöse ............................................................. 58

 I

4.8. Evaluierung von Geschäftsmodellen .................................................................................................. 58

4.9. Zwischenfazit Renditemöglichkeiten vs. Risiken ............................................................................ 58

5. ÖKOLOGISCHE ASPEKTE ............................................................................................................... 58
5.1. Lebenszyklusanalyse .............................................................................................................................. 59

5.2. Lokale Umwelteffekte ............................................................................................................................ 61

6. SONSTIGE ASPEKTE ...................................................................................................................... 64
6.1. Wesentliche Hemmnisse, die nicht im EEG begründet sind ........................................................ 64
6.1.1. Räumlich begrenzte Nutzung von geothermischen Ressourcen ......................................................... 64
6.1.2. Technische Herausforderungen bei Anlagenkonstruktion und Betrieb ............................................ 65
6.1.3. Finanzielle Hemmnisse .......................................................................................................................................... 69
6.1.4. Soziale Rahmenbedingungen ............................................................................................................................ 75

7. HANDLUNGSEMPFEHLUNGEN ...................................................................................................... 79
7.1. EEG spezifisch ........................................................................................................................................... 79

7.2. Allgemein .................................................................................................................................................. 81

7.3. Erläuterungen zu den Handlungsempfehlungen ........................................................................... 82

8. LITERATURVERZEICHNIS ............................................................................................................... 83

9. ANNEX.......................................................................................................................................... 86

 II

Abkürzungsverzeichnis

Abs. Absatz

AGEE-Stat Arbeitsgruppe Erneuerbare-Energien-Statistik

AP Arbeitspaket

Bay. Molasse Bayerisches Molassebecken

BBergG Bundesberggesetz

BfE Bundesamt für kerntechnische Entsorgungssicherheit

BMWi Bundesministerium für Wirtschaft und Energie

BNetzA Bundesnetzagentur

bspw. beispielsweise

d.h. das heißt

EEG 2014 Erneuerbare-Energien-Gesetz 2014

EPDM Ethylen-Propylen-Dien-Kautschuk

evtl. eventuell

F&E Forschung und Entwicklung

gec-co gec-co Global Engineering & Consulting-Company GmbH

GWP Global Warming Potential

HDR Hot-Dry-Rock

IRR Internal Rate of Return

IWES Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik

KfW Kreditanstalt für Wiederaufbau

KIT Karlsruher Institut für Technologie

KWK Kraft-Wärme-Kopplung

LSP Line-shaft-pump

m Meter

MAP Marktanreizprogramm

 III

NBR Nitrile Butadiene Rubber

ORG Oberrheingraben

StandAG Standortauswahlgesetz

TAB Technikfolgenabschätzung des deutschen Bundestages

TKP Tauchkreiselpumpe

UBA Umweltbundesamt

usw. und so weiter

u.U. unter Umständen

UVP Umweltverträglichkeitsprüfung

 IV

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Schema Thermalwassersystem ohne Fernwärmeauskopplung. ................................ 10

Abbildung 2: Schema Kalina Stromerzeugungsprozess (eine der möglichen
 Verschaltungen)......................................................................................................................... 17

Abbildung 3: Schema ORC-Stromerzeugungsprozess ............................................................................. 19

Abbildung 4: Plattenwärmeübertrager ........................................................................................................... 24

Abbildung 5: Rohrbündelwärmeübertrager: ................................................................................................ 25

Abbildung 6: Temperatur-Teufen-Beziehung für die geothermisch relevanten Gebiete in
 Deutschland (nach Wrobel et al. 2002, Schellschmidt & Clauser 1996,
 Förster 2002) ............................................................................................................................... 31

Abbildung 7: Zusammenhang Technology Readiness Levels (TRL) und Commercial
 Readiness Index ......................................................................................................................... 34

Abbildung 8: Evaluierung des deutschen Marktes für hydrothermale Tiefe Geothermie .......... 35

Abbildung 9: Evaluierung der Versicherungssituation in Deutschland .............................................. 39

Abbildung 10: Karte der Erdbebenzonen in Deutschland....................................................................... 42

Abbildung 11: Stromgestehungskosten 2017 – Projekte in Betrieb ................................................... 51

Abbildung 12: Stromgestehungskosten 2018 ............................................................................................. 51

Abbildung 13: Stromgestehungskosten – zeitliche Entwicklung ......................................................... 52

Abbildung 14: Stromgestehungskosten - Projekte in Planung............................................................. 53

Abbildung 15: Investitionskostenverteilung ................................................................................................. 54

Abbildung 16: durchschnittliche Investitionskostenverteilung ............................................................. 55

Abbildung 17: Investitionskosten Bohrungen ............................................................................................. 55

Abbildung 18: Kosten pro Bohrloch ................................................................................................................ 56

Abbildung 19: Spezifische Investitionskosten ............................................................................................. 56

Abbildung 20: Lokale Umwelteffekte nach Projektphasen ..................................................................... 61

Abbildung 21: Ergebnisse einer Interviewstudie mit 170 Teilnehmern zu den Nachteilen
 Tiefer Geothermie ..................................................................................................................... 77

Abbildung 22: Ergebnisse einer Interviewstudie mit 170 Teilnehmern zu den Vorteilen
 Tiefer Geothermie ..................................................................................................................... 77

Abbildung 23: Veränderung der Akzeptanz von 2011 auf 2012. ......................................................... 78

Abbildung 24: Fragebogen Stromgestehungskosten 2016.................................................................... 86

 V

VI

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Tiefe-Geothermie-Kraftwerke in Deutschland ........................................................................ 28

Tabelle 2: Potenzielle geothermale Speicher in Deutschland und ihre Eignung für eine
 geothermale Technologie: HDR - Hot-Dry-Rock-Verfahren, TES - Tiefe
 Erdwärmesonde, HGT - Hydrogeothermale Lagerstätte; „-„ - nicht
 geeignet, „o“ - potenziell bedingt geeignet, „K“ - nur bei Vorhandensein
 höffiger Kluftsysteme geeignet, * - Stimulationsmaßnahmen notwendig .......... 30

Tabelle 3: EEG-Vergütungen 2004 ................................................................................................................... 45

Tabelle 4: EEG-Vergütungen 2009 ................................................................................................................... 46

Tabelle 5: Vergütungen nach EEG 2012 ......................................................................................................... 46

Tabelle 6: Vergütungssätze nach EEG2014 und EEG 2017...................................................................... 47

Tabelle 7: angefragte Projekte ........................................................................................................................... 49

Tabelle 8: Berechnungsgrundlagen Stromgestehungskosten ............................................................... 50

Tabelle 9: Nutzungsdauer der Anlagenkomponenten ............................................................................. 50

Tabelle 10: Emissionsfaktoren der geothermischen Stromerzeugung ............................................... 60

Tabelle 11: Emissionsfaktoren der Stromerzeugung aus konventionellen Energieträgern ........ 60

Tabelle 12: Emissionsbilanz der geothermischen Stromerzeugung.................................................... 61

Tabelle 13: Spezifische Aktivität des Untergrunds in Neustadt-Glewe (in Bq/kg) ......................... 63

Tabelle 14: Fluidkonzentrationen natürlicher Radionuklide der einzelnen
 geothermiehöffigen Regionen (in Bq/l) ........................................................................... 63

Tabelle 15: Spezifische Aktivitäten der Ablagerungen in Neustadt-Glewe in (Bq/g) ................... 64

Tabelle 16: Zusammenfassung der Parameter für ein Projekt im Molassebecken, Stand
 2017 mit 4 Bohrungen bei 125 °C ...................................................................................... 74

Tabelle 17: Zusammenfassung der Parameter für ein Projekt im Oberrheingraben, Stand
 2017 mit 4 Bohrungen bei 145 °C ...................................................................................... 75

Tabelle 18: Beispielrechnungen Gesamtvergütungen .............................................................................. 83

 VII

1. Zusammenfassung

Der wissenschaftliche Endbericht des Vorhabens IIb: Geothermie umfasst den Stand der Technik,
die Stromgestehungskosten, die Entwicklung auf dem nationalen und internationalen Geothermie-
Markt, ökonomische und sonstige Aspekte sowie Handlungsempfehlungen. Im technischen Bereich
haben sich im Vergleich zu den Vorjahren keine wesentlichen Neuerungen ergeben. Die
Stromgestehungskosten für 1 kWh-Strom aus Geothermie belaufen sich im Mittel auf 37 ct/kWh. In
Deutschland sind seit 2014 drei Stromprojekte hinzugekommen, eines befindet sich unmittelbar vor
der Inbetriebnahme. Ein Geothermiekraftwerk wurde endgültig stillgelegt. Insgesamt beläuft sich
die installierte elektrische Leistung aus Geothermie auf 38,00 MWel. Im näheren Ausland sind vor
allem die Aktivitäten in Frankreich (EGS-Projekt Rittershoffen, Aufbau von Geothermie-Projekten in
der Region Straßburg), in den Niederlanden (Heizwerke zur Wärmeversorgung von
Gewächshäusern) und das erste Projekt in Belgien zu nennen. Im weiteren Ausland sind die
geologisch interessanten Zonen, wie der ostafrikanische Grabenbruch, weiterhin von Aktivität
geprägt. Als Handlungsempfehlungen gilt: die Vergütung von 25,2 ct/kWh ist unerlässlich für den
weiteren Ausbau Tiefer Geothermie in Deutschland inklusive einer Festlegung des
Vergütungszeitpunktes durch das EEG. Darüber hinaus werden in diesem Bericht weitere
Empfehlungen für die Entwicklung Tiefer Geothermie gegeben.

This scientific report of the project IIb: geothermal energy contains an overview about the state of
the art, the electricity production costs, the development of national and international geothermal
energy as well as economic and other aspects plus recommendations for development of
geothermal energy in Germany. In terms of technical development, there were no significant
changes compared to previous years: drilling technology and power plant technologies are well
known. The electricity production costs for 1 kWh power from geothermal energy amount to an
average of 37 ct/kWh. In Germany, since 2014, three power plants have been added; one power plant
has been definitively decommissioned and one is short time before start-up. In total the installed
electric power is 38,00 MWel. In particular, the activities in France (EGS project Rittershoffen,
construction of geothermal projects in Strasburg region) are to be mentioned. In the rest of the
world, the activities in the geologically interesting zones are ongoing (e.g. East African Rift Valley).
The recommendations for the further development of the Renewables-Energy-Sources-Act are in
short: the feed-in tariff of 25,2 ct/kWh is indispensable for the further development of geothermal
energy. It is as well important to define a specific point of time, at which the feed-in tariff is fix. In
addition, further recommendations were made for the development of deep geothermal energy
outside of the RES Act.

 1

2. Einleitung / Einführung

Mit der Novelle im Sommer 2014 wurde das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG 2014) in folgenden
Bereichen geändert: Es wurden Fördersätze gekürzt, Boni gestrichen und die Direktvermarktung als
verpflichtend eingeführt.1

Das EEG 2014 hat das Ziel, den Anteil von Strom aus erneuerbaren Energien am
Bruttostromverbrauch im Jahr 2025 auf 40 bis 45 Prozent zu erhöhen, im Jahr 2035 auf 55 bis 60
Prozent und im Jahr 2050 auf mindestens 80 Prozent. Das EEG 2014 hat die instrumentellen und
rechtlichen Rahmenbedingungen gesetzt, um diese Ziele zu erreichen.2

Um zu gewährleisten, dass diese Ziele erreicht und die Grundsätze des EEG 2014 und verbesserte
Markt- und Netzintegration der erneuerbaren Energien berücksichtigt werden, wird das EEG
regelmäßig evaluiert. Die gec-co Global Engineering & Consulting-Company GmbH ist vom
Bundesministerium für Wirtschaft und Energie beauftragt worden, die notwendigen Daten zu
erheben und zu analysieren, um die Regelungen im EEG 2014 für die Stromerzeugung aus
Geothermie zu evaluieren. Außerdem hat gec-co für die Entwicklung des neuen
Ausschreibungssystems für erneuerbare Energien die fachlichen Grundlagen miterarbeitet und
geprüft, ob und inwieweit Ausschreibungen aus fachlicher Sicht für Geothermie sinnvoll sind oder
am bisherigen Vergütungssystem festgehalten werden soll. Eine detaillierte Bewertung eines
Ausschreibungssystems für Geothermie ist zu empfehlen, da im Rahmen dieses Berichts nur eine
erste Betrachtung gemacht werden kann, die weiter präzisiert werden sollte. gec-co hat die
notwendigen technologiespezifischen Rahmenbedingungen (einschließlich einer Abschätzung der
technologiespezifischen Stromgestehungskosten, der planungs- und genehmigungsrechtlichen
Voraussetzungen, der Fragen zur technologiespezifischen Netz- und Systemintegration, der
Marktdaten und der Akteursstruktur) analysiert.

In allen Arbeitspaketen wurde nicht nur die gegenwärtige Situation analysiert und dargestellt,
sondern es wurden auch jeweils fundierte Vorschläge für eine Weiterentwicklung des
Förderrahmens gemacht.

2.1. Allgemein
Im Rahmen des wissenschaftlichen Endberichts zur Vorbereitung und Begleitung der Erstellung des
Erfahrungsberichts 2014 werden der Stand der Technik, die Marktentwicklung, die Steuerungs- bzw.
Anreizmöglichkeiten, die ökonomischen, ökologischen und weitere Aspekte beleuchtet und
Handlungsempfehlungen gegeben.

Die technologische Rückschau inklusive schlaglichtartiger Beleuchtung des technischen Fortschritts
im Bereich Stand der Technik umfasst den untertägigen und übertägigen Anlagenbereich. Gerade
Untertage profitiert Tiefe Geothermie immer noch von den Erfahrungen der Erdöl- und
Erdgasindustrie. Signifikante Weiterentwicklungen der Bohrtechnik wirken sich auch auf die Tiefe
Geothermie aus. Bei obertägigen Anlagen tragen weiterhin ORC-Systeme die Hauptlast der

1
 Vgl. Leistungsbeschreibung für die Dienstleistungsaufträge zur Vorbereitung und Begleitung bei der
Erstellung eines Erfahrungsberichtes gemäß § 97 Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG 2014), S. 1.
2
 Vgl. Leistungsbeschreibung, S. 1.

 2

Stromerzeugung, Kalina-Systeme kommen nicht so häufig zum Einsatz. Außerdem ist die Tiefe
Geothermie weiterhin geprägt von ihrer individuellen Planung und Auslegung auf die Spezifika des
jeweiligen Projektes.

Von den zehn errichteten Geothermiekraftwerken sind derzeit 9 Kraftwerke am Netz. Infolge der
Rahmenbedingungen, die das EEG 2014 geschaffen hat, sind drei Projekte hinzugekommen, ein
weiteres steht unmittelbar vor der Inbetriebnahme. Das erste Geothermiekraftwerk wurde definitiv
stillgelegt und wird derzeit abgebaut, da sich in dem kombinierten Strom- und Wärmeprojekt die
weitere Aufrechterhaltung der Stromproduktion, aufgrund der gestiegenen Wärmeabnahme, nicht
mehr wirtschaftlich darstellen lässt. Ein weiteres Kraftwerk ist aufgrund größerer Umbauarbeiten
bereits seit 2017 nicht mehr betrieben worden.

Aufgrund der langen Projektentwicklungszeiten Tiefer-Geothermie-Kraftwerke zwischen 5 und 7
Jahren sind diese Projekte gestartet, als eine andere Förderung bekannt war. Die
Reformmaßnahmen des EEG 2014 wirken sich somit auf die folgenden Projekte aus. Im Zeitraum
zwischen in Kraft treten des EEG 2014 und der Reform des EEG im Jahr 2016 (EEG 2017) wurde bei
drei Projekten mit den Bohrungen begonnen. Zwei mussten abgebrochen werden wegen
Nichtfündigkeit, Weilheim und Geretsried. Das Projekt in Holzkirchen hat seine Bohrarbeiten
abgeschlossen, die energetische Leistung ist höher als erwartet, der Betreiber hat im Dezember
2018 mit der Wärmelieferung begonnen. Die Fertigstellung und Inbetriebnahme des Kraftwerks ist
für April 2019 geplant. Nach der Reform des EEG 2017 hat das Geothermieprojekt in Höhenrain mit
der ersten Bohrung begonnen und musste, nach enttäuschenden Ergebnissen der ersten Bohrung,
abgebrochen werden Beim Projekt Garching a.d. Alz haben die beiden österreichischen
Unternehmen RAG Rohöl-Aufsuchungs Aktiengesellschaft und STRABAG SE im September 2018
die erste Bohrung erfolgreich abgeschlossen. Dabei sind sie in 3.832 Metern Tiefe auf 125 Grad
Celsius heißes Thermalwasser mit einer Förderrate von 105 Litern pro Sekunde gestoßen. Auch die
zweite Bohrung konnte erfolgreich abgeteuft werden und es wurde mit der Umsetzung des
Kraftwerksbau begonnen. Derzeit befindet sich kein Projekt mehr in der Bohrphase. Weitere
Impulse sind nun durch die Regelungen des EEG 2017 abzuwarten.

Insbesondere liegt der Schwerpunkt des Berichtes auf der Erhebung der Stromgestehungskosten.
Aufgrund der geringen Anlagenzahl (9 in Betrieb befindliche Kraftwerke) wurden die Daten der
ausführlichen Evaluierung aus dem Jahr 2017 komplett aktualisiert. Die Fa. gec-co GmbH war bereits
in den Jahren 2011 und 2014 mit der Erhebung der Stromgestehungskosten durch die
Bundesregierung beauftragt bzw. im Unterauftrag der verantwortlichen Institution für das
Vorhaben Geothermie. Nach Rücksprache mit den Projektbetreibern und -entwicklern konnte im
Sinne einer Synergienutzung auf diese Daten zurückgegriffen werden. Auch andere verfügbare
Daten, beispielsweise Daten der Übertragungsnetzbetreiber, dem Anlagenregister für Erneuerbare
Energien der BNetzA oder der AGEE-Stat, wurden genutzt.

Des Weiteren wurden weitere Steuerungs- und Anpassungsmöglichkeiten für Tiefe Geothermie
ermittelt, die insbesondere den speziellen Voraussetzungen für die Entwicklung und den Betrieb
Tiefer-Geothermie-Anlagen Rechnung tragen.

Außerdem wurden im Rahmen des Vorhabens IIb: Geothermie sonstige Handlungsempfehlungen
zur Weiterentwicklung des EEG gemacht. Entscheidend bleibt weiterhin, dass Geothermie-Projekte

 3

lange Entwicklungszeiträume haben. Dementsprechend wirken sich Veränderungen in der
Steuerungskultur im EEG erst sehr verzögert aus.

2.2. Stand der Technik
Nachfolgend wird auf den technischen Stand im Bereich der Bohr- und Anlagentechnik
eingegangen, wie er bei Geothermie-Projekten zur Wärme- und Stromerzeugung in Deutschland
eingesetzt wird. Dabei werden die einzelnen Bohr- und Anlagenteile, vom Ausbau der Bohrung bis
hin zu den Übergabestellen von elektrischer und thermischer Energie behandelt.

Es ist davon auszugehen, dass die technische Lebensfähigkeit der Anlage (inklusive Bohrung) weit
über den Förderzeitraum hinaus reicht. Im Norddeutschen Becken sind geothermische
Wärmeprojekte bereits jetzt seit den 80er Jahren in Betrieb. Erdöl- und Erdgasbohrungen werden
mitunter 50 Jahre betrieben. Für die Lebensdauer der Anlagen muss darüber hinaus zwischen reinen
Stromprojekten und kombinierten Strom-Wärme-Projekten unterschieden werden. Insbesondere
der kombinierte Anlagenbetrieb wird sich nach Ablauf der Vergütungsdauer weiterhin rechnen, da
diese Anlagen dann ihre Betriebskosten allein über den Wärmeverkauf decken werden können. Das
schließt die Stromerzeugungsanlagen mit ein. Für reine Stromprojekte stellt sich dies etwas anders
dar. Da diese Projekte keine Wärme verkaufen können, sind sie allein auf den Verkauf des Stromes
am Markt angewiesen. Diese Anlagen sollten auch weiter betrieben werden. Das hängt
insbesondere von der Strompreisentwicklung ab. Da reine Kraftwerke nach Auslauf der Förderung
durch das EEG von Bruttostromvergütung auf Nettostromvergütung umgestellt werden, können zu
geringe Strompreise zu einer Unwirtschaftlichkeit führen. Das gilt auch für die allgemeine
Kostenentwicklung in Bezug auf die Anlagenteile. Häufiger Pumpentausch, weil anvisierte
Standzeiten nicht erreicht werden, kann ebenso zur Unwirtschaftlichkeit führen. Davon ist aber nur
in Extremfällen auszugehen.

2.2.1. Untertage
Um Energie aus Thermalwasser erzeugen zu können, ist die Erschließung eines
thermalwasserführenden Untergrundes mittels Bohrungen notwendig. Bei deutschen Geothermie-
Projekten zur Strom- bzw. kombinierten Strom- und Wärmeerzeugung haben sich vor allem
Dubletten – d.h. eine Produktions- und eine Injektionsbohrung – durchgesetzt (mit einer
Ausnahme). Im Folgenden wird die Bohrtechnik vorgestellt, die zur Erschließung des Untergrundes
notwendig ist. Die Bohrtechnik umfasst dabei alle Bohranlagenkomponenten.

2.2.1.1. Bohranlage
Bei der Erschließung der Ressourcen für Tiefe-Geothermie-Projekte kommt eine ähnliche Technik
zum Einsatz, wie in der Erdgas- und Erdölindustrie. Im Gegensatz zur Erschließung von fossilen
Lagerstätten sind Tiefe-Geothermie-Bohrungen in der Regel tief, dementsprechend sind Drücke
und Temperaturen höher. Außerdem ist das Fördervolumen von Thermalwasser in der Regel höher
als das von Erdöl/-gas, daher muss Ausbaumaterial und Bohrausrüstung mit größeren
Durchmessern und höheren Gewichten gehandhabt werden.

Über das Rotary-Bohrverfahren wird im Regelfall die thermalwasserführende Schicht im Untergrund
erschlossen. Der sich am Ende eines Bohrgestänges befindliche Bohrmeißel dreht sich und
zerkleinert das Gestein des Bohrloches. Dieses Bohrklein wird aus der Bohrung mittels Spülung

 4

entfernt. Die Spülung dient gleichzeitig zur Stabilisierung des Bohrloches und wird durch das
Bohrgestänge in das Bohrloch gebracht. Im sogenannten Ringraum transportiert sie dann wieder
das Bohrklein nach oben. Die Drehbewegung des Bohrgestänges und des Bohrmeißels, die für den
Bohrvorgang notwendig ist, wird auf verschiedene Art und Weise angetrieben: Kelly, Topdrive und
Bohrlochsohlenantrieb.

Bohranlagen werden immer projektübergreifend eingesetzt und nur für den speziellen Einsatz vor
Ort angepasst. Bei Geothermie-Projekten spielen insbesondere Tiefe des Thermalwasserhorizonts
und Bohrlochdurchmesser eine Rolle. Dabei gilt die Grundregel: je tiefer und größer das Bohrloch
sein muss, desto kostenintensiver, aber auch energetisch ergiebiger wird die Bohrung.

Im Folgenden werden die einzelnen Bestandteile einer Bohranlage erläutert.

2.2.1.2. Bohrplatz
Der Bohrplatz besteht im Wesentlichen aus dem inneren (Maschinenfundamente, Bohrkeller,
Maschinenaufstellfläche, Rohrlager) und dem äußeren (Umfahrung, Aufstellfläche für Container,
Lagerfläche) Bohrplatz. Je nach zuständigem Bergamt sind die Anforderungen leicht
unterschiedlich. Die Vorgaben reichen von Bohrplätzen, die nur als befestigte Schotterfläche
ausgeführt werden bis hin zu komplett asphaltieren Flächen mit entsprechender Entwässerung und
Abscheidesystemen.

Auch stellt der Auftraggeber bzw. Betreiber entsprechende Anforderungen. Der eine möchte den
Bohrplatz nach Fertigstellung der Bohrungen weitgehend erhalten, der andere überbaut weite
Flächen mit den benötigten Anlagenteilen. Da für einen Pumpenwechsel – unabhängig ob mit einer
Bohranlage oder Kränen aus-/ eingebaut wird – und Work-over-Arbeiten entsprechend Platz und
Lagerfläche benötigt wird, ist dies auf jeden Fall in der Planung zur weiteren Nutzung des
Bohrplatzes zu berücksichtigen. Ein teurer Rückbau des äußeren Bohrplatzes ist auf alle Fälle nicht
sinnvoll, da erst die Errichtung und dann auch der Rückbau hohe Investitionen verlangen.

2.2.1.3. Bohrmast
Der Bohrmast führt den Bohrstrang. Die Höhe des Mastes ist bei den in der Geothermie
eingesetzten (großen) Bohranlagen so bemessen, dass drei Rohre mit jeweils 9 m gleichzeitig
gezogen werden können. Damit ist ein schnelleres Ein- und Ausbauen von Rohren gewährleistet.

2.2.1.4. Hebesystem
Tiefe Bohrungen und daraus resultierende lange Bohrgestänge sowie dementsprechend schwere
Casinge erhöhen die benötigte Hakenlast der Bohranlage erheblich. Das Hebesystem einer
Bohranlage ist in der Lage, den Bohrstrang zu ziehen (aus dem Bohrloch zu holen). Das Hebesystem
besteht bei klassischen Bohranlagen aus Hebewerk, Kronenbock, Flaschenzug und dem Bohrhaken.
Modernere Bohranlagen sind auch mit Hydraulikzylindern als Hebewerke ausgestattet. Maßgeblich
für die Dimensionierung der einzusetzenden Bohranlage ist das schwerste einzubauende Casing.

 5

2.2.1.5. Pipehandling-System
Pipehandling-Systeme haben erhebliche Vorteile gegenüber manuellem Ein- und Ausbau von
Rohren bzw. Bohrmeißeln. Die entsprechenden Teile werden teil- oder vollmechanisiert ein- und
ausgebaut.

2.2.1.6. Drehtisch
Bei kleineren Bohranlagen wird die Drehbewegung des Bohrstranges über den Drehtisch
sichergestellt. Mittels der Mitnehmerstange (Kelly) wird eine Verbindung zwischen Bohrstrang und
Drehtisch hergestellt. Die Kelly ermöglicht somit den Bohrfortschritt, indem sie die Kräfte auf den
Bohrvorgang überträgt. Dementsprechend ist der maximale Bohrfortschritt abhängig von der Länge
der Kelly (max. 12 m).

2.2.1.7. Topdrive
Neben einem Kellystand mit Drehtisch kann auch ein Topdrive zum Einsatz kommen. Dieser
(elektrisch oder hydraulisch) betriebene Motor ist am oberen Ende des Bohrstranges am Mast
montiert. Vom Topdrive gehen dann die Drehbewegung und der Bohrvorgang des Bohrgestänges
aus. Mittels eines Topdrives ist ein maximaler Bohrfortschritt von 30 m ohne Pausen möglich. Dieses
Antriebsverfahren ist bei Geothermie-Bohrungen eher die Regel.

2.2.1.8. Spülungssystem
Die Spülung wird obertägig an die jeweils spezifischen Bedingungen des Bohrlochs angepasst und
hergestellt. Anschließend wird sie durch Spülungspumpen in den Bohrstrang gepumpt und über
Düsen am Bohrmeißel zum Bohrlochtiefsten geführt. Dort kühlt und schmiert sie den Meißel,
lockert Gestein und transportiert über den Ringraum das Bohrklein an die Oberfläche. Dabei
stabilisiert sie gleichzeitig das Bohrloch. Die an die Oberfläche gekommene Spülung wird
wiederaufbereitet und wieder über den Bohrstrang ins Bohrloch eingebracht. Die spezifischen
Parameter für den Einsatz der Spülung hängen von Tiefe, Druck, Gesteinsmaterial und weiteren
Faktoren ab.

2.2.1.9. Blow-Out-Preventer
Standardmäßig werden bei allen Geothermie-Bohrungen Blow-Out-Preventer (BOP) eingesetzt. Sie
dienen dazu, einen ungeplanten Gasaustritt zu verhindern. BOP werden je nach erwarteter
geologischer Gesamtsituation ausgelegt (Auslegungsvarianten Universal-, Ring- oder
Backenpreventer) und installiert. Ein BOP besteht aus meistens drei Absperrvorrichtungen.

2.2.1.10. Bohrstrang

2.2.1.10.1. Bohrgestänge
Das Bohrgestänge besteht aus rund 9 m langen Stahlrohren, die jeweils miteinander verschraubt
sind. Die dem Bohrlochtiefsten nahen Stangen sind besonders starke und schwere Rohre, um die
erforderliche Auflast für den Bohrmeißel zu erzeugen und u.a. den Bohrstrang in Spannung zu
halten. Teil des Bohrgestänges sind darüber hinaus Stoßdämpfer, welche die Schläge auf die
Bohrstange dämpfen. Daneben existieren noch weitere Werkzeuge, die auftretende
Schwierigkeiten (bspw. festgesetzte Rohrtour) auflösen sollen.

 6

2.2.1.11. Bohrwerkzeug
Für Bohrwerkzeuge kommen in der Regel in der Geothermie Rollen- oder Diamantmeißel (PDC-
Meißel) zum Einsatz. Entscheidend ist, dass die Bohrmeißel zu jeder Zeit an die Bedingungen des
Bohrloches angepasst sind. Da bei einem Bohrmeißelwechsel immer der gesamte Bohrstrang ein-
und ausgebaut werden muss, ist die richtige Auslegung dieser Meißel entscheidend für schnelles,
kostengünstiges Bohren.

Rollenmeißel werden häufig als Drei-Kegel-Rollenmeißel mit gehärteten Stahlzähnen oder
Warzenmeißel mit Wolframkarbideinsätzen ausgeführt. Die Kegelrollen der Rollenmeißel lösen
über Druck- und Scherkräfte Teile des Gesteins heraus. Allerdings können Rollenmeißel nur bis zu
einer maximalen Temperatur von bis zu 250 °C eingesetzt werden. Höhere Temperaturen erfordern
Diamantmeißel.

Diamantmeißel zeichnen sich durch den Einsatz von Diamanten im Meißel aus. Diamantmeißel sind
allerdings teurer als Rollenmeißel, können aber zu höheren Drehzahlen und längeren Standzeiten
führen. Daher sind sie mitunter die günstigere Alternative. Spezielle Varianten können bei
Temperaturen von bis zu 700 °C eingesetzt werden.

2.2.1.12. Meißeldirektantrieb
Die Meißeldrehbewegung kann nicht nur von übertage erfolgen. Durch einen Meißeldirektantrieb
direkt am Bohrmeißel ist ebenfalls eine Kraftübertragung möglich. Dieser Antrieb wird
üblicherweise mit der Spülung betrieben. Vorteil dieser Antriebstechnik ist, dass der Bohrstrang
nicht die komplette Drehung von übertage nach untertage übertragen muss, sondern dass die
Drehbewegung direkt hinter dem Bohrmeißel erzeugt wird. Der Bohrstrang wird somit nur zur
Kraftübertragung eingesetzt. Richtbohren wird durch diese Untertageantriebstechnik erst möglich
und reduziert zusätzlich die Reibungsverluste zwischen Bohrstrang und Gebirge.

Meißeldirektantriebe sind als Verdrängermotoren und Bohrturbinen verfügbar. Derzeit werden vor
allem Verdrängermotoren eingesetzt, da diese im Moment den besten technisch/wirtschaftlichen
Kompromiss in Zusammenhang mit den bestehenden Bohrmeißeltypen darstellen.

2.2.1.12.1. Bohrturbinen
Bei Bohrturbinen sind mehrere Stufen von Leit- und Laufrädern hintereinander geschaltet. Die
Laufräder bewegen sich durch die Spülung, während die Leiträder fest am Turbinengehäuse fixiert
sind. Die Spülung bewegt die Laufräder, die wiederum über eine Welle die Kraft auf den Meißel
übertragen. Bei dieser Art des Antriebs werden häufig Diamantmeißel eingesetzt.

2.2.1.12.2. Verdrängermotoren
Verdrängermotoren basieren auf dem Prinzip der Exzenterschneckenpumpe. Da auf der Ein- und
Ausgangsseite des Motors unterschiedliche Drücke herrschen, wird ein Drehmoment erzeugt und
auf den Bohrmeißel übertragen.

2.2.1.13. Bohrspülung
Die Bohrspülung hat folgende, wesentliche Aufgaben zu erfüllen:

  Reinigung der Bohrlochsohle und Abtransport des Bohrkleins zur Oberfläche

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 Erzeugen eines hydraulischen Gegendruckes gegen das Eindringen von Medien (Öl, Gas,
 Wasser) aus den durchteuften Formationen in das Bohrloch
  Bohrlochstabilisierung
  Kühlung und Schmierung von Bohrwerkzeug und Bohrstrang
  Übertragung der hydraulischen Energie zur Bohrlochsohle zum Betrieb von Vorort-
 Antrieben
  In entsprechenden Formationen: Abbau des Materials

Die Bohrspülung wird den jeweiligen Erfordernissen angepasst. Es können Ton-
Süßwasserspülungen, Bentonit-Wasser-, Sepiolith-, Attapulgit-, Öl- und Formiatspülungen zum
Einsatz kommen. Die verschiedenen Spülungen zeichnen sich durch verschiedene Eigenschaften
aus. In der Regel werden günstige Bohrspülungen auf Wasserbasis eingesetzt. Treten allerdings
Spülungsverluste auf, werden der Suspension Quellstoffe (bspw. Holzspäne u.v.m.) beigegeben.
Beim Einsatz von Bentonit-Wasser-Spülungen kann es beim Durchteufen von bestimmten
Gesteinsformationen (Gips, Salz) und Temperaturen zu einer Trennung in eine feste und flüssige
Phase der Spülung kommen. Um dies zu verhindern, werden zusätzliche Schutzkolloide (Stärke und
Stärkederivate) hinzugefügt. Ggfs. werden Kühlmaßnahmen ergriffen, um die Bohrspülung
übertage zu kühlen. Sepiolith-, Attapulgit- und Öl-Spülungen sind besonders für den Einsatz bei
hohen Temperaturen geeignet, jedoch teuer. Insbesondere die Öl- bzw. Formiatspülungen haben
allerdings eine erhebliche Verunreinigung wasserführender Schichten zur Folge sowie eine
eingeschränkte Produktivität. Sie sind daher mit hohen Umweltauflagen verbunden.

Nach dem Einsatz untertage, wird die Bohrspülung übertage über Schüttelsiebe, Zyklone und
Zentrifugen gereinigt und dann wieder im Bohrloch eingesetzt.

2.2.1.14. Verrohrung und Komplettierung
Die Verrohrung erfolgt bereits während der Herstellung der Bohrung und wird entsprechend der
einzelnen Sektionen der Bohrungen vorgenommen. Die erste Rohrtour wird dabei als Standrohrtour
bezeichnet, gefolgt von einer Ankerrohrtour und der technischen Rohrtour. Schlussendlich kann
eine Produktionsrohrtour eingebracht werden. Zwischen Verrohrung und Bohrlochwand wird
Zement eingebracht, um den Ein- bzw. Austritt von Fluiden zu vermeiden, die Trennung
verschiedener Schichten zu gewährleisten und das Bohrloch zu stabilisieren. Die eingesetzten Rohre
haben dabei einen Außendurchmesser von 4 ½" bis 20" bzw. bis über 30“ für die Standrohrtour.

Komplettierung bezeichnet den Abschluss der Bohrarbeiten und den Ausbau der Tiefbohrung mit
allen zugehörigen technischen Einrichtungen, die zur Instandhaltung und Förderung benötigt
werden. Das ist insbesondere die Verbindung des Bohrlochs mit dem thermalwasserführenden
Horizont als Open Hole oder Cased Hole (Loch- oder Schlitzliner). Je nach Standfestigkeit des
Gebirges wird die Bohrung unverrohrt oder verrohrt ausgeführt. Eine weitere Ausbaumöglichkeit ist
die Gravel-Pack-Komplettierung – damit wird über ein Filterrohr ein Austrag von Feststoffen aus
dem Nutzhorizont verhindert. In Deutschland kommen in der Regel Open-Hole-Komplettierungen
zum Einsatz.

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2.2.1.15. Neue Bohrverfahren
Eine Möglichkeit zur Erhöhung der Kosteneffizienz beim Abteufen von tiefen Geothermie-
Bohrungen ist die Verbesserung der Gesteinszerstörung und damit die Erhöhung der
Bohrgeschwindigkeit. Durch den Einsatz neuer Bohrwerkzeuge lassen sich die teuren Mietkosten für
die schweren Tiefbohranlagen reduzieren, da die reinen Bohrzeiten reduziert werden können.

Da konventionelle Bohrwerkzeuge für die Öl- und Gaserkundung im Sedimentgestein entwickelt
und optimiert wurden, können diese in harten schwer bohrbaren Formationen für die Tiefe
Geothermie nur sehr uneffektiv eingesetzt werden (geringe Bohrgeschwindigkeiten, hoher
Verschleiß). Die Folge sind hohe Bohrkosten und ein erhöhtes wirtschaftliches Risiko. Eine Weiter-
bzw. Neuentwicklung von anderen Bohrverfahren ist bei petrothermaler Geothermie zu erwarten.
Sie nutzt das heiße, harte Gestein im Untergrund, das über Bohrungen und verschiedene
Stimulationsverfahren erschlossen wird.

2.2.1.15.1. Elektro-Impuls-Verfahren
Mit der Entwicklung und Erprobung des Elektro-Impuls-Verfahrens (EIV) kann eine völlig neuartige
Form der Gesteinszerstörung für tiefe Geothermiebohrungen nutzbar gemacht werden. Das Prinzip
beruht auf elektrischen Entladungen unter sehr hohen Spannungen, welche zwischen zwei
Elektroden durch das Gestein geleitet werden und dabei dessen Gefüge durch hohe Temperaturen
und Drücke schwächen. Das Verfahren befindet sich noch im Forschungsstadium.

2.2.1.15.2. Flame-Jet-Drilling
Hier befindet sich der Bohrer nicht im direkten Kontakt mit dem Untergrund. Verschleiß am
Bohrmeißel ist also nahezu ausgeschlossen. Beim Flame-Jet-Drilling befinden sich am Bohrkopf
Öffnungen, über die eine sehr heiße Flamme ins Bohrloch gebracht wird, die das Gestein spaltet und
wegsprengen lässt. Flame-Jet-Drilling befindet sich ebenfalls noch im Forschungsstadium.

2.2.2. Übertägige Anlage
Mit Abschluss der Bohrarbeiten wird die übertägige Anlage errichtet. Diese Anlage lässt sich in
Thermalwassersystem, Kraftwerk, Pumpen und Heizwerk einteilen.

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2.2.2.1. Thermalwassersystem

 Quelle: gec-co GmbH

Abbildung 1: Schema Thermalwassersystem ohne Fernwärmeauskopplung.

2.2.2.1.1. Rohrleitungssystem
Das Rohrleitungssystem leitet das geförderte Thermalwasser von der Förderbohrung über Filter und
Wärmetauscher wieder zurück zur Injektionsbohrung. Der optimalen Auslegung des
Rohrleitungssystems ist eine besondere Bedeutung zu zuschreiben, da sich ein fehlerhaftes oder
unpassendes Design stark auf die Betriebskosten der Anlage auswirken kann.

Verfahrenstechnische Erfahrungen haben gezeigt, dass strömungstechnisch ungünstige
Abzweigungen und zu abrupte Richtungsänderungen des Thermalwasserflusses zu einer
Verschiebung des chemischen Gleichgewichts, gerade in hochmineralisierten Wässern aufgrund
partiellen Unterdrucks im Thermalwasser führen können. Dabei sind Ablagerungen und
Aufkonzentration von Spurenelementen an diesen Stellen möglich. Um diese unerwünschten
Effekte zu vermeiden, kann es notwendig sein, Bögen mit einem größtmöglichen Radius zu
verwenden und T- durch Y-Stücke (Hosenrohre) zu ersetzen. Im Rohrleitungssystem sind
strömungsgünstige Einbauten, wie beispielsweise Klappen, Kugelhähne, gegenüber Sitzventilen
vorzuziehen, da sie bei voller Öffnung beinahe den gesamten bzw. den gesamten Rohrquerschnitt
freigeben. Des Weiteren sollte bei der Konzeption und der Layoutplanung darauf geachtet werden,
dass an Bauteilen, die regelmäßig für Wartungszwecke geöffnet bzw. demontiert werden,
ausreichend Arbeitsraum zu Verfügung steht. Im Rahmen des normalen Anlagenverschleißes (bspw.
über Korrosion, Scaling) müssen Anlagenteile ausgetauscht werden. Für das Thermalwassersystem

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gilt, dass galvanische Elemente wie hoch- und niederlegierte Stahlkombinationen (schwarz-weiß-
Verbindungen) wegen möglicher Korrosion zu vermeiden sind. Wenn auf eine ungünstige
Materialpaarung nicht verzichtet werden kann, ist auf eine sichere galvanische Trennung zu achten.

Als Rohrleitungsmaterial werden je nach Thermalwasserzusammensetzung und den darin
enthaltenen Elementen (z.B. H2S, Cl, NaCl) Kohlenstoffstähle der Güten P235GH bzw. P355GH,
vollaustenitische Stähle (1.4539) sowie Duplex- Stähle (1.4462) eingesetzt. Da in den
Thermalwässern H2S auch nur in geringen Spuren vorkommt, ist der Einsatz von kostengünstigeren
austenitischen Stählen (1.4301, 1.4571 etc.) wegen der auftretenden Spannungs-Risskorrosion nur
unter bestimmten Voraussetzungen empfehlenswert.

Bei normalem Verschleiß ist ein Rohrleitungssystem aus nicht dauerfesten Stählen in der Regel für
circa 20 bis 25 Jahre zu dimensionieren. Es sollte darauf geachtet werden, dass Korrosionszuschläge
entsprechend der geforderten Lebenszeit und den erwarteten Korrosionsraten bzw.
Abrassionsraten ausgewählt werden. Bei dauerfesten Stählen entfallen die Korrosionszuschläge und
das System kann beinahe „unbegrenzt“ genutzt werden.

In den bereits errichteten Stromerzeugungsanlagen in der bayrischen Molasse und im
Oberrheingraben kommen unterschiedliche Stahlarten zum Einsatz. In den Geothermieanlagen
Traunreut und Insheim ist der Thermalwasserkreis aus Kohlenstoffstahl errichtet, wohingegen in
den Anlagen Sauerlach, Dürrnhaar und Kirchstockach dauerfeste vollaustenitische Stähle bzw.
Duplexstähle eingesetzt werden.

2.2.2.1.2. Filteranlagen
Falls aus der Förderbohrung trotz evtl. durchgeführter Reinigungsprozesse (Säuerung, Freispülen
etc.) im laufenden Betrieb Schmutzfrachten an die Oberfläche gefördert werden sollten, wird eine
Filteranlage eingebaut. Als Filteranlagen kommen Rückspül-, Korb- und Beutelfilter zum Einsatz.
Bei Rückspülfiltern wird das Thermalwasser umgeleitet und zur Spülung der Filter genutzt. Korb-
und Beutelfilter befreien das Filtrat von Feststoffen. Die jeweils angewandte Filtertechnik ist immer
von der Thermalwasserqualität abhängig und muss für jedes Projekt individuell festgelegt werden.

2.2.2.1.3. Druckhaltung
Kommt von der Injektionsbohrung im Teillastbetrieb oder sogar im Volllastbetrieb kein genügend
großer Gegendruck um den benötigten übertägigen Systemdruck aufrecht zu erhalten, muss eine
Einrichtung zur Druckhaltung im Thermalwassersystem installiert werden. Hierzu können
Druckhalteventile im ober- oder untertägigen Teil der Anlage eingesetzt werden. In den meisten
bisher errichteten Anlagen kommen derzeit nur obertägige Ventile zum Einsatz, die entweder als
Gleitschieberventile oder Sitzventile mit evtl. mehreren Sitz-Kegelkombinationen ausgeführt
werden. Zu beachten ist, dass es durch die obertägige Druckreduzierung an und nach den Ventilen
aufgrund Flashverdampfung zu Scaling und Ausgasung kommen kann. Darüber hinaus wurde ein
Druckhalteventil für den untertägigen Einsatz unterhalb des Ruhewasserspiegels der
Injektionsbohrung entwickelt. Allerdings fehlt hier noch der Praxistest.

Um Druckschwankungen im System, die zum Beispiel bei einem abrupten Pumpenausfall oder beim
regelmäßigen Abreinigen der Automatikfilter auftreten, ausgleichen zu können, wird im System ein
Druckausgleichsbehälter installiert. Dieser Behälter hat ein Füllvolumen von mehreren tausend

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Litern und wird bis zu ²⁄3 seines Volumens mit Thermalwasser gefüllt, während das restliche
Volumen mit einem inerten Gas wie Stickstoff beaufschlagt wird. Der eingestellte Druck des
Stickstoffs richtet sich nach dem gewünschten Systemdruck. Somit wird durch die schwankende
Wassersäule im Behälter das Stickstoffpolster zusammen gedrückt oder entspannt. Müssen größere
Druckdifferenzen ausgeglichen werden, wird Stickstoff entsprechend automatisch nachgespeist
oder abgelassen.

2.2.2.1.4. Injektionspumpe
Reicht der durch die Thermalwasserförderpumpe aufgebrachte Druck nicht aus bzw. liegt der
benötigte Injektionsdruck über dem zulässigen Druck (Ps) des Thermalwassersystems, um das
Wasser wieder in den Untergrund zu injizieren, ist eine Injektionspumpe notwendig. Zum Einsatz
kommen je nach benötigtem Druckniveau ein- oder mehrstufige Radialpumpen. Der Injektionsdruck
ist eine Funktion aus dem Verhalten des Reservoirs, der Thermalwasserzusammensetzung und der
Thermalwassertemperatur. In einigen Projekten ist eine Injektionspumpe nur ab bestimmten
Durchflussmengen und Injektionstemperaturen notwendig. Bei anderen ist das Schluckvermögen
der Injektionsbohrung so gut, dass auf eine Injektionspumpe ganz verzichtet werden kann.

2.2.2.1.5. Scaling im Thermalwassersystem
In jedem Geothermie-Projekt müssen die Thermalwassereigenschaften spezifisch ausgewertet
werden. Auch Projekte, die in unmittelbarer Nähe zueinander liegen, können unterschiedliche
Eigenschaften des Thermalwassers aufweisen.

Die meisten Geothermie-Projekte sind von Scaling betroffen, wobei die Stellen an denen
Ablagerungen auftreten sehr unterschiedlich sein können. Problematische Stellen im System
können sein: die Förderpumpe, das Steigrohr der Pumpe, vor oder hinter Filtern, an Bögen und
Abzweigungen, bei Querschnittsänderungen, nach Regelventilen, in den Wärmetauschern usw.
Auch durch sogenanntes Coating, was eine Beschichtung der thermalwasserberührten Bauteile mit
speziellen Materialen bedeutet, tritt der Scaling-Effekt zwar oft später auf aber ganz vermieden wird
er nicht. Der Einsatz von Inhibitoren zur Vermeidung von Scaling wird seit einiger Zeit erprobt,
welches sich als komplexer darstellt, als zu Anfang erwartet. Erste positive Ergebnisse konnten
erzielt werden. In diesem Zusammenhang hat sich jedoch auch herausgestellt, dass die Kosten für
die Inhibitoren weitere Kosten verursachen. Aus diesem Grunde werden weitere Versuche zu
verschiedenen Arten und Dosierungen von Inhibitoren durchgeführt.

Das Auftreten von Scaling ist bis jetzt ein noch relativ unverstandenes Thema und ist je nach
Thermalwasser einzigartig und komplex. Zu dem Thema wurden und werden diverse F&E-Projekte
bearbeitet.

2.2.2.1.6. Thermalwassermonitoring
Bis jetzt werden Temperatur, Druck, in einigen Projekten zusätzlich noch Leitfähigkeit und pH- Wert
des Thermalwassers online gemessen. Dichte und Wärmekapazität können mit der derzeit
verfügbaren Technik nicht standardmäßig gemessen werden.

Ein Insitu-Messgerät des KIT wurde in verschiedenen geothermischen Anlagen erprobt und soll alle
Thermalwasserparameter wie die Wärmekapazität, die dynamische Viskosität sowie die Dichte

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online/ insitu im Betrieb ermitteln können. Das mobile Messgerät befindet sich allerdings noch im
Forschungsstadium.

2.2.2.2. Förderpumpen
Im Wesentlichen stehen für die Förderung von Thermalwässern für geothermische Nutzung
Tauchkreiselpumpen (ESP) und Gestängepumpen (LSP) zu Verfügung. Bei beiden Typen handelt es
sich um sog. Strömungspumpen, welche die durch rotierende Laufräder (Impeller) entwickelten
Fliehkräfte nutzen, um Flüssigkeiten zu fördern. Dabei wird die kinetische Energie der rotierenden
Impeller als Impuls an das Fluid übergeben und dieses radial beschleunigt. Die resultierende
Druckerhöhung ist für die Überwindung der Durchflusswiderstände und den Transport des Fluids
verantwortlich. Beide Pumpentypen werden mehrstufig gebaut, d.h. mehrere Impeller werden je
nach benötigtem Druck in Reihe geschaltet von einer Welle angetrieben.

Der grundsätzliche Unterschied zwischen beiden Pumpentypen ist die Position des Pumpenantriebs.
Die Welle der Tauchkreiselpumpe wird über einen unter der eigentlichen Pumpe befindlichen
Elektromotor im Bohrloch angetrieben, welcher durch eine Dichtungssektion vor dem geförderten
Thermalwasser geschützt wird. Bei der Gestängepumpe sitzt der Motor obertägig über dem
Bohrloch und treibt die Laufräder der Pumpe über eine entsprechend lange Welle an.

Der Leistungsbedarf an der Welle einer Thermalwasserpumpe wird durch folgende Formel (1)
beschrieben:

 3
 [ 3 ]× [ 2]× [ ]× [ ]
 [ ] = 
 (1)
 η

 P: Wellenleistung

 : Dichte Fördermedium

 g: Fallbeschleunigung

 Q: Förderrate

 H: Förderhöhe

 : Wirkungsgrad der Pumpe

Zur Berechnung des Leistungsbedarfs ist daher neben der Kenntnis des Pumpenwirkungsgrads der
Produktivitätsindex (PI) der Bohrung entscheidend. Der PI beschreibt die Förderrate in Abhängigkeit
von der Druckabsenkung (2):

 3
 3 [ ]
 [ × ] = 
 [ ]
 (2)

 PI: Produktivitätsindex

 Q: Förderrate

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