Tiefe Erdwärmenutzung am Beispiel eines Geothermiekraftwerks in der Türkei


Diplomarbeit, 2010

178 Seiten, Note: 2,0


Leseprobe

Inhaltsverzeichnis

Vorwort

Verzeichnis der Symbole und Abkürzungen

1 Einleitung

2 Grundlagen
2.1 Allgemeines
2.2 Geologische Grundlagen
2.2.1 Erdentstehung und –aufbau
2.2.2 Theorie der Plattentektonik
2.3 Geothermische Systeme
2.3.1 Oberflächennahe Geothermie
2.3.2 Tiefe Geothermie
2.3.2.1 Allgemeines
2.3.2.2 Hydrothermale Systeme
2.3.2.3 Petrologische Systeme

3 Erschließung und Nutzung hydrothermaler Geothermie
3.1 Allgemeines
3.2 Untersuchung der geothermischen Energie
3.2.1 Allgemeines
3.2.2 Geologische Untersuchungen
3.2.3 Hydrologische Untersuchungen
3.2.4 Geochemische Untersuchungen
3.2.4.1 Siliciumdioxid-Geothermometer
3.2.4.2 Kation-Geothermometer
3.2.4.3 Gas-Geothermometer
3.2.4.4 Isotope Geothermometer
3.2.5 Geophysikalische Untersuchung
3.3 Gewinnung der geothermischen Energie
3.3.1 Allgemeines
3.3.2 Bohrung
3.3.2.1 Baustelleneinrichtungen
3.3.2.2 Bohrtechnik
3.3.2.3 Bohrspülung
3.3.2.4 Verrohrung und Zementation
3.3.2.5 Komplettierung
3.3.2.6 Sicherheit
3.3.3 Förderung
3.3.3.1 Pumpen
3.3.3.2 Ablagerung und Korrosion
3.3.4 Wärmewandlung und -transport
3.3.4.1 Wärmeüberträger
3.3.4.2 Wärmepumpen
3.3.4.3 Rohrleitungen
3.4 Nutzung der geothermischen Energie
3.4.1 Allgemeines
3.4.2 Stromerzeugung
3.4.2.1 Allgemeines
3.4.2.2 Direkte Dampfnutzungsanlagen
3.4.2.3 Flash-Anlagen
3.4.2.4 Binäranlagen
3.4.3 Raumheizung und -kühlung
3.4.4 Agrikultur und Aquakultur
3.4.4.1 Allgemeines
3.4.4.2 Agrikultur
3.4.4.3 Aquakultur
3.4.5 Industrielle, balneologische und touristische Anwendungen
3.4.6 Umweltauswirkungen der Erdwärmenutzung
3.4.6.1 Allgemeines
3.4.6.2 Physikalische und soziale Auswirkungen
3.4.6.3 Wasser- und Luftverschmutzung

4 Tiefe hydrothermale Erdwärmenutzung in der Türkei
4.1 Allgemeines
4.2 Erdwärmenutzung in der Türkei
4.3 Erdwärme-Kraftwerk Dora-1
4.3.1 Das Salavatli-Sultanhisar Erdwärmesystem
4.3.2 Aufbau und Betrieb
4.3.2.1 Binärtechnologie
4.3.2.2 Kühlsystem
4.3.2.3 Rückinjektion
4.3.2.4 Korrosions- und Ablagerungsschutz
4.3.2.5 Anschluss an das Stromnetz
4.3.2.6 Das Pentan-Sicherheitssystem
4.3.2.7 CO2-Gewinnungsanlage
4.3.3 Erweiterungsprojekte
4.4 Nutzungsmöglichkeiten der Rest- und Abwärme
4.4.1 Restwärme
4.4.1.1 Allgemeines
4.4.1.2 Fernwärmeheizung
4.4.1.3 Gewächshausheizung
4.4.1.4 Balneologische und touristische Nutzung
4.4.2 Abwärme

5 Zusammenfassung und Fazit

Anhang

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Literaturverzeichnis

Verzeichnis der Expertengespräche

Verzeichnis der besuchten Kongresse und Versammlungen

Internetverzeichnis

Vorwort

Die vorliegende Diplomarbeit mit dem Thema „Tiefe Erdwärmenutzung am Beispiel eines Geothermiekraftwerks in der Türkei“ wurde in der Zeit von August 2010 bis November 2010 am Karlsruher Institut für Technologie - Institut für Technologie und Management im Baubetrieb- unter der Leitung von Herrn Professor Fritz Gehbauer angefertigt.

An dieser Stelle möchte ich die Gelegenheit nutzen und mich bei all denen bedanken, die mich unterstützt und so bei der Entstehung dieser Diplomarbeit mitgewirkt haben.

Mein besonderer Dank gilt Herrn Dr. Harald Schneider für die fachliche Betreuung der Arbeit, die wertvollen Anregungen und Diskussionen, sowie seine Geduld und die vielseitige Unterstützung.

Ich danke Herrn Professor Fritz Gehbauer, Herrn Professor Kunibert Lennerts und allen Mitarbeitern am Institut für Technologie und Management im Baubetrieb für die jederzeit angenehme, freundliche und prägende Zeit während meines Studiums.

Weiterhin bedanke ich mich bei allen Fachexperten, die mir mit ihrer Unterstützung geholfen haben, diese Arbeit zu erstellen.

Hiermit erkläre ich an Eides Statt, dass ich die vorliegende Diplomarbeit selbstständig und ohne fremde Hilfe angefertigt, keine anderen als die angegeben Quellen und Hilfsmittel benutzt und die den benutzten Quellen wörtlich oder inhaltlich entnommenen Stellen als solche kenntlich gemacht habe.

Karlsruhe, 30.12.2010

Firat Uygur

Verzeichnis der Symbole und Abkürzungen

Allgemeine Abkürzungen

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Chemische Abkürzungen

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Symbolen

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Dichte

Türkische Buchstaben

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1 Einleitung

„Die Steinzeit ging nicht zu Ende, weil uns die Steine ausgingen, und das Zeitalter des Öls wird auch nicht zu Ende gehen, weil uns das Öl ausgeht.“

Scheich Ahmed Zaki Yamani, 1974

Wie Scheich A.Z.Yamani, der ehemalige Ölminister Saudi Arabiens (1962 bis 1986), während der ersten Ölpreiskrise 1973 in einem Interview mit dem New York Times bereits richtig bemerkt hat, rückt das Ende der fossilen Energieträger immer näher.

Aufgrund der begrenzten Vorräte an fossilen Energieträgern wie Kohle, Erdöl oder Erdgas, werden diese heutigen Hauptenergielieferanten in den nächsten Jahren den steigenden Energiebedarf der stetig wachsenden Weltbevölkerung, insbesondere der Industrieländer wie China oder Indien, nicht decken können (Abb. 1-1). Zudem ist es notwendig, Maßnahmen zur Bekämpfung der überaus schädlichen Auswirkungen der rücksichtslosen Suche nach Brennstoffen und ihrer unreflektierten Nutzung zu ergreifen. Treibhauseffekt, globale Klimaerwärmung und Umweltverschmutzung sind längst keine Schreckensvisionen in der Fantasie einiger Wissenschaftler mehr. Ihre Folgen zeichnen sich mittlerweile im Alltag jedes einzelnen ab.

Demgegenüber bietet die Kernenergie keine zufriedenstellende Alternative zu den konventionellen Energieträgern, da sie unter dem heutigen Stand der Technik zu hohe Risiken und Gefahren aufweist. Mögliche Kernschmelzunfälle, die Entsorgungsproblematik der radioaktiven Stoffe und die bestehende Möglichkeit der Sabotage und des Missbrauchs der radioaktiven Abfallprodukte (Plutonium) erlauben nur eine begrenzte Nutzung des hier eigentlich bestehenden, riesigen Potentials.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1-1: Weltbevölkerung, Welt- und Prokopfenergieverbrauch mit ihren Zukunftsszenarien (Roy & Gupta, 2007)

Im Gegensatz zu den fossilen und nuklearen Energieträgern weist die Nutzung regenerativer Energiequellen zahlreiche Vorteile auf. Sie ist umweltverträglich, risikoarm, bietet keine Missbrauchsmöglichkeit und ist, mit menschlichen Maßstäben betrachtet, unerschöpflich. Die regenerativen Energiequellen bieten allen Ländern die Chance, ihre Betriebskosten in diesem Bereich zu verringern und sorgen für Unabhängigkeit und Sicherheit bei der Energieversorgung, was aufgrund sich ständig wiederholender wirtschaftlicher und politischer Krisen und den infolge dessen stetig steigenden Preisen immer mehr an Bedeutung gewinnt.

Bereits in den 1970er Jahren wurde die Förderung der Erforschung und Nutzung der regenerativen Energiequellen zu einem wichtigen Thema in den Staatsenergiepolitiken der USA, Europas und Japans. Mithilfe der erneuerbaren Energien sollte auf der einen Seite die Unabhängigkeit von den fossilen und atomaren Energieträgern hergestellt, auf der anderen, aufgrund des geringeren CO2-Ausstoßes, der Treibhauseffekt und die globale Klimaerwärmung gestoppt werden. Die Ziele für die Ausbreitung der regenerativen Energieträger liegen in erster Linie die steigende Nachfrage an Energie mit zu versorgen und in der nicht zu weit liegende Zukunft auch die konventionellen und nuklearen Energieträger mit ihren nachhaltigen Alternativen zu ersetzen.

Wasserkraft, Geothermie, Solar-, Wind-, Bio-, Gezeiten-, Wellen- und Meeresströmungsenergien zählen zu den wichtigsten Arten der regenerativen Energien, während die wohl bedeutsamste Quelle für erneuerbare Energie die – überall auf der Welt dauerhaft vorhandene – Erdwärme ist. Im Gegensatz zu anderen regenerativen Energien, wie Sonne oder Biomasse, kommt die Erdwärmeverwertung mit einer geringen Nutzungsfläche aus. Einen weiteren Vorteil stellt die Tatsache dar, dass die Erdwärme, wie die Gezeiten- und Kernenergie, nicht wie alle anderen natürlichen Energiequellen von der Strahlungsenergie der Sonne abhängig ist, sondern auch unabhängig von Tages- und Jahreszeiten über einen langen Zeitraum zur Verfügung steht. Außerdem können die dezentralen Strukturen zur Minimierung von beim Transport entstehenden Energieverlusten beitragen. Geothermische Energie wird heute aufgrund ihres beträchtlichen Potentials als einer der wichtigsten unbegrenzten, versorgungssicheren und umwelt- sowie ressourcenschonenden Energieträger der Zukunft angesehen.

Die Erdwärme wird nach ihren Nutzungstiefen in „oberflächennahe“ und „tiefe“ Geothermie unterteilt. Während die oberflächennahe Erdwärme in der Regel die im Untergrund bis zu einer Tiefe von 400 m gespeicherte, niedertemperierte Wärmeenergie umfasst, deren Nutzung mittels einer Wärmepumpe bei der Beheizung oder Kühlung von kleineren Anlagen sinnvoll ist, kommen bei der tiefen Geothermie größere Tiefen und höhere Temperaturen ins Spiel, die einen höheren Grad an Energie liefern, der dann auf unterschiedliche Arten und bei größeren Anlagen genutzt werden kann. So ist es beispielsweise möglich, die Tiefen-Energie direkt als Wärmeenergie zur Raumheizung und –kühlung, bei unterschiedlichen industriellen Prozessen und zu balneologischen und touristischen Zwecken einzusetzen oder sie, durch Umwandlung zu kinetischer Energie, indirekt zur Stromerzeugung zu nutzen.

Zur Nutzbarmachung der geothermischen Energie benötigt man zunächst ein Wärmeträgermedium, das die im Gestein gespeicherte Wärmeenergie abzieht und sie zur Nutzungsanlage transportiert. Die Erdwärmesysteme mit einem Grundwasservorkommen werden hydrothermale (oberflächennahe bzw. tiefe) Erdwärmesysteme genannt. Hier dient das geothermische Grundwasser als natürliches Wärmeträgermedium. Bei den Systemen ohne Grundwasservorkommen, den sogenannten petrologischen Systemen, kann die Erdwärme mit einer künstlich eingebrachten Wärmeträgerflüssigkeit nutzbar gemacht werden. Während die Nutzung der oberflächennahen Geothermie sowohl bei hydrothermalen als auch bei petrologischen Systemen seit mehreren Jahren erfolgreich umgesetzt wird, ist die tiefe Erdwärmenutzung nur bei den hydrothermalen Systemen technisch und wirtschaftlich realisierbar. Die Nutzbarmachung der tiefen petrologischen Systeme befindet sich noch im Entwicklungsstadium.

Aufgrund ihres riesigen Potentials konzentriert sich diese Diplomarbeit auf die tiefe hydrothermale Erdwärmenutzung. Nachdem die geologische und geophysische Grundlagen sowie Klassifizierung der Erdwärmesysteme in dem ersten Teil verständnishalber kurz zusammengefasst werden, werden in dem zweiten Teil auf die wesentlichen Phasen von Bau und Betrieb der tiefen hydrothermalen Erdwärmenutzung (Untersuchung, Gewinnung und Nutzung) im Hinblick auf ihren potentialen Schwachstellen wie Korrosion, Ablagerungen und Umweltauswirkungen eingegangen. Im letzten, praxisorientierten Teil der Arbeit werden dem Leser die in Kapitel eins und zwei dargestellten Inhalte am Beispiel eines bestehenden Erdwärme-Kraftwerks in der Türkei verdeutlicht.

Die Türkei ist sowohl bei dem Erdwärmevorkommen als auch bei der Erdwärmenutzung ein weltführendes Land. Es ist innerhalb Europas das Land mit dem reichsten Erdwärmevorkommen und belegt im internationalen Vergleich Platz sieben. Demgegenüber gehört die Türkei bei der direkten Erdwärmenutzung weltweit zu den ersten 5 Ländern. Als Beispielanlage wird das Dora-1 Erdwärme-Kraftwerk mit einer Kapazität von 7,35 MWe in Salavatli/Aydin vorgestellt. Neben seiner historischen Rolle als erstes privates Erdwärme-Kraftwerk in der Türkei, stellte die hohe Restwärme des geothermischen Wassers nach der Stromerzeugung (78 °C) ein Auswahlkriterium für den Verfasser dar. Anhand von, bei zahlreichen Anlagenbesuchen und in Expertengesprächen gesammelten, Informationen wird der Aufbau und die Funktion der Anlage detailliert erklärt. Darüber hinaus werden auch die Erweiterungsprojekte der Kraftwerkseigentümer mit einer Gesamtkapazität von 50 MWe und die potentiellen Bereiche zur kompletten Ausnutzung der geothermischen Rest- und der Abwärme der Kraftwerksanlage aufgezeigt und erläutert.

2 Grundlagen

2.1 Allgemeines

Zweck dieses Kapitels ist es, dem Leser die geologischen und geophysischen Grundlagen zur geothermischen Energie nahezubringen, um die Herkunft, das Potential und die möglichen Schwachstellen der Erdwärmenutzung zu verdeutlichen. Das Kapitel wird in zwei Abschnitte unterteilt: In den geologischen Grundlagen werden Erdaufbau und Herkunft der Erdwärme im Bezug auf die Theorie der Plattentektonik erläutert. Im zweiten Teil des Kapitels werden die geothermischen Systeme nach ihren Nutzungstiefen in oberflächennahe und tiefe Geothermie unterteilt.

2.2 Geologische Grundlagen

2.2.1 Erdentstehung und –aufbau

Als der älteste des Sonnensystems entstand unser Planet vor etwa 4,6 Milliarden Jahren aus dem Zusammenkommen der um die Sonne rotierende Himmelskörper und Staubteilchen. In den ersten 100 Millionen Jahren haben die in Wärme umgewandelte kinetische Energie einschlagender Meteoriten und die Ursprungswärme infolge plötzlichen Druckanstiegs die Erde erhitzt. Da bis heute nur wenig von dieser Wärme in den Weltraum abstrahlt wurde, läuft der Abkühlungsprozess der Erdentstehung nach wie vor weiter. Zusammen mit dieser gespeicherten Entstehungswärme (65 %) bildet die Wärmeproduktion durch den Zerfall (z.B. Uran, Thorium, Kalium) radioaktiven Substanzen (35 %) die Herkunft der geothermischen Energie. (Loose, 2009)

Das von den extremen Temperaturen hervorgerufene Schmelzen und die damit verbundene Stoffsortierung (die schweren Stoffe wie Eisen und Nickel verlagerten sich in Richtung des Erdmittelpunkts, die leichteren sowie vor allem Silikate in Richtung Erdoberfläche), führten zu einer Schalengliederung des anfangs stofflich einheitlich zusammengesetzten Erdkörper. So besteht die Erde heute aus vier Schalen, die sich folgendenmaßen zusammensetzen: Der innere Kern ist infolge des gewaltigen Drucks fest. Er wird umschlossen vom flüssigen äußeren Kern, dem Erdmantel (unterer Mantel – Übergangszone – oberer Mantel) und der sehr dünnen Erdkruste. Die Erdkruste und die Decke des oberen Mantels wirken gemeinsam gegen Außeneinflüsse zusammen und werden deshalb zusammen „Lithosphäre“ genannt. In der Abbildung 2-1 werden die unterschiedlichen Schalendicken übersichtlich dargestellt. (Rothe, 2009)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2-1: Aufbau der Erde (USGS, 2010)

Die Erdwärme ist, nach menschlichen Maßstäben betrachtet, unerschöpflich. 99 % unseres Planeten sind heißer als 1.000 °C und das geschätzte Gesamtwärmeenergiepotential der Erde beträgt 12x1024 MJ und ist damit 100 Millionen Mal größer als der jährliche Gesamtenergiebedarf (61023 MJ/y) aller Menschen. (EGEC, 2007)

Heute fließt ein beständiger Wärmestrom aus dem Erdinneren an die Erdoberfläche. Dieser liegt im globalen Mittel in vulkanisch inaktiven Gebieten bei 0,063 W/m² und in vulkanisch aktiven bei bis zu 0,8 W/m². (Rothe, 2009) Je tiefer man in die Erde eindringt desto wärmer wird es. Diese Temperaturerhöhung in steigender Tiefe wird als „geothermischer Gradient“ bezeichnet. Wenn dieser Gradient deutlich höher ist, als sein durchschnittlicher Wert 30 °C/km, liegt dort eine geothermische Wärmeanomalie vor. (Saadat & Huenges, 2002)

Der Aufbau des Erdinneren wird heute nicht nur mit Hilfe von seismischen Messungen sondern auch mit direkten Bohrungen (z.B. Salton Sea Deep Drilling Program 1984-1988) untersucht. (DiPippo, 2005)

2.2.2 Theorie der Plattentektonik

Um den tektonischen Zustand der Erde erklären zu können, haben Wissenschaftler die Theorie der Plattentektonik entworfen. Diese Theorie nimmt an, dass die Lithosphäre aus starren, zwischen 50 und 100 km dicken Platten besteht, die die Kontinente bzw. Ozeane tragen. Des Weiteren wird angenommen, dass die Verformung dieser Platten infolge mechanischer Beanspruchung nur an ihren Plattengrenzen stattfindet. Auf der Abbildung 2-2 wird die Verteilung der sieben größeren und acht kleineren Platten der Lithosphäre veranschaulicht.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2-2: Darstellung der Lithosphärenplatten (Lutz, 2010)

Unterhalb dieser festen Lithosphärenplatten befindet sich die Asthenosphäre; der plastisch reagierende, 100-250 km tiefe Bereich des oberen Mantels. Seit einer sehr langen Zeitperiode von mehreren Millionen Jahren verhält sich diese Schicht wie eine flüssige Mischung. Aufgrund der Temperaturunterschiede innerhalb der Schicht steigen die heißeren und leichteren Gesteine auf, wobei die kälteren Gesteine des oberen Teils langsam absinken. Diese aufgestiegenen heißen Gesteine brechen die dünnen Lithosphärenplatten unter den Ozeanischen Zonen auf einer Länge von mehreren tausend Kilometern durch. Der Kontakt mit dem kaltem Meerwasser verfestigt sie wieder, sodass sie selbst zu einem Teil Lithosphärenplatten wird. Aufgrund dieser Materialzufuhr bewegen sich die Teile der gebrochenen Platten voneinander weg. (Rothe, 2009)

Da das Volumen der Ozeane und Kontinente gleich groß bleibt und die Erde sich nicht ausbreitet, sind Wissenschaftler davon ausgegangen, dass die Spannung infolge der kontinuierlichen Erweiterung der Ozeanischen Platten entweder durch Abteufen in die Asthenosphäre bei Subduktionszonen (Kontinentalplatte vs. Ozeanische Platte), durch Entstehung der vulkanischen Bergketten (Kontinentalplatte vs. Kontinentalplatte) oder Inselketten (Ozeanische Platte vs. Ozeanische Platte) abgebaut wird. Laut dieser Theorie handelt es sich bei den Plattengrenzen auch um die Bereiche, in denen seismischen Aktivitäten vorhanden sind (Abb. 2-3). (Rothe, 2009)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2-3: Schematische Darstellung von Theorie der Plattentechtonik (FSBio, 2010)

Mit Hilfe von Satellitenbildern ist es heute möglich die Plattenbewegungen von mehreren Zentimetern pro Jahr genau zu beobachten. Die unterschiedlichen Bewegungsgeschwindigkeiten der Platten schwanken zwischen 2 cm/y (Atlantik) bis 15 cm/y (Pazifik). (Rothe, 2009), (Loose, 2009)

2.3 Geothermische Systeme

2.3.1 Oberflächennahe Geothermie

Die geothermische Energie gehört zu den wenigen Energiearten, die von der Solarenergie unabhängig sind. Die durch Sonnenstrahlung ausgelösten jahres- oder tageszeitlichen Temperaturschwankungen in der Erde sind nur bis zu einer Tiefe von 15 m nachweisbar. Nach Ende dieses Sonneneinflussbereiches wird der Boden nur durch die aus dem Erdinneren strömende Wärmeenergie zwischen 5-10 °C erwärmt (Abb. 2-4). Nach der VDI-Richtlinie 4640 wird die im Boden gespeicherte niedertemperierte Wärmeenergie bis 400 m Nutzungstiefe als oberflächennahe Geothermie bezeichnet.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2-4: Einfluss der Sonnenstrahlungen auf Bodentemperaturen (BINE, 2004)

Diese Wärmeenergie kann durch mit der Erde in Kontakt stehende Wärmeträgerflüssigkeit entzogen und durch Zuhilfenahme von Wärmepumpen auf das gewünschte Niveau angehoben werden. Nach ihrer Gewinnung in dezentralen Anlagen wie Erdwärmekollektoren, Erdwärmesonden, erdberührte Betonbauteile (Energiepfähle) oder Grundwasserbrunnen kann die oberflächennahe geothermische Energie zu Heiz- und Kühlzwecken bei kleinen Gebäuden wie Häusern, Bürogebäuden, Schulen etc., zur Eisfreihaltung oder saisonalen Kälte- und Wärmespeicherung genutzt werden. (Bethke, 2009)

2.3.2 Tiefe Geothermie

2.3.2.1 Allgemeines

Die im Untergrund ab einer Nutzungstiefe von 400 m gespeicherte Wärmeenergie wird „tiefe Geothermie“ genannt. Besonders an den Plattengrenzen, an denen die geschmolzenen Steine (sogenannte Magmen) näher an die Lithosphäre heran oder bis ganz zur Erdoberfläche durchdringen können, wird die Sperrschicht durch die Wärmeleitung von unten liegendem Magma erhitzt. Die heiß gewordene Schicht überträgt ihre Wärme daraufhin auf oben im Reservoir liegende Wärmetransportmittel; geothermisches Grundwasser bei hydrothermalen oder künstlich eingebrachtes Kaltwasser bei petrologischen Systemen. Durch Entziehen der Wärme aus dem an die Erdoberfläche geförderten Wärmetransportmittel wird die Erdwärme entweder direkt, als Wärmeenergie zu Heiz- bzw. Kühlzwecken oder indirekt, als elektrische Energie, technisch nutzbar gemacht (Abb. 2-5). Die tiefe Geothermie lässt sich nach der Existenz des geothermischen Grundwassers und Reservoirs in tiefe hydrothermale und tiefe petrologische Systeme unterteilen. (Saadat & Huenges, 2002)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2-5: Schematische Darstellung der tiefen hydrothermalen Erdwärmesysteme (Fanelli & Dickson, 2005)

2.3.2.2 Hydrothermale Systeme

Hydrothermale Systeme bestehen1 hauptsächlich aus drei Komponenten: einer kontinuierlichen Wärmequelle, einem Reservoir mit geothermischem Grundwasser und einer Sperrschicht. Bei Systemen dieser Art wird das warme geothermische Grundwasser in Form von Thermalwasser, Dampf oder einer Mischung aus beidem, durch eine Förderbohrung aus dem Reservoir zur Wärmeentnahme an die Erdoberfläche transportiert.

Hydrothermale Systeme lassen sich je nach Zustand des geothermischen Wassers und Reservoirs in zwei Arten unterteilen: dynamische und statische Systeme. Bei den dynamischen Systemen (hydrothermale Niederdrucklagerstätten) bestehen es ein kontinuierlicher Warmwasserabfluss aus dem Reservoir an die Erdoberfläche und ein Kaltwasserzufluss in das Reservoir durch eindringendes Niederschlagswasser, Grundwasser, Meerwasser oder ggf. Rückinjektionswasser. Dem entgegen beinhalten statische Systeme (hydrothermale Hochdrucklagerstätten) nur das geothermische Heißwasser im Reservoir, welches dort, durch plötzliches Absinken der Gesteinspakete entweder infolge tektonischer Bewegungen oder Erdölbohrungen (Golfküste von Texas und Louisiana) aufgefangen wurde und keinen Kontakt zu den externen hydrologischen Fließbewegungen hat. (Fanelli & Dickson, 2005)

Die tiefe Erdwärmenutzung ist im Hinblick auf unseren heutigen Stand der Technik und auf die Frage der Wirtschaftlichkeit nur mit dynamischen hydrothermalen Systemen realisierbar. Die bei dynamischen Systemen eingesetzten Erdwärmeanlagen werden seit mehreren Jahren weltweit in vielen Ländern zur Erfüllung unterschiedlicher Zwecke erfolgreich installiert und betrieben. Heute stellt die wirtschaftliche Nutzbarmachung der statischen Systeme für die Wissenschaft eine große Herausforderung von hoher Wichtigkeit dar, da sie aufgrund des hohen Druckes, der hohen Temperatur und des gelösten Gasinhaltes (in der Regel Methan) ein höheres technisches Potential gegenüber den dynamischen Systemen aufweist. (DiPippo, 2005)

Zur Klassifizierung der hydrothermalen Systeme werden meist die Enthalpiewerte des Wärmetransportmittels als Kriterium angenommen. Enthalpie bezeichnet die Zustandsgröße der Wärmeenergie eines thermodynamischen Systems und ist von der Temperatur abhängig. Da es in der internationalen Fachliteratur keine eindeutige Unterteilung über den Zusammenhang zwischen Reservoirtemperaturen und Enthalpieklassifizierungen gibt, werden die wichtigsten auf der unten stehenden Tabelle 2-1 veranschaulicht. (Fanelli & Dickson, 2005)

Tabelle 2 - 1 : Klassifizierung der hydrothermalen Systeme nach Temperatur (Fanelli & Dickson, 2005)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

2.3.2.3 Petrologische Systeme

a. Hot-Dry-Rock (HDR)

Die tiefen Erdwärmesystemen, in 2 denen kein Reservoir vorhanden ist oder aufgrund des Fehlens einer wasserdurchlässigen Schicht oder mangelndem Niederschlag kein Wasserzufluss in das Reservoir stattfindet, die aber über eine Sperrschicht und eine kontinuierliche Wärmequelle verfügen, können die im kristallinen Gestein gespeicherte Wärmeenergie durch das künstliche Erstellen eines Reservoirs und das Einbringen von Wasser in einen geschlossenen Wasserkreislauf nutzbar gemacht werden. Dabei wird kaltes Oberflächenwasser durch Verpressbohrungen in das Reservoir gepumpt und nach der Erhitzung durch Förderpumpen zur Wärmeentnahme wieder an die Erdoberfläche gefördert. Auf der unten angeführten Abbildung wird das Vorgehen bei einem HDR-System dargestellt. Als erster Schritt wird Wasser mit hohen Drücken (bis zu 150 bar) durch eine erste Bohrung in den Untergrund verpresst. Dieser Vorgang hat zur Folge, dass im Gestein vorhandene, natürlich entstandene Risse und Spalten sich hydraulisch aufbreiten und neue Risse entstehen, die später als Fließwege für Wasser dienen können (Abb. 2-6a). Danach wird die zweite Bohrung abgeteuft. Nachdem diese an das Rißsystem angeschlossen wurde (Abb. 2-6b), kann das kalte Wasser in das Reservoir verpresst werden (Abb. 2-6c). (Murphy, 1988)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2-6: Prinzip der HDR-Systeme (Schulz, 2002)

Obwohl das Prinzip theoretisch einfach erscheint, ist seine praktische Umsetzung sehr aufwendig. Die erste HDR-Pilotanlage in Fenton Hill/USA war von den frühen 1970er Jahren bis Ende 1995 in Betrieb. Trotz auftretender Betriebsprobleme bei der Reservoirerstellung, ihrem Anschluss, die Reservoirproduktivität betreffend, oder aufgrund von ausgelösten seismischen Aktivitäten hat das Fenton Hill Projekt bewiesen, dass HDR-Systeme technisch realisierbar gemacht werden können. (Brown, 2009) Nach diesem erfolgreichen Beispiel haben auch andere Länder mit steigendem Interesse unterschiedliche Forschungsprojekte durchgeführt; Deutschland (Bad Urach 1977-1990), Großbritannien (Camborne 1997-1991), Japan (Hijiori 1974-…), Frankreich (Soultz-sous-Forets 1987-…), Schweiz (Basel 1996-…), und Australien (Hunter Valley 2001-…). Auf der Tabelle 2-2 werden die Kenndaten zur einigen HDR-Pilotprojekten zusammengefasst:

Von den unten genannten Projekten ist besonders eines erwähnenswert: das größte HDR-Forschungsprojekt der EU, Soultz-sous-Forets in Frankreich. An dem rund 50 km nördlich von Straßburg gelegenen Standort werden Temperaturen von bis zu 200 °C in 5.000 m Tiefe erreicht. Das Erdwärme-Kraftwerk, mit der Kapazität von 1,5 MWe, wurde nach einer über 20 Jahre andauernden Kooperation mehrerer europäischer Länder am 13. Juni 2008, mit dem Ziel in Probebetrieb genommen, Informationen zur Erstellung, zum Management und dem Langzeitverhalten eines Wärmetauschers im tiefen Untergrund zu sammeln. (Baumgärtner, et al., 2002)

Tabelle 2 - 2 : Kenndaten einiger HDR-Forschungsprojekte (BINE, 2004)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Die Hot-Dry-Rock-Systeme sind theoretisch überall vorhanden (bei ausreichend tiefer Bohrung) und weisen – infolge ihrer chemischen Zusammensetzung – geringere Umwelts- und Betriebsprobleme als hydrothermale Systeme auf. Mit Hilfe von Forschungsprojekten und fortschreitenden Technologien wird die Nutzung dieser Systeme in einer nicht allzu weit entfernten Zukunft nicht nur technisch sondern auch wirtschaftlich realisierbar werden.

b. Magma

Die zweite Art von petrologischen Systemen funktioniert über die direkte Nutzung der geschmolzenen Gesteine mit Temperaturen von 600 bis 1400 °C. Sie erfolgt entweder durch eine direkte Bohrung in die Asthenosphäre oder durch die Nutzung der Wärmeenergie während ihres direkten Austritts in den tektonisch aktiven Zonen. Für die technische Nutzbarmachung dieser beträchtlichen Energie wurden in den USA unterschiedliche Forschungsprojekte an Vulkankratern in Kilauea Iki/Hawaii und in Long Valley/California durchgeführt. Voraussichtlich bleibt die Nutzung des riesigen Potentials aufgrund der herrschenden Temperaturen und der chemischen Zusammensetzung von Magmen noch lange Zeit unausführbar. (Sass & Duffield, 2003)

3 Erschließung und Nutzung hydrothermaler Geothermie

3.1 Allgemeines

Wie im vorherigen Kapitel bereits erwähnt, ist die Nutzung der tiefen Geothermie als dauerhafte Energiequelle nur bei hydrothermalen Systemen realisierbar. Dies bezieht sich sowohl auf die technische als auch auf die wirtschaftliche Umsetzbarkeit. Vor dem Hintergrund dieser Tatsache konzentriert sich die hier vorliegende Diplomarbeit auf das Thema der Erschließung und Nutzung von hydrothermalen Systemen. Dieses Kapitel geht in drei Abschnitten auf die wesentlichen Phasen der hydrothermalen Erdwärmenutzung ein.

Der erste Teil des Kapitels befasst sich mit der (durch die kosten- und zeitaufwändige Investition einer geothermischen Anlage bedingte) Untersuchung des Potentials des geothermischen Systems mit unterschiedlichen wissenschaftlichen Methoden. Im zweiten Teil wird die Gewinnung der geothermischen Energie behandelt, ausgehend vom Reservoir bis hin zur Wärmewandlung. Das dritte Kapitel erläutert die Nutzung dieser bereitgestellten geothermischen Energie mit ihrer potentiellen Auswirkungen auf die Umwelt.

3.2 Untersuchung der geothermischen Energie

3.2.1 Allgemeines

Die zum Zweck der zuverlässigen Informationsfindung bezüglich der unten angegebenen Punkte durchgeführten wissenschaftlichen Untersuchungen, verschaffen sowohl den in diesem Themenbereich tätigen Forschern als auch den Investoren einen besseren Überblick über das geothermische Energiepotential des Untersuchungsgebietes und potentielle Probleme, die später beim Bau und Betrieb auftreten können:

- Potential, Dimensionen und hydrologische Nachhaltigkeit des geothermischen Systems
- Volumen, Temperatur und chemische Zusammensetzung der Wärmeträgerflüssigkeit
- Arten, Größen und Eigenschaften der vorhandenen Gesteinsschichten

Die Informationen über die früheren Bohrungen (meistens Erdöl- und Erdgasbohrungen), die Analyse der an die Erdoberfläche auftauchenden Thermalwässer, existierende geologische, hydrologische, meteorologische, topographische, geochemische und geophysikalische Untersuchungen der Region sowie Luft- und Satellitenbilder müssen vor allem als Grundkenntnisse für weitere Untersuchungen gut bewertet werden.

Zur Erforschung der geothermischen Energie liegen vier wissenschaftliche Methoden vor, die je nach Ort, Zeit, Kosten, Technologie und Bedarf unterschiedlich kombiniert werden müssen. Es handelt sich hierbei um geologische, hydrologische, geochemische und geophysische Untersuchungen. Wenn alle nach Anwendung dieser Methoden vorliegenden Ergebnisse auf ein hydrothermales System hingewiesen haben, werden Untersuchungsbohrungen in das Reservoir abgeteuft. Diese ermöglichen die Ermittlung konkreter Informationen zum System und den Vergleich mit den durchgeführten Untersuchungen. Die Bohrungen werden in vielen Fällen ingenieurtechnisch so ausgerüstet, dass sie später als Förder- bzw. Injektionsbohrung genutzt werden können. (Aksoy, 2010)

3.2.2 Geologische Untersuchungen

Ziel geologischer Untersuchungen ist die Erstellung einer geologischen Karte des Untergrundes, die detaillierte Informationen über geologische, tektonische und petrologische Eigenschaften der Region beinhalten. Die geologische Untersuchung bildet die Grundlage für die Bewertung der anderen Untersuchungen.

3.2.3 Hydrologische Untersuchungen

Da bei hydrothermalen Systemen das Wasser als Wärmeträgerflüssigkeit benutzt wird, spielen die hydrologischen Eigenschaften der Region - sowohl bei der Installation als auch später bei dem Betrieb der Anlage - eine überaus wichtige Rolle. Die hydrologischen Untersuchungen konzentrieren sich auf meteorologische Daten, Temperatur, den chemischen Inhalt sowie Fließwege und -geschwindigkeiten des Grundwassers, Grundwasserspiegeländerungen, Grundwassererneuerung, sonstige Wasserbewegungen usw.

3.2.4 Geochemische Untersuchungen

Abhängig von Temperatur, Gasinhalt, Wärmequelle, Gesteinstyp, Porosität und Alter des geothermischen Systems, beinhalten geothermische Wasser eine reiche Zusammensetzung an verschiedenen Mineralien.

Die Bestimmung der in unterschiedlichen Mengen im Wasser und im Boden gelösten Mineralien, Isotopen und Gasinhalten ermöglicht die Her- bzw. Ableitung der Herkunft, Temperatur und des Alters der Flüssigkeit im Reservoir, sowie der tektonischen Eigenschaften und der Dimensionen des Reservoirs. Zur Ermittlung des chemischen Inhalts des geothermischen Wassers werden chemische und/oder isotopische Analysen von, in der Nähe des Untersuchungsgebietes vorkommenden, Wassern oder Gasen (z.B. in Form von Thermalquellen, Geisern, Vulkanen) oder Bohrungen durchgeführt. (Tut Haklidir, 2010)

Die Gewässer beinhalten viele Anionen, Kationen und Neutrale3, je nach Gewässertyp in unterschiedlichen Mengen. Anhand der Bestimmung dieser Mengen kann auch ihre Herkunft festgestellt werden (Tab. 3-1).

Die Altersbestimmung der Gewässer erfolgt über radioaktive Isotope. Während in jüngeren Gewässern H, Si, Ar, Kr und Rn Isotope vorhanden sind, beinhalten ältere Gewässer hohe Anteile an C, Cl, Ar und Kr. (Tut Haklidir, 2010)

Tabelle 3 - 1 : Gliederung von Gewässern nach ihren chemischen Inhalte (Yildirim, 2009)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Der Gasinhalt in einem Meter Tiefe unterhalb der Erdoberfläche wird bei der Bestimmung der tektonischen Eigenschaften und Reservoirdimensionen genutzt. Die tektonisch aktiven Zonen weisen in der Erde Hg, CO2, H2S, Rn und Tm Gase auf. Mit zunehmender Reservoirtiefe steigt auch das Rn/Tm-Verhältnis der Erde. (Tut Haklidir, 2010)

Bemerkenswert ist die Tatsache, dass sich das kalte Oberflächenwasser vor dem Austritt an die Erdoberfläche mit heißem geothermischem Grundwasser mischt. Ein Anzeichen dafür ist der hohe -Gehalt. Dieser muss bei der Bewertung der Ergebnisse immer beachtet werden, da der chemische Inhalt des kalten Wassers den Inhalt des geothermischen Wassers stark beeinflusst. (Tut Haklidir, 2010)

Das Wissen über den chemischen Inhalt der Wärmeträgerflüssigkeit und des Reservoirs liefert wichtige Informationen zu Problemen, die später bei dem Anlagenbetrieb auftreten können, zum Beispiel Korrosion, Ablagerungen, Verstopfungen oder Umweltaspekte, die in den zu den einzelnen Themen verfassten Kapiteln detailliert behandelt werden.

Die Bestimmung der im Reservoir herrschenden Temperaturen im Rahmen geochemischer Untersuchungen ist mit Hilfe von Geothermometern möglich. (Yildirim, 2009) Es handelt sich

hierbei um Temperaturberechnungsformeln, die anhand der Temperaturabhängigkeit der im geothermischen Wasser gelösten Minerale die Reservoirtemperatur errechnen können und in 4 Hauptgruppen zu unterteilen sind:

3.2.4.1 Siliciumdioxid-Geothermometer

Der SiO2 - Gehalt im Wasser eignet sich sehr gut als Temperaturindikator bei der Berechnung der Reservoirtemperatur, da dieser sich mit zunehmender Temperatur erhöht. Abhängig von der jeweiligen Kristallstruktur des Siliciumdioxids wurden unter Laborverhältnissen folgende Geothermometer hergeleitet (Tab. 3-2) (Yildirim, 2009):

Tabelle 3 - 2: SiO2 -Geothermometer (Yildirim, 2009)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

3.2.4.2 Kation-Geothermometer

Aus der Temperaturabhängigkeit der im geothermischen Wasser gelösten Kationenanteile können die im Reservoir herrschenden Temperaturen mit folgenden Formeln berechnet werden (Tab. 3-3) (Yildirim, 2009):

Tabelle 3 - 3: Kation-Geothermometer (Yildirim, 2009)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

3.2.4.3 Gas-Geothermometer

Die Ausgleichsreaktionen zwischen Kohlendioxid (CO2), Kohlenstoffmonoxid (CO), Wasserstoff (H2), Hydrogensulfat (H2S) und Methan (CH4) bilden den Grundgedanken der Gas-Geothermometer. Ein gutes Beispiel dafür ist das Koga-Geothermometer (Tab. 3-4) (Yildirim, 2009):

Tabelle 3 - 4 : Gas-Geothermometer (Yildirim, 2009)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

3.2.4.4 Isotope Geothermometer

Einige isotopische Austauschreaktionen können auch als Temperaturindikator angewendet werden, zum Beispiel der18 O-Austausch zwischen H2O und SO4 (Tab.3-5):

Tabelle 3 - 5 : Isotope Geothermometer (Yildirim, 2009)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

3.2.5 Geophysikalische Untersuchung

Obwohl die geophysikalischen im Vergleich zu anderen Untersuchungen genauere Informationen zu Dimensionen und Eigenschaften der Gesteinsschichten liefern, sagen sie sehr wenig über die Wärmeträgerflüssigkeit im Reservoir und ihre Eigenschaften aus und sind darüber hinaus auch kostenintensiver. Aus diesem Grund sollten sie den letzten Schritt der Arbeitskette bilden und erst durchgeführt werden, nachdem alle der oben genannten wissenschaftlichen Analysen die notwendigen Kriterien erfüllt haben.

Die geophysikalischen Untersuchungen lassen sich in fünf Gruppen unterteilen: seismische, elektrische und elektromagnetische, Erdanziehungs-, thermische und magnetische Prüfungen. Seismische Prüfungen erfolgen durch die Interpretation von Übertragungsgeschwindigkeiten der elastischen Wellen bei unterschiedlichen Gesteinsschichten. Der dabei gemessene elektrische Wiederstand eines Gesteins stellt seine Materialeigenschaft dar. Die elektrischen und elektromagnetischen Methoden ermöglichen schon seit den 1950er-Jahren die Unterscheidung der Gesteinsschichten durch die Bestimmung ihrer jeweiligen elektrischen Leitfähigkeit (Abb. 3-1). Die Erdanziehungsprüfung untersucht die Materialeigenschaft der Gesteinsdichte, da unterschiedliche Dichten auch unterschiedliche Gravitationskräfte an der Erdoberfläche ausüben. Thermische Prüfungen infolge von Temperaturabmessungen und geothermischen Gradientbestimmungen durch Untersuchungsbohrungen geben uns eine grobe Idee zu den im Reservoir herrschenden Temperaturen. Die letzte, magnetische Prüfung versucht mit Hilfe von unterschiedlicher magnetischer Suszeptibilität4, die Arten und Eigenschaften der Gesteine zu klären. (Gönülalan, et al., 2009)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3-1: Spezifische elektrische Wiederstände von Gesteinsarten (Schill, 2009)

3.3 Gewinnung der geothermischen Energie

3.3.1 Allgemeines

Nach der intensiven Bearbeitung der Ergebnisse der durchgeführten wissenschaftlichen Untersuchungen wird ein Gesamtbild des geothermischen Systems erstellt. An diesem Punkt ist die Analysefähigkeit des Investors gefragt: Er muss die Vor- und Nachteile des Systems in seiner Gesamtheit vergleichen und letztlich entscheiden, ob dieses System seine kommerziellen, wirtschaftlichen und sonstigen Erwartungen erfüllen kann. Im Falle einer positiven Entscheidung folgt nun die weitaus kostenaufwendigere Investitionsphase.

Die wesentliche Phasen der Erdwärmebereitstellung wie das Bohren in das Reservoir, das Fördern des geothermischen Wassers durch die Bohrung und die Energieübertragung aus diesem Wasser werden im Laufe des folgenden Kapitels im Hinblick auf möglicherweise gegebene Schwachstellen wie Sicherheit, Korrosion und Ablagerung untersucht und erläutert.

3.3.2 Bohrung

3.3.2.1 Baustelleneinrichtungen

Während die wissenschaftlichen Untersuchungen mit wenigen Menschen und kleinen Maschinen durchgeführt werden, beinhaltet die Bohrungsphase viele Menschen und große Maschinen. Die geothermischen Systeme befinden sich im Regelfall außerhalb von Wohnsiedlungen und stattdessen in Regionen mit vulkanischen Umweltbedingungen. Trinkwasser- und Stromversorgung, Zufahrtswege und Anordnung der Baustelleneinrichtungselemente sind deshalb vor dem eigentlichen Bohrungsbeginn gut zu planen.

3.3.2.2 Bohrtechnik

Bei Tiefbohrungen, die mehrere Kilometer weit in die Tiefe reichen, werden i.d.R. Spülbohrungen durchgeführt. Im Gegensatz zu Trockenbohren ermöglicht es diese Form, in größeren Tiefen wirtschaftlich zu bohren, da sie mit Spülflüssigkeiten (oder Luft) eine kontinuierliche Förderung des im Bohrloch gelösten Materials und infolge dessen schnelleres und sichereres Bohrung ermöglichen. (Gehbauer, 2004)

Bei geothermischen Bohrungen gilt das Rotary-Bohrverfahren heute als Standard. Es handelt sich hierbei um ein Spülbohrverfahren, bei dem die Bohrspülung aus der Bohrspitze mit Pumpen in das Bohrloch gespritzt wird. Das Bohrklein, das mit Hilfe eines Meißels gebrochen wird, wird zwischen Bohrgestänge und Bohrlochwand in eine Spülgrube an der Erdoberfläche abtransportiert.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3-2: Blick auf eine geothermische Tiefbohranlage bei dem Erdwärme-Kraftwerk in Kizildere/Türkei (Verfasser, 2010)

Eine Tiefbohranlage besteht im Wesentlichen aus einem Bohrturm, Antriebsaggregaten (dieselbetrieben oder elektrisch), einem Drehtisch, Hebewerk, Bohrgestänge, Bohrwerkzeugen, dem Spülungssystem und Blowout-Preventer. Der Bohrturm ist im Normalfall 40 m hoch. Es bedarf dieser Größe, damit der Turm seine unterschiedlichen Funktionen bei der Bohrung, Verrohrung und Zementation problemlos erfüllen kann (Abb. 3-2). Die Bohrgestänge und Meißel werden mit 70-130 Umdrehungen pro Minute durch den Drehtisch gedreht. Die Kraft für diese Drehbewegung wird mit Hilfe einer Mitnehmerstange (Kelly) übertragen. Es gibt zwei Arten von Bohrmeißeln: Rollenmeißel und Diamantmeißel. Ein Rollenmeißel besteht aus drei Rollen, die mit Zähnen aus gehärtetem Stahl oder Wolframkarbid besetzt sind. Dem gegenüber sind Diamantmeißel mit Naturdiamanten besetzt, die bei härteren Gesteinen wie z.B. bei Granit eine deutlich bessere Leistung haben. Der Endbohrlochdurchmesser bei geothermischen Bohrungen schwankt zwischen 150 und 500 mm. Heute werden bei geothermischen Bohrungen immer öfter sogenannte „Slim-Hole-Bohrungen“ eingesetzt, da sie geringere Bohrkosten aufweisen. Der Endbohrlochdurchmesser beträgt hier weniger als 150 mm und die Bohrung erfolgt mit einem Diamantmeißel. (Roy & Gupta, 2007), (Rota, et al., 2007)

Aus den Untergrundparametern (thermischer Gradient, Wärmeleitfähigkeit und –stromdichte), die während der Untersuchungsphase bestimmt wurden, lässt sich die notwendige Bohrtiefe bei einer Zieltemperatur durch Wärmestromdichteverteilung berechnen (Hurter & Holl, 2002):

(3.1)

mittlere vertikale Wärmestromdichte [W/m[2]]

Bohrtiefe [m]

Wärmeleitfähigkeit [W/m K]

mittlere Temperatur in der Tiefe z [K]

mittlere Jahrestemperatur an der Oberfläche [K]

Neben den bereits genannten bietet das Rotary-Bohrverfahren auch die Möglichkeit des gerichteten Bohrens an. Die Richtbohrtechnik durch Bohrlochmotoren hinter dem Bohrmeißel, in Kombination mit MWD5 -Systemen, ermöglicht es, sowohl Förder- als auch Injektionsbohrungen von einem Punkt aus durchzuführen, wodurch der minimale Abstand zwischen beiden Bohrungen mit einem geringeren Platzbedarf und Verlegungsaufwand erreicht wird.

Die prägnantesten Unterschiede zwischen geothermischen Bohrungen und Erdöl- oder Erdgasbohrungen liegen im größeren Bohrlochdurchmesser und den hohen Bohrlochtemperaturen, die sowohl bei der Materialwahl als auch bei dem Verfahrensablauf von Spülung, Verrohrung, Zementation und Komplettierung eine große Bedeutung haben. Ein Problem stellt der hohe Verschleiß des Meißels dar. Die Integration der Laserschneidetechnologie würde den Bohrungsaufwand und die Verschleißkosten stark reduzieren.

Für die Nutzung hydrothermaler Systeme werden in der Regel zwei Bohrungen abgeteuft. Die Förderbohrung fördert das heiße geothermische Wasser an die Anlage, die Injektionsbohrung im Gegenzug verpresst das kalte Wasser nach der Wärmeentnahme aufgrund der hydrologischen und hydrodynamischen Nachhaltigkeit des geothermischen Systems und der Umweltverträglichkeit zurück in das Reservoir. Dieses Prinzip wird „Doublettenprinzip“ genannt. Aufgrund der thermischen Nachhaltigkeit des Reservoirs muss der Abstand beider Bohrungen mindestens 1 km betragen. (Seibt & Hoffmann, 2002)

3.3.2.3 Bohrspülung

Die Spülflüssigkeit spielt eine sehr wichtige Rolle bei dem Rotary-Bohrverfahren, da sie drei grundsätzliche Aufgaben zu erfüllen hat; Abtrag der Formation und Bohrlochreinigung, Bohrlochstabilisierung und zusätzliche Aufgaben. Die Bohrspülung löst zuerst die Bodenformation, bindet sie an sich und trägt danach aus dem Bohrloch raus. Dadurch erfolgt der Abtrag der Formation und Bohrlochreinigung. Nachdem die Bohrspülung einen dünnwandigen Filterkuchen geringerer Durchlässigkeit gebildet hat, wird das Bohrloch stabilisiert und gegen Grundwasserzutritt geschützt. Als zusätzliche Aufgaben schmiert und kühlt die Bohrspülung das Bohrgerät und den Bohrkopf und schützt sie gegen Korrosion. (Wegener & Bayer, 2010)

Der Verfahrensablauf der Spülbohrung wird in der Abbildung 3-3 dargestellt. Die aus den Spültanks angesaugte Spülflüssigkeit wird mit hohem Druck durch die Bohrspitze gesprüht. Das Gemisch aus Bohrspülung und Bohrkleingut wird zwischen Bohrgestänge und Bohrlochwand an die Erdoberfläche gefördert, wo die Flüssigkeit von dem Bohrkleingut mit unterschiedlichen Methoden getrennt und wieder zurück in den Kreislauf gepumpt wird.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3-3: Prinzip der Spülbohrung (GeoDataZone, 2010)

Die Bohrspülung basiert entweder auf Wasser oder auf Öl. Mit der Zugabe von unterschiedlichen Zusatzstoffen, die in der Lage sind, verschiedene Eigenschaften der Bohrspülung wie z.B. ihre Dichte6, Quellfähigkeit7 oder ihren pH-Wert zu ändern, findet eine Optimierung der Spülung statt. (Gehbauer, 2004)

Die auf Wasser basierenden Bohrspülungen benutzen meist ein Bentonit-Wasser-Gemisch. Bentonit ist eine häufig angewendete, organische Spülflüssigkeit auf Tonbasis, die bei niedrigen Temperaturen (bis 150 °C) ihre Aufgaben problemlos erfüllt. Seine Besonderheit liegt darin, dass es bei einem pH-Wert von 8,5 bis 9,5 große Wassermengen an sich binden kann. (Wegener & Bayer, 2010) Bei höheren Temperaturen wird es jedoch gelförmig und verliert diese Eigenschaft. Aus diesem Grund werden für höhere Temperaturen auf Chromlignit(CL)-Chromlignosulfonat(CLS)-basierende Spülflüssigkeiten eingesetzt, die Temperaturen bis 250 °C aushalten können. Obwohl die auf Öl basierenden Spülungen höheren Temperaturen einwandfrei wiederstehen können, verunreinigen sie die wasserführenden Schichten und verringern dadurch die Produktivität der Lagerstätte und belasten darüber hinaus auch die Umwelt. Zur Verbesserung des Bohrvorgangs ist es empfehlenswert, die Spülflüssigkeit vor dem Wiederbenutzen durch Kühltürme auf 10-15 °C abzukühlen. Auch mit Hilfe größerer Lüftern ist eine weitere Kühlung möglich. (Roy & Gupta, 2007)

Während des Betriebes kann die Spülflüssigkeit in die vorhandenen Risse eindringen. Das Abnehmen der Flüssigkeitsmenge im Bohrloch mindert den hydrostatischen Druck, der das Eindringen des Grundwassers ins Bohrloch verhindert und das Bohrkleingut hochtransportiert, und bremst dadurch den Bohrvorgang ab. Deshalb sind die Zirkulationsverluste sowohl aus Kosten- als auch Umweltvertäglichkeitsgründen nicht zu vernachlässigen. Die Spülflüssigkeit muss also ständig überwacht und den problematischen Ebenen durch Beigabe von Zusätzen wie Nussschalen, Cellophan, Baumwolle, Alteisen usw. versiegelt oder zementiert werden. (Roy & Gupta, 2007)

Heutzutage werden im Rahmen des Rotary-Bohrverfahrens auch immer häufiger Lufthebeverfahren angewendet. Luft als Spülflüssigkeit verhindert Zirkulationsverluste, ermöglicht einen schnelleren Bohrvorgang und einen bessere Bohrkleinguttransport. Allerdings haben die gasförmigen Bohrspülungen den Nachteil, das Eindringen des Grundwassers nur begrenzt verhindern zu können. (Özdemir & Doğan, 2009)

3.3.2.4 Verrohrung und Zementation

Nach DIN 4014 ist die Verrohrung des Bohrloches zwingend notwendig, wenn das Bohrloch auch bei Verwendung von stützender Flüssigkeit nicht standsicher ist. (DIN, 1996) Aufgrund der gebohrten Tiefen wird das Bohrloch bei geothermischen Bohrungen immer verrohrt und zementiert. Das ermöglicht den Einbau technischer Hilfsgeräte und verhindert das Eindringen des Grundwasserwassers, den Absturz der instabilen Schichten, das Abtrennen der unterschiedlichen Gesteinsschichten und hohe Spülungsverluste bei der An- und Abströmung der Bohrspülung und des geothermischen Wassers. (Wolff, 1999)

Bei der Verrohrung, auch „Casing“ genannt, wird der Bohrvorgang abgebrochen und die in das Bohrloch eingebrachte Rohrtour aus mehreren Stahlrohren mit der Bohrlochwand fest zementiert. Dieser Vorgang wiederholt sich teleskopartig mit zunehmender Tiefe. Der Durchmesser des Bohrloches wird dabei jedes Mal kleiner und sollte an der Reservoirgrenze den geplanten Bohrlochenddurchmesser erreichen. (Förster, 1991) Der Aufbau einer verrohrten und zementierten Bohrung wird auf der Abbildung 3-4 deutlich veranschaulicht.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3-4: Vollständig komplettierte Förder- (links) bzw. Injektionsbohrung (rechts) (Förster, 1991)

Aufgrund der oben genannten Aufgaben spielen Verrohrung und Zementation sowohl in der Bohrungsphase als auch in der Betriebsphase eine wichtige Rolle. Deshalb müssen sie baubetrieblich richtig und nachhaltig ausgeführt werden. Verrohrungsschäden erfolgen meistens aufgrund von thermischen Spannungen, Korrosion und Ausführungs- bzw. Materialfehler. Spannungsunterschiede infolge schwankender Temperaturen können durch konstruktive Maßnahmen wie dem Einsatz von Ausgleichsstücken und speziellen Verbindern oder dem Absetzen der Rohre unter hoher Vorspannung vermieden werden. (Wolff, 1999) Bei der Ausführung muss auch das geneigte Einbringen der Rohrtours beachtet werden. (Karadeniz, et al., 2009)

Das Hauptziel der Zementation ist die Isolierung der Förderbohrung vom Untergrund. Durch sie wird die Produktionskapazität erhöht, die Verrohrung befestigt und der Wasseraustausch zwischen Boden und Bohrung verhindert. (Economides, 1990)

Vor der Zementation muss sichergestellt werden, dass die Bohrspülung zwischen Rohrtour und Bohrlochwand gereinigt wird. (Guillot, et al., 1990) Der Standardablauf für den Vorgang der Zementation ist auf der unteren Abbildung veranschaulicht. Zuerst wird die Rohrtour in das Bohrloch abgeteuft (Abb. 3-5a). Nachdem Zement mit Hilfe von Bohrspülung zwischen Rohrtour und Bohrlochwand gepresst wurde (Abb. 3-5b), endet die Zementation erfolgreich (Abb. 3-5c). (Smith, 1990)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3-5: Verfahrensablauf bei Bohrlochzementation (DiPippo, 2005)

Bei geothermischen Bohrungen werden meist normale Portlandzemente gewählt. Obwohl diese normalerweise nur für Temperaturen bis 110 °C geeignet sind, können sie bei geothermischen Bohrungen bei Temperaturen von bis zu 150 °C eingesetzt werden, da die Bohrspülung das Bohrloch abkühlt. Ab 150 °C muss der Zement durch Einmischen von Silikaten verstärkt werden. (Nelson, 1990)

3.3.2.5 Komplettierung

Den letzten Arbeitsschritt einer Bohrung stellt ihre Komplettierung dar, die die Gestaltung und Herrichtung einer abgeteuften Bohrung zur Förderung bzw. Rückinjektion des geothermischen Wassers umfasst. (Förster, 1991)

Der Übergang vom Bohrloch zum Reservoir bildet den kritischen Punkt bei einem Bohrprozess. Durch den Vorgang der Komplettierung werden die besten Fließbedingungen für das An- und Abströmen des Thermalwassers geschaffen. Wenn die Produktionsrohrtour an der Reservoirgrenze endet und das Bohrloch im Reservoir offen bleibt, nennt man dies eine Open-Hole-Komplettierung. Komplettierungen dieser Art werden bei ausreichender Standfestigkeit eines Gebirges ausgewählt. Bei der Cased-Hole-Komplettierung wird die Bohrung bis in die Speicherschicht verbohrt und zementiert. Danach wir ein sogenanntes Perforating-Gun in die Bohrung eingesetzt, das die Verrohrung und Zementation künstlich durchlöchert. Die Abbildung 3-6 schematisiert diesen Vorgang. (Seibt & Hoffmann, 2002)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3-6: Verfahrensablauf bei Perforating-Gun (Smith, 2010)

Da die petrologischen, mikrobiologischen und chemischen Ablagerungen die Förder- bzw. Injektionsleistung der Bohrung negativ beeinflussen, ist eine zusätzliche Filterrohrung mit Kiesschüttung notwendig. Die Filtration verhindert den Zugang der festen Partikeln und erhöht die Festigkeit der Bohrung. Zu diesem Zweck werden zwei Verfahren eingesetzt: das Gravel-Pack- und das Frac-Pack-Verfahren.

Gravel-Pack-Verfahren wird meist bei Open-Hole-Komplettierungen eingesetzt. Nach dem Absetzen des Drahtwickelfilters wird Kies mit einer Trägerflüssigkeit eingespült. Die Flüssigkeit wird durch den Filter nach oben befördert, wobei die Kiesschüttung das Filterrohr umschließt. Bei den Cased-Hole-Komplettierungen besteht die Möglichkeit in natürliche oder durch das Perforating-Gun erstellte Löcher eine Kiesschüttung einzupressen. Dadurch werden Filterschichten vor Perforationskanälen beschaffen. Man nennt dieses Verfahren dann Frac-Pack-Verfahren. (Förster, 1991)

Als letzter Schritt werden Förder- bzw. Injektionsstränge an die Komplettierung gebunden, wodurch Bohrung zu einem erfolgreichen Ende gebracht wird. Das geothermische Wasser wird nicht direkt durch das verrohrte Bohrloch gefördert bzw. rückinjiziert, da sein Fließweg aufgrund der in dem Kapitel „Ablagerung und Korrosion“ erklärten Gründen eine begrenzte Lebensdauer hat. Dagegen sind die Förder- bzw. Injektionsstränge auswechselbar. (Förster, 1991)

3.3.2.6 Sicherheit

Aufgrund der petrologischen Eigenschaften, sowie der Spül- und Wärmeträgerflüssigkeiten (hohe Temperatur, hohem Druck, chemisch aggressiver Inhalt), muss die Arbeitssicherheit der geothermischen Bohrungen sorgfältig behandelt und mit zusätzlichen Schutzmaßnahmen unterstützt werden. Die Gewährleistung der Arbeitssicherheit erfolgt durch drei Punkte: durch Gesetze, den Einsatz von ausgebildeten Fachkräften und durch den Einsatz der für solch außerordentliche Verhältnisse geeigneten Maschinen und Materialen.

Die größte Gefahr bei geothermischen Bohrungen liegt im sogenannten „Blowout“, dem unkontrollierten Austreten von Bohrspülung und geothermischer Flüssigkeit. Er findet meist statt, wenn die Bohrung das Reservoir erreicht. Die hoch temperierte und unter einem hohen Druck stehende Flüssigkeit stört das hydrostatische Gleichgewicht im Bohrloch und schießt als Folge daraus bis an die Erdoberfläche. Auch die falsche Wahl und mangelhafte Überwachung der Bohrspülung oder eine fehlerhafte Planung des Bohrloches können mögliche Gründe für einen Blowout sein. (Karadeniz, et al., 2009)

Da ein Blowout sowohl die Sicherheit der Arbeiter auf dem Bohrplatz gefährdet und der Umwelt schadet als auch baubetriebliche Probleme beim Bohrungsverlauf verursacht, sind Blowout-Preventer heutzutage ein absoluter Muss für alle geothermische Tiefbohrungen, da sie eine effektive Schutzmaßname und ein zentrales Sicherheitselement darstellen. Blowout-Preventer bestehen aus einer Reihe von Ventilen, die am Bohrlochkopf sitzen und bei einem Druckanstieg im Bohrloch ebendieses absperren und den inneren Druck abbauen. Sie müssen während des Bohrens ständig überwacht und regelmäßig gewartet werden. Für den Fall des Ausfalles der Blowout-Preventer, muss das Trinkwasser auf dem Bohrplatz schnell erreichbar sein, damit die aufsteigenden Gase mit diesem zurückgedrückt werden können. (Karadeniz, et al., 2009)

Giftige und brennbare Gase, wie Kohlendioxid (CO2) oder Hydrogensulfat (H2S), sind bei geothermischen Systemen in großen Mengen vorhanden. Sie sind schwerer als Luft und haben bei ihrem Austritt an die Erdoberfläche gesundheitsgefährdende Auswirkungen auf den Menschen. Hydrogensulfat (ρ=1,18 g/cm3 ) ist ein giftiges, brennbares und explosives Gas. Beim Erreichen einer Menge von 300-500 ppm ist es innerhalb weniger Minuten tödlich und kann unter Umständen auch zu SO4 oxidieren, was ab einem gewissen Luftanteil saure Regen verursacht. Kohlenstoffdioxid (ρ=1,98 g/cm3 ) führt ab 5.000 ppm zum Gedächtnisschwund und Tod. Daher sollten immer Gasdetektoren und Masken in ausreichenden Mengen auf dem Bohrplatz und im Bohrloch vorhanden sein. (Karadeniz, et al., 2009)

Gegen die bei geothermischen Tiefbohrungen entstehende thermische Belastung müssen Feuchtigkeit und Temperatur der Arbeitsumgebung für die Arbeiter in einem optimalen Bereich gehalten und die Maschinen und die Bohrspülung ordentlich gekühlt werden. Auch die Zusatzstoffe in der Bohrspülung wie NaOH oder NaHCO3 können bei falscher Anwendung allergische Reaktionen und Hautkrankheiten verursachen. (Karadeniz, et al., 2009)

3.3.3 Förderung

3.3.3.1 Pumpen

Das geothermische Wasser im Reservoir weist - abhängig von der Tiefe (0,1 bar/m) und den Reservoirverhältnissen - einen hohen Druck auf. Wenn dieser Druck ausreicht, das geothermische Wasser bis ganz an die Erdoberfläche zu liefern, wird das hydrothermale System „artesisch“ genannt. Außerhalb von artesischen Verhältnissen reicht der Reservoirdruck nicht aus, um das Wasser so weit nach oben zu fördern und es bleibt unterhalb der Geländeoberkante, am sogenannten „statischen Wasserspiegel“, stehen. In diesem Fall muss das geothermische Wasser mit Hilfe von Tiefpumpen bis zur Erdwärmenutzungsanlage gefördert werden. Den infolge des Pumpenbetriebs abgesenkten bezeichnet man als „dynamischen Wasserspiegel“. Die Pumpen müssen unterhalb des dynamischen Wasserspiegels und des Entgasungspunktes installiert werden, i.d.R. mit Einbauteufen von 100 bis 400 m. (Kabus, 1991), (Salamon, 2010)

Es gibt unterschiedliche Antriebsarten für die Tiefpumpen. Grundsätzlich werden bei geothermischem Wasser Gestängepumpen und Unterwassermotorpumpen eingesetzt. Gestängepumpen mit Antrieb über ein rotierendes Gestänge von einem obertägig installierten Elektromotor, werden meist bei nicht allzu tiefen Förderungen eingesetzt. Um einen einwandfreien Betrieb der Unterwassermotorpumpen zu erreichen, muss die Antriebseinheit wasserdicht, gegen thermische Spannungen widerstandsfähig und aus korrosionsbeständigem Material gebaut sein. Aufgrund der Verkabelung im Motor sind sie normalerweise für Mediumstemperaturen bis 90 °C und mit zusätzlichen Isolationen auch für Temperaturen über 100 °C einsetzbar. Zwar sind die Unterwassermotorpumpen im Gegensatz zu Gestängepumpen leicht montierbar und in geneigten Bohrungen einsetzbar, haben jedoch eine geringere Lebensdauer und sind wartungsintensiver. Turbopumpen, die Turbinen für den Antrieb benutzen, und Pumpen mit Air-Lift-Verfahren, die unterhalb des Wasserspiegels Luft einblasen, sind weitere Antriebsarten, die in seltenen Fällen eingesetzt werden. Die Pumpenauswahl muss unter Berücksichtigung der Einflussfaktoren wie dem gewünschten Druck und den Fördermengen, Wartungszeiten, Rohrleitungen und Umweltaspekten etc. erfolgen. (Schallenberg, et al., 1999), (Salamon, 2010).

Unter bestimmten Umständen werden bei den geothermischen Anlagen neben den Förderpumpen auch Zirkulations-, Rückinjektions-, Inhibitor- und Feuerschutzpumpen eingesetzt. Um keinen Betriebsausfall infolge von Wartungen zu verursachen, werden die Pumpen in den meisten Fällen mit Ersatzpumpen doppelt installiert. Die wirtschaftlichen minimalen Förder- bzw. Injektionsraten schwanken zwischen 50 und 200 m3 /h. (Förster, 1991) Der Druck im Reservoir ist stark von der Wassermenge und dem CO2-Gehalt im geothermischen Wasser abhängig. Die Erdwärmenutzung kann nach einer Zeit zur Abnahme von beidem führen, was eine Wasserdruckabnahme und daraus folgende tieferen statischen Wasserspiegel verursacht. Durch die Rückinjektion findet eine Verringerung dieser hydrodynamischen Druckabnahme im Reservoir statt, da der Großteil des geförderten Wassers zurückverpresst wird. Der Druck des geothermischen Wassers wird vor der Injektion durch Verpresspumpen erhöht, um mögliche Verstopfungen in der Injektionsbohrung infolge mitgeführter Partikel, chemischer Ausfallprodukte und organischer Bestandteile (siehe „Ablagerung und Korrosion“) zu verhindern. Feuerschutzpumpen sind insbesondere bei Anlagen mit einem Arbeitsmittel, wie beispielsweise Binäranlagen, sehr wichtig. Im Falle eines Brandes in der Anlage halten sie den Tank des hochexplosiven Arbeitsmittels durch das Sprühen vom Wasser nass und kalt. (Tüfekçioglu & Kutluay, 2010)

3.3.3.2 Ablagerung und Korrosion

Abgesehen von wenigen Ausnahmen handelt es sich bei den geothermischen um hochmineralisierte und gasreiche Gewässer. Unter Reservoirverhältnissen befinden sich die Mineralien im chemischen Gleichgewicht mit dem Wasser. Die Entnahme dieses Wassers aus dem Reservoir verursacht sowohl im Reservoir als auch im geförderten Wasser pH-Wert-Veränderungen, sowie Druck- und Temperaturunterschiede, die zum Zusammenbruch des Gleichgewichts führen. Infolge dessen lösen sich reaktionsfähige Ionen und chemische Verbindungen vom Wasser ab, die dann zur Korrosion der mit dem Wasser in Kontakt stehenden Systemelemente (Förder- bzw. Injektionsstränge, Wärmeüberträger, Leitungen, Pumpen usw.) führen. Die korrodierten Systemelemente haben u.a. eine kürzere Lebensdauer und verfügen nur über eine beschränkte Funktionsfähigkeit und eine geringere Druck- und Temperaturbeständigkeit. Mit Sauerstoff (O2), Kohlendioxid (CO2), Wasserstoffionen (H+), Chlorionen (Cl-), Hydrogensulfat (H2S), Ammoniumkationen ( ) und Sulfationen ( ) seien hier nur die wichtigsten dieser hochkorrosiven Elemente genannt. (Yildirim, 2009)

Zur Minimierung der Korrosionsschäden und der Ermöglichung einer langzeitig effektiven Nutzung der Systemelemente gibt es verschiedene Schutzmaßnahmen. Die drei wesentlichsten werden im Folgenden aufgelistet (Yildirim, 2009) :

- Chemische Methoden (Inhibitoren)
- Elektrochemische Methoden (Anoden- & Kathodenschutz)
- Beschichtung der Kontaktfläche mit Epoxidharz oder Glasfaser

Titan, Chrom und rostfreier Stahl gehören zu den wenigen Metallen, die geothermischen Verhältnissen erfolgreich widerstehen können. Obwohl die plastischen Materialien sehr korrosionsbeständig sind, kommen sie aufgrund der herrschenden hohen Temperaturen nur in bestimmten Fällen und in Verbindung mit speziellen Beschichtungen in Frage. Durch den Druckerhalt mit Hilfe von Pumpen und Rohrleitungen wird der Luftsauerstoffeintritt in das System vermieden und die Sauerstoffkorrosion dadurch reduziert. (Kiliçcioglu, 2010)

Ein weiteres Problem beim Betrieb einer geothermischen Anlage stellen die chemischen Ablagerungen, sogenannte „Scalings“ dar. Die Scalingarten werden in drei Gruppen unterteilt (Corsi, 1989);

- Calciumkarbonatscaling
- (Silisium- und) Silikatscaling
- Schwefelwasserstoff-Scaling

Calciumkarbonat-Scaling (CaCO3) ist bei fast allen geothermischen Systemen unter 250 °C zu bekämpfen. (Corsi, 1989) Obwohl dessen Herkunft noch nicht bekannt ist, beinhalten die geothermischen Wasser einen hohen Anteil an Kohlenstoffdioxid, der mit steigenden Temperaturen zunimmt (Abb. 3-7a). Unter Reservoirverhältnissen liegt das Kohlenstoffdioxid aufgrund seines geringen Partialdrucks im Wasser gelöst vor. Während der Förderung an die Erdoberfläche nimmt der Druck auf die Flüssigkeit ab. Die daraufhin eingesetzte Entgasung des Kohlenstoffdioxids aufgrund dieser Druckabnahme führt zur Erhöhung des pH-Werts des Wassers. Die aus den Folgereaktionen dieser pH-Wertänderung freigewordenen Ionen reagieren bei hohen Temperaturen chemischen Reaktionen miteinander und erzeugen das Ablagerungsprodukt CaCO3. Calciumkarbonat-Scaling tritt meist vom Entgasungspunkt in der Förderbohrung und in den Rohrleitungen an bis zu den Wärmeüberträgern auf. (Kiliçcioglu, 2010)

Die Löslichkeit von Silikat im Wasser ist stark von dem pH-Wert und von der Temperatur des Wassers abhängig (Abb. 3-7b), wobei die zunehmenden Temperaturen und pH-Werte den im Wasser gelösten Silikat-Anteil erhöhen. Die pH-Wertänderung infolge der Entgasung und die Temperaturabnahme durch Wärmeübertragung führen zur Abnahme der Silikat-Löslichkeit im geothermischen Wasser und folglich zur Entstehung von Silikat-Mikrokristallstrukturen. Diese sammeln sich zum größten Teil an den Wärmeüberträgern, Injektionsbohrungen und Systemelementen zwischen den beiden, was Silikat-Scaling genannt wird. (Kiliçcioglu, 2010)

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Abbildung 3-7: Löslichkeit von Calcit (a) und Silikat (b) im geothermischen Wasser (Kiliçcioglu, 2009)

Sulfat reduzierende Bakterienaktivitäten und Säurebehandlung durch das Auflösen von Metallsulfiden führen, insbesondere an den Kondensatoren, Kühltürmen und Wärmeüberträgern, zum Schwefelwasserstoff-Scaling. (Kabus, 1991)

Die bei den Bohrungen auftretenden Ablagerungen reduzieren die Förder- und Injektionsmenge des Wassers und begrenzen dadurch die Leistung der Anlage (Abb. 3-8). Die Ablagerungen in den Rohrleitungen und anderen Systemelementen führen zu Verstopfungen und Ausfällen.

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Abbildung 3-8: Beispiel für Calciumkarbonatscaling in Kizildere/Türkei (Verfasser, 2010)

Es gibt zwei Reinigungsmethoden für die oben beschriebenen Formen der Ablagerung: die eine erfolgt mechanisch, die andere chemisch. Die mechanische Methode erfolgt durch supersonische Wellen, Sprengstoffe, das Absetzen eines Brechers oder das Einspülen des Wassers mit hohem Druck. Durch die Zugabe von HCl, das CaCO3 löst, können die Ablagerungen auch chemisch entfernt werden. Die Nachteile dieser Methoden sind die begrenzte Anlagenleistungen und notwendige Betriebspause der Anlage während der Reinigungszeit. (Yildirim, 2009)

Da die Reinigungsmethoden während des Anlagenbetriebs große wirtschaftliche Verluste mit sich bringen, sollten stattdessen bessere Schutzmaßnahmen gegen die chemische Ablagerungsentstehung vorgenommen werden. Bei den Systemen mit einem geringen CO2-Gehalt können die Ablagerungen zum Teil durch das Ändern des Partialdrucks des Kohlenstoffdioxids verhindert werden. Auch der pH-Wert kann durch die Zugabe von Salzsäure (HCl) kontrolliert werden, was jedoch aus Kostengründen nicht rentabel ist. (Yildirim, 2009)

Die beste Ablagerungsschutzmaßnahme bilden die chemischen Inhibitoren. Es handelt sich hierbei um Substanzen, die in der Lage sind, chemische Vorgänge einzuschränken oder gar zu verhindern. Durch die Zugabe von Inhibitoren (wenige Gramm pro m3 ) unter dem Entgasungspunkt wird die chemische Reaktionsfähigkeit des geothermischen Wassers begrenzt und Scaling dadurch erfolgreich verhindert. Dank der fortschrittlichen Inhibitoren-Industrie gibt es auf dem heutigen Markt viele Inhibitor-Mischungen, die sowohl Korrosion als auch Calciumkarbonat- und Schwefelwasserstoff-Scaling gleichzeitig problemlos verhindern können. Gegen den Silikatscaling kann jedoch auch bei heutigem Stand der Technik kein vollkommener Schutz geboten werden, weil die Entstehung von Silikat-Mikrokristallstrukturen leider nicht verhindert werden kann. Das einzige Ergebnis, das mit chemischen Inhibitoren erreicht werden kann, ist die elektrische Ladung dieser Strukturen nach ihrer Entstehung, um ein Zusammenkommen und die Ablagerung in den Systemkomponenten zu verhindern. Um die Komplettierung der Injektionsbohrung ebenfalls vor Silikat-Scaling zu schützen, benötigt man Erholungsbecken für das geothermische Wasser, in denen die Silikat-Mikrokristallstrukturen im Wasser sich vor der Rückinjektion absetzen können, damit sie sich nicht am Bohrende ablagern und dadurch die Injektionsbohrung verstopfen. (Kiliçcioglu, 2010)

Für die Bestimmung des Entgasungspunktes und eine optimale Wahl der Art und Zugabemenge von Inhibitoren müssen chemische Analysen und Inhibitor-Tests des geothermischen Wassers in der Förderbohrung durchgeführt werden. Nach der Bestimmung wird die für die lokale Verhältnisse am besten geeignetste Art und Menge der Inhibitoren mit Hilfe einer Inhibitoranlage in das Förderwasser unter seinem Entgasungspunkt eingegeben (Abb. 3-9). Dabei muss auch auf den pH-Wert der Inhibitormischung geachtet werden, damit sie keine zusätzliche Korrosionsbelastung auf die Systemkomponenten ausübt. (Kiliçcioglu, 2010)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3-9: Schematische Darstellung einer Inhibitoranlage (Erkan, 2007)

Für einen nachhaltigen und hochproduktiven Anlagenbetrieb müssen Ablagerung und Korrosion sowohl für Förder- als auch für Injektionsbohrungen untrennbar und auf die Verhältnisse des jeweiligen Systems abgestimmt behandelt werden. Es ist zu beachten, dass sich das Injektionswasser in Temperatur, Druck, CO2-Gehalt, pH-Wert und chemischer Zusammensetzung vom Förderwasser unterscheidet. (Bodvarsson & Stefansson, 1989) Auch die Rückinjektion bringt Vorteile mit sich, da sie zur pH-Werterhaltung im Reservoir beiträgt. Natürlich muss bei der Wahl der Schutzmaßnahmen auch mit möglichen chemischen Auswirkungen auf das im Reservoir stehende Wasser gerechnet werden.

Zusätzlich zu Korrosion und Scaling können auch die aus dem Speicher mitgeförderten Partikel, Korrosionsreste und Produkte bakteriologischer Tätigkeit zu Verstopfungen der Systemelemente und Komplettierungen führen. Sie müssen durch Untertagefilter vor der Förderpumpe und durch Filter sowohl nach der Fördersonde als auch vor der Verpresspumpe gefiltert werden. (Seibt, 1991)

3.3.4 Wärmewandlung und -transport

3.3.4.1 Wärmeüberträger

Wie im vorangegangenen Kapitel „Ablagerung und Korrosion“ detailliert erklärt wurde, weist die direkte Nutzung geothermischen Wassers hohe Korrosions- und Ablagerungsrisiken beim Anlagenbetrieb auf. Für eine nachhaltige und problemlose Nutzung aller Systemelemente wird in vielen Fällen die Wärmeenergie des geothermischen Wassers an der Erdoberfläche auf einen Sekundärkreislauf mit einem leichten Überdruck von ungefähr 10 bar übertragen. Das wärmeaufgenommene Sekundärfluid wird in der Anlage für in dem nächsten Kapitel „Nutzung der geothermischen Energie“ detailliert erklärte Zwecken benutzt, wobei das geothermische Wasser nach der Wärmeentnahme durch Injektionsbohrung zurück in das Reservoir weitergeleitet wird.

Die Wärmeüberträger sind Wärmewandlungselemente, die die Wärmeenergie eines Fluids in direkter oder indirekter Weise auf ein anderes übertragen. Bei der direkten Übertragung gibt es zwischen den beiden Flüssigkeiten keine Abtrennung. Dies ist in geothermischen Verhältnissen unerwünscht, da es hierbei auch zur Übertragung des chemisch aggressiven Inhalts kommen kann. Deshalb wird bei geothermischen Systemen die indirekte Übertragung eingesetzt, bei der die Wärmeübertragung über eine Kontaktfläche zwischen den Flüssigkeiten erfolgt. Nach ihrer Aufbaugeometrie werden die Wärmeüberträger in drei Gruppen unterteilt; Röhren-, Platten- und erweiterte Flächenwärmeüberträger. (Kakaç & Liu, 2002)

Bei den Röhrenwärmeüberträgern fließt eine Flüssigkeit durch das innere, die andere durch das äußere Rohr. Doppelrohr-, spiralförmige und Rohrbündelwärmeüberträger sind die wesentlichen Arten von Röhrenwärmeüberträgern (Abb. 3-10).

Die Plattenwärmeüberträger bestehen aus einer engen Anordnung von dünnen Tauscherplatten mit getrennten Fließwegen. Durch Dichtungselemente zwischen den Platten und Verspannen mit Zugankern wird das Plattenbündel abgedichtet. Die Plattenwärmeüberträger sind für die Wärmeübertragung sowohl von Flüssigkeiten als auch von Gasen gut geeignet. Da sie aufgrund ihrer Demontierbarkeit einfach zu reinigen sind, kommen sie insbesondere in der Nahrungsmittelindustrie zum Einsatz. So zum Beispiel bei der Milchpasteurisierung. Die Plattenwärmeüberträger werden in drei Arten unterteilt; abgedichtete, spiralförmige und Lamellenplattenwärmeüberträger (Abb. 3-10). Wenn die Wärmekontaktfläche der Röhren- oder Plattenwärmeüberträger durch zusätzliche Rippen oder Anhänge erweitert wird, bezeichnet man sie als erweiterte Flächenwärmeüberträger. (Kakaç & Liu, 2002)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3-10: Röhren- (links) (Verfasser, 2010) und Plattenwärmeüberträger (rechts) (API, 2010)

Der Hauptzweck geothermischer Anlagen ist die maximale Ausnutzung der im Wasser gespeicherten Wärmeenergie. An dem Fouriersche‘n Gesetz lässt sich leicht erkennen, dass für höhere Leistungen größere wärmeübertragende Flächen gebraucht werden.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

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Abbildung 3-11: Plattenwärmeüberträger (links) und eine gebrauchte Tauscherplatte (rechts) bei der geothermischen Fernwärmeanlage in Sarayköy/Türkei (Verfasser, 2010)

Im Gegensatz zu den Röhrenwärmeüberträgern haben die Plattenwärmeüberträger größere wärmeübertragende Flächen und sind deswegen für die Nutzung bei höheren Temperaturen besser geeignet. Während die Plattenwärmeüberträger demontierbar und deswegen einfach zu reinigen sind, ist die Reinigung der Röhrenwärmeüberträger nur begrenzt oder nicht möglich. Bei den geothermischen Systemen mit einem hohen Ablagerungsrisiko, kommen deshalb meist die Plattenwärmeüberträger zum Einsatz. Nach der Reinigung ist es wichtig, beim Zusammenbau der Platten auf Undichtigkeiten zu achten (Abb. 3-11). Trotz ihrer geringeren Wärmeübertragungsfläche und ihres begrenzten Reinigungszugangs gibt es auch Fälle, in denen Röhrenwärmeüberträger bevorzugt werden. (Kakaç & Liu, 2002) Bei Erdwärme-Kraftwerken mit Binärtechnologie ist der Einsatz der Röhrenwärmeüberträger vorteilhaft, weil dadurch die Änderung des Aggregatszustandes des Arbeitsmittels leichter vollziehen kann. (Siehe Kap. 3.4.2).

Obwohl viele andere Metalle, wie Kupfer, deutlich höhere Wärmeübertragungskoeffizienten haben, werden die Wärmeüberträger aufgrund des chemisch aggressiven Inhalts - sowohl des geothermischen Wassers als auch des Arbeitsmittels - aus Edelstahl oder Titan hergestellt. Außerdem müssen die Abdichtungselemente und sonstigen Bauteile in der Lage sein, hohem Druck standzuhalten. (Kakaç & Liu, 2002)

Die Wärmeübertragung kann auch im Bohrloch ohne Förderung des geothermischen Wassers erfolgen. Die zwischen 400 und 5.000 m tief liegenden Erdwärmesonden entziehen mithilfe einer durch ein Koaxialrohr zirkulierenden Wärmeträgerflüssigkeit die Wärmeenergie aus dem geothermischen Wasser oder heißem Gestein. An der Oberfläche wird die so gewonnene Wärme dann an einen Sekundärkreislauf übertragen. Obwohl bei tiefen Erdwärmesonden viele Probleme wie Korrosion, Ablagerungen, Umweltbelastung usw. beseitigt sind, ist ihre energetische Leistung so gering, dass eine Bohrung nur zu diesem Zweck nicht wirtschaftlich wäre. Deshalb werden sie oft bei bereits vorhandenen Tiefbohrungen der Erdöl- oder Erdgasindustrie installiert. (Rafferty, 1998)

3.3.4.2 Wärmepumpen

Wärmepumpen sind technische Hilfsgeräte, die die niedrige Zutrittswärmeenergie durch ständiges Ändern des Aggregatzustandes des Arbeitsmittels auf ein nutzbares Energieniveau erhöhen. Sie werden nach ihren Funktionsprinzipien in zwei Gruppen unterteilt: Kompressions- und Sorptionswärmepumpen.

Bei den Kompressionswärmepumpen zieht die Wärmeträgerflüssigkeit im Solekreislauf die im Untergrund gespeicherte Wärmeenergie ab. Die erwärmte Wärmeträgerflüssigkeit gibt im Verdampfer seine Wärme an ein Arbeitsmittel weiter, das in der Wärmepumpe in einem geschlossenen Kreislauf zirkuliert. Als Arbeitsmittel wurden früher umweltbelastende FCKWs angewendet, wobei heute chlorfreie und umweltfreundliche Arbeitsmittel wie Propan, Propen, Ammoniak, CO2 und Ozon unschädliche FKWs wie PF5050 oder R407c zum Einsatz kommen. Durch die Wärmezufuhr erreicht das Kältemittel seinen tiefen Siedepunkt und wird gasförmig. Das verdampfte Arbeitsmittel wird durch Kompression im Verdichter mithilfe elektrischer Energie auf ein höheres Temperaturniveau gehoben. Der Druck wird dabei von 1-2 bar auf bis zu 20 bar erhöht. Im Kondensator gibt das Gas seine Wärme an das Heizsystem ab und wird zu Nassdampf. Das Expansionsventil nimmt den Überdruck aus dem System und das Arbeitsmedium wird wieder flüssig (Abb. 3-12). Der Arbeitsmittelkreislauf wird jetzt in der Pumpe abgeschlossen und kann von neuem beginnen. Heute ist es mit Kompressionswärmepumpen möglich, Vorlauftemperaturen von bis zu 65 °C zu erreichen. (Salamon, 2010)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3-12: Prinzip der Kompressionswärmepumpe (K+W, 2010)

Sorptionswärmepumpen arbeiten mit einem Arbeitsstoffpaar aus Lösungsmittel und Arbeitsmittel. Dieses Paar wird zuerst durch Wärmezufuhr getrennt und anschließend unter Abgabe von Wärmeenergie rekombiniert. Im Gegensatz zu Kompressionswärmepumpen wird die Antriebsenergie für den Kompressor nicht mechanisch durch elektrische Energie sondern thermisch durch Wärmeenergie zur Verfügung gestellt. (Salamon, 2010)

Beim Einsatz der Wärmepumpen ist es wichtig auf eine positive Energiebilanz zu kommen. Daher muss die zugeführte Fremdenergiemenge (z.B. in Umwälzpumpen, Regelung, Verdichter usw.) muss kleiner sein als die gewonnene Heizwärme. Je höher die Zulauftemperatur, desto kleiner ist der Temperaturaushub und dadurch die zugeführte Energiemenge. Die Leistungszahl einer Wärmepumpe ergibt sich aus der folgenden Formel:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Wärmepumpen werden insbesondere bei der Nutzbarmachung oberflächennaher Erdwärme angewendet, bei denen die vorhandenen Temperaturen keinen wirtschaftlichen Wert ohne Temperaturerhöhung besitzen. Zur Heizung von Gebäuden werden häufig Fußbodenheizungen eingesetzt, die im Vergleich zu konventionellen Radiatoren eine bessere Heizleistung bei niedrigeren Temperaturen aufweisen. Wird die Fließrichtung einer Wärmepumpen geändert wird, besteht die Möglichkeit diese zu Kühlzwecken zu nutzen. Bei der tiefen Geothermie werden sie zur Erhöhung der niedertemperierten Reservoir- oder der Reihennutzungsrestwärme angewendet. Reicht eine Wärmepumpe allein nicht aus, um das gesamte System zu versorgen (monovalente Betriebsweise), ist es möglich, die Wärmepumpe mit einem zusätzlichen konventionellen Heizkessel für fossile Brennstoffe zu unterstützen (bivalente Betriebsweise). (Salamon, 2010)

3.3.4.3 Rohrleitungen

Das geothermische Wasser wird von der Förderbohrung zur Anlage für Wärmewandlung und weiter zur Injektionsbohrung transportiert. Obwohl die Anlage in vielen Fällen in der Nähe der Bohrungen installiert ist, gibt es auch Fälle, in denen das Wasser über eine Länge von mehreren Kilometern zur Anlage transportiert werden muss. Dies ist beispielsweise in Island der Fall, wo bis zu 60 km überwunden werden müssen. (Eliasson, et al., 2005)

Die Eigenschaften der Rohrleitungen müssen unter Berücksichtigung der topographischen und baubetrieblichen Verhältnisse der Route sowie der chemischen Zusammensetzung, der Temperatur, der Fließrate und des Wasserdrucks bestimmt werden. Die geplante Leitung ist auch auf die Druckverluste infolge von Höhenunterschieden zu prüfen, die bei Bedarf mit zusätzlichen Pumpen ausgeglichen werden können. Die Druck- und Temperaturabnahme in der Leitung kann zur Evaporation des geothermischen Wassers führen. Um die daraus folgende Leistungsabnahme zu verhindern, werden Kondensatableiter installiert.

Wie bei anderen Systemkomponenten auch, ist bei den Rohrleitungen die Korrosions- und Temperaturwiderstandsfähigkeit des Materials zu beachten. Metalle sind für höhere Temperaturen besser geeignet, aber weisen große Schwächen bei der Korrosionsbeständigkeit auf. Obwohl Kunststoffe dagegen korrosionswiderstandsfähig sind, können sie bei höheren Temperaturen nicht eingesetzt werden. Rohrleitungen aus beschichteten Metallen, Asbestzement, PVC, Polyethylen, Polyester und (glas)faserverstärkten Kunststoffen (FKV) werden weltweit für den geothermischen Wassertransport verwendet. (Rafferty, 1998) In der Abbildung 3-13 sind die maximalen Temperaturen für einige Rohrmaterialen angegeben.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3-13: Temperaturbeständigkeiten unterschiedlicher Rohrtypen (Rafferty, 1998)

Beim Bau der Rohrleitungen bestehen zwei Möglichkeiten: sie können frei auf dem Boden oder unter der Erde verlegt werden. Die freilegenden Leitungen bieten zwar einen leichteren Zugang, was einen Vorteil bei der Pflege und Wartung darstellt, sind jedoch ungeschützter und damit mehr Einflüssen von außen ausgesetzt als die in der Erde verlegten Leitungen. Darüber hinaus erweist sich auch ihre baubetriebliche Anpassung an das Verkehrsbild oder die Topographie (z.B. im Falle von Kreuzungen) als problematisch. Aufgrund der Sichtbelästigung und Nutzungseinschränkungen von Flächen werden sie immer weniger eingesetzt. Neben dem bereits genannten Nachteil des erschwerten Zugangs, ist der Bau von erdverlegten Rohrleitungen zudem wesentlich kosten- und korrosionsintensiver. Im Hinblick auf Sicherheit und Eindämmung des Wärmeverlustes während des Transports verfügen sie jedoch eindeutig über einen Vorteil.

Bei der Dimensionierung von Systemelementen wie Röhren, Stützen, Pfeilern, Dämpfern oder Befestigungen, muss man auf die mechanischen Beanspruchungen der Leitung durch Faktoren wie Eigengewicht, Verkehrsbelastungen, klimabedingte Belastungen oder thermische Spannungen geachtet werden. Bereits eine Leckage in der Leitung führt zur Leistungsabnahme und Umweltbelastung. Daher sind Druck und Fließmenge des Wassers in der Leitung ständig zu überwachen. Zu diesem Zweck kommen Leck-Tests und spezielle Maschinen zum Einsatz, die die Rohre durchfahren und hierbei Lecks untersuchen. Schweißstellen können mit Röntgenstrahlen überprüft werden. (Rafferty, 1998) Auch die Wärmedämmung der Rohre spielt eine wichtige Rolle, da die Hauptaufgabe der Leitungen der Wärmetransport ist. Die Wärmeverluste unterschiedlicher Rohrleitungen werden in Abbildung 3-14 veranschaulicht.

[...]


1 Aus Gründen der Übersichtlichkeit wurde in dieser Diplomarbeit auf die Nennung von „tiefen“ bei den tiefen hydrothermalen bzw. petrologischen Systemen verzichtet. Ab dieser Stelle werden mit „hydrothermalen Systemen“ nur die tiefen hydrothermalen Systeme und mit „petrologischen Systemen“ nur die tiefen petrologischen Erdwärmesysteme gemeint.

2 Petrologie: Wissenschaft von der Bildung und Umwandlung der Gesteine; Steinkunde

3 Anionen: Sulfate, Chloride, Hydrogencarbonate, Fluoride, Bromide, Iodide Kationen: Natrium, Kalium, Lithium, Calcium, Magnesium, Rubidium, Cäsium, Mangan und Eisen Neutrale: Siliciumdioxid, Ammoniak, Arsenic, Boron, Edelgase

4 Suszeptibilität ist die physikalische Größe für die Magnetisierbarkeit der Materie

5 MWD: Measurement While Drilling (Rota, et al., 2007)

6 z.B. Schwerspate (Gehbauer, 2004)

7 z.B. Natriumcarbonat (Gehbauer, 2004)

Ende der Leseprobe aus 178 Seiten

Details

Titel
Tiefe Erdwärmenutzung am Beispiel eines Geothermiekraftwerks in der Türkei
Hochschule
Universität Karlsruhe (TH)  (Institut für Technologie und Management im Baubetrieb)
Note
2,0
Autor
Jahr
2010
Seiten
178
Katalognummer
V184661
ISBN (eBook)
9783656095620
ISBN (Buch)
9783656095385
Dateigröße
19831 KB
Sprache
Deutsch
Schlagworte
Geothermie, Erdwärme, Tiefe Erdwärmenutzung, Hydrothermale Erdwärmenutzung, geothermische Energie, Regenerative Energie, Erneuerbare Energien, oberflächennahe, Nutzung der Erdwärme, tiefe, hydrothermal, erneuerbar, regenerativ, Nutzung von Geothermie, Nutzung
Arbeit zitieren
Firat Uygur (Autor), 2010, Tiefe Erdwärmenutzung am Beispiel eines Geothermiekraftwerks in der Türkei, München, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/184661

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