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TECHNIK UND MANAGEMENT

TECHNIK UND MANAGEMENT Energie/Erneuerbare Energien GeothermischeStromerzeugung in Deutschland Strom aus Geothermie ist weder neu noch selten. Erste Anlagen wurden bereits um 1910 im italienischen Larderello in Betrieb genommen und heute erzeugen Geothermiekraftwerke weltweit bei einer installierten elektrischen Leistung von 12 GW jedes Jahr etwa 70 TWh Strom. Das Gros dieser Kraftwerke konzentriert sich auf tektonisch aktive Regionen anden Grenzen der Erdplatten. Zunehmend gewinnt die Nutzung der Erdwärme aber auch in geologisch weniger bevorzugten Gebieten, wie etwa Mitteleuropa, anBedeutung. Die damit verbundenen Herausforderungen und Erfahrungen sollen am Beispiel des Kraftwerks Bruchsal näher beleuchtet werden. Prof. Wolfram Münch und Dr. Thomas Kölbel Der Standort Bruchsal kann auf eine lange geothermische Historie zurückblicken: DieInjektionsbohrung GB I und die Förderbohrung GB II waren bereits 1983 beziehungsweise 1985 abgeteuft worden. Ziel war es, unter dem Druckder ersten Ölpreiskrisen eine Wärmeversorgungsanlage zu bauen. Mit fallenden Ölpreisen wurdeesinBruchsal zunehmend schwieriger, wirtschaftlichen Kriterien zu genügen und Anfang der 1990er Jahrewurdendie Arbeitenschließlich eingestellt. Neue Perspektiven ergabensichab2000 mitdem Erneuerbaren- Energien-Gesetz und der damit verbundenen Einspeisevergütung für Strom aus Erneuerbaren Energiequellen. Fachlich und finanziell unterstütztvon derEnBW EnergieBaden-Württemberg AG wurden daher Ende 2005 die Planungen für eine Geothermieanlage in Bruchsal geothermische Stromerzeugungsanlage am Standort Bruchsal aufgenommen. Bereits 2007 wurde mit dem Bau des Kraftwerks begonnen, im Dezember 2009 erfolgte dieoffizielle Inbetriebnahme. Geothermieanlage Bruchsal Das Kraftwerk befindet sich unmittelbar in Nachbarschaft der Produktionsbohrung am Westrand Bruchsals. Bereits in derPlanungsphase wurde großer Wert aufeine kompakte Anlage mitmöglichst geringem visuellem und lärmtechnischem Einschlagbei gleichzeitig geringem Platzbedarf gelegt. KonsequenterweisewirddaherderNasskühlturmdurch das Kraftwerksgebäude in Richtung der räumlich nächsten Wohnbebauung abgeschirmt. Unter Berücksichtigung des Betriebsdrucks und derfür dieAnlage Bruchsal typischenThermalwassertemperatur istder Dampfanteil des Thermalfluids für eine direkte Verstromung bei weitem zugering. Eine mögliche technische Lösung stellenhierBinärkreislauf-Kraftwerkedar. Sie sind durch einen von der Wärmequelle isolierten, zweiten Kreislauf charakterisiert, in demein geeignetesArbeitsmedium verdampft wird und über Turbine/Generator Strom produziert. Weit überwiegend werden hier Anlagen nach dem Organic-Rankine-Prinzip eingesetzt. Als Arbeitsmedium dient typischerweise Isobutan, Isopentan oder eine vergleichbareorganischeVerbindung.In Bruchsal hatman sichfürdas seltene und, zumindestinder Theorie effizientere,Kalina-Prinzip entschieden, bei dem ein Ammoniak-Wasser-Gemischzum Einsatz kommt. Das in Grafik 1 dargestellte Schema zeigt den prinzipiellen Aufbau des Bruchsaler Kraftwerks. Die thermische Leistung liegt bei einem Massenstromvon 24 l/s und einerBohrlochkopftemperatur von123 °C bei etwa 5500 kW, dieelektrischeKraftwerksleistung beträgt etwa 550 kW. Aktuelle Forschungsarbeiten Die Bruchsaler Geothermieanlage dient aktuell ganz vornehmlich Forschungszwecken. Sie wurdedaher miteineraußerordentlichgroßenVielzahlvon Messpunkten und Monitoringsystemen ausgestattet. Derzeit liegen die Untersuchungsschwerpunkte auf der wissenschaftlichenCharakterisierung desThermalwassersystems, aber auch aufder Untersuchung von Ausfällungs- und Korrosionsphänomenen. Zusätzlich werden kraftwerksseitig relevante Betriebsparameter aufgezeichnet und ausgewertet. Bei all diesen Untersuchungen liegt der Schwerpunkt auf der Verbesserung derAnlagenperformance undder Kostenreduktion. Wie auch anderenorts im Oberrheingraben charakterisieren hohe Salinität und Gasgehalte das Bruchsaler Thermalwasser. Die Konzentration an gelösten Salzen liegt bei etwa 130 g/l, Alkali- und Erdalkali-Elemente stellen die dominierenden Kationen. Beiden Anionenprägt Chlorid mitetwa70g/l das Fluid, derpH- Wert schwankt um 5,0. Auch dieSchwermetallkonzentration im Bruchsaler Thermalwasser ist beachtenswert. Hierbei 34 UmweltMagazin Januar/Februar 2014

Bild und Grafiken (2): ENBW Grafik 1:Kraftwerkschema Grafik 2: Anlagenperformance in Abhängigkeit von der Außentemperatur handelt essich vor allem umBlei, Arsen und Cadmium. Im Hinblick auf den Kraftwerksbetriebkommt demGasgehalt des Thermalfluids besondere Bedeutung zu: 2,2 zu 1beträgt das Volumenverhältnis von gasförmiger und flüssiger Phase bei Atmosphärendruck und 25 °C in Bruchsal.Mit knapp 90 Volumenprozent besitztCO 2 dengrößten Anteil am Gasgemisch,derRestsetztsichüberwiegendaus CH 4 (~1 Volumenprozent )und N 2 (~9Volumenprozent )zusammen.Durch dieSalinität und den CO 2 -Gehalt weist das Bruchsaler Thermalfluid großes Potenzial für die Bildung von Ausfällungen, aber auch für dieEntmischung vongasförmiger und flüssiger Phase insbesondere im obertägigen Thermalwasserkreis auf. Beide Effekte stehen einer hohen Kraftwerksverfügbarkeit entgegen. Gerade in den Wärmetauschern des Kraftwerks ist dieBildung vonGasblasen unerwünscht, da siedie Wärmeübertragung signifikant reduzieren. Eine technische Option, die der Gas-Flüssigkeit-Entmischung entgegenwirkt, istdie Druckhaltung.ImVorfeld durchgeführte Modellrechnungen haben ergeben, dass bei Drücken oberhalb von 1,2 MPa Entmischungen nicht zu erwarten sind. In derPraxis zeigtesich, dass selbst ein Druck von 2,2 MPa nicht ausreichendist. Wesentlicher Unterschied zu anderen Geothermieprojekten Prinzipiell birgt die Reduktion des CO 2 -Gehalts aus dem Thermalwasserstrom bei gegebener Salinität die Gefahr der Bildung vonAusfällungen in sich.Sie sind wegen der Reduktion von Leitungsquerschnittenunerwünschtund können mitverschiedenentechnischen Maßnahmen unterbunden werden. Genannt sei hier die Zudosierung von Inhibitoren oder auch die Herabsetzung des pH- Werts. BeideOptionenhättenjedochnegativen Einfluss auf die variablen Kosten desKraftwerks. Um hierAbhilfezuschaffen, wurde vom Bruchsaler Projektteam einCO 2 -Bypass entwickelt. Über ihn wird einTeilder Gasphase unmittelbar vorEintritt in das Kraftwerkabgezweigt und auf derInjektionsseite vollständig in denabgekühlten Thermalwasserstrom zurückgelöst. Hierbei wirkt die höhere Löslichkeit von CO 2 in kälterem Wasser unterstützend.Das System hatseine Wirksamkeit während der vergangenen Jahre zuverlässig demonstriert,Ausfällungen und Gasentmischungen in relevantem Umfang gehören damit inBruchsal der Vergangenheit an. Bruchsal unterscheidet sich in einem Punkt wesentlich von anderen Geothermieprojekten: Sowohl Förderrateals auch Injektionsdruck, aber auch die Bohrtiefe sind weit geringer als üblich und prinzipiell nicht geeignet, fühlbare seismische Events auszulösen. Trotzdem wurde entschieden, im Rahmen eines Forschungsprojekts ein aufwendigesseismisches Monitoringsystem zu wissenschaftlichen Zwecken, aberauchzur Beweissicherung einzurichten. Es bestehtaus vier in jeweils etwa 100Meter tiefen Bohrungen installierten Geophonen, die imHerbst 2013 um weitere fünf Oberflächenstationenergänzt wurden. Die Position der Messeinheiten wurde anhand verschiedener Kriterien ausgewählt: Neben messtechnischen Vorgaben mussten zusätzlich eher praktische Erwägungen wie Anschluss an eine Stromversorgung, aber auch qualitätssichernde Maßnahmen wie dieweitgehende Vermeidung anthropogener Erschütterungsquellen bei der Standortwahl berücksichtigtwerden. Die Messeinrichtungen zeichnen seit 2009die SeismizitätamStandortmit sehr hoher Empfindlichkeit auf. Induzierte Seismizitätaus demBetrieb desGeothermiekraftwerks konnte von den Wissenschaftlern des Karlsruher Instituts für Technologie trotz hoher Messempfindlichkeitbisheutenichtregistriertwerden. Neben der Thermalwasserseite wird auch die Stromerzeugungsanlage intensivuntersucht. Die Schwerpunkte liegen hierauf derAnlagensicherheit, aberauch auf Zuverlässigkeit, Verfügbarkeit und Prozesseffizienz. Hierzu wurde ein aufwändiges Monitoringsystemmit zahlreichen Messpunkten für alle relevantenBetriebsparameteraufgebautundmiteinem datenbankbasierten Analyse- und Archivierungssystemergänzt (sieheGrafik2). Ausblick Der EEG-Erfahrungsbericht von 2011 hatgezeigt, dass dieStromgestehungskosten (LCOE) von Geothermieanlagen im Bereich von 17 bis 27Euro-Cent/kWh schwanken. Studien, diefür dieLeitszenarien des Bundesumweltministeriums erarbeitet wurden, lassen eine 50-prozentigeKostenreduktion bis2020auf etwa 10 Euro-Cent/kWh erwarten. Eigene Untersuchungen kommen zuvergleichbaren Ergebnissen. Hierzu ist esnicht notwendig, dieTechnologie neuzuerfinden,sondern zunächst einmal die „low hanging fruits“wie etwa eine verbesserte Standfestigkeit der Thermalwasserpumpe zu ernten. Die Forschungsarbeiten inBruchsal dientenund dienen genau diesem Zweck. Seit Beginn 2013 wird das dortige Geothermiekraftwerk unter Federführung derEnBWbetrieben. Prof. Wolfram Münch, Dr. Thomas Kölbel, EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Karlsruhe, kontakt@enbw.com UmweltMagazin Januar/Februar 2014 35

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