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Langzeitbetrieb und Optimierung eines Geothermiekraftwerks in einem geklüftet-porösen Reservoir im Oberrheingraben (LOGRO)

Langzeitbetrieb und Optimierung eines Geothermiekraftwerks in einem geklüftet-porösen Reservoir im Oberrheingraben (LOGRO)
Ansprechpartner:

Dr. Detlev Rettenmaier

Förderung:

Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU)
Energie Baden Württemberg AG (EnBW)

Partner:

EIfER (European Institute for Energy Research), Karlsruhe,
Geowissenschaftliches Zentrum der Universität Göttingen  Abt. Angewandte Geologie,
Geothermie Neubrandenburg GmbH (GTN)

Starttermin:

01.2009

Endtermin:

12.2011

Mit fachlicher und finanzieller Unterstützung der EnBW Energie Baden Württemberg AG testet die Energie- und Wasserversorgung Bruchsal GmbH derzeit den Thermalwasserkreislauf des Geothermiekraftwerks Bruchsal. Das Geothermiekraftwerk ist auf eine Fördertemperatur von 120 °C, eine Zirkulationsrate von 24 l/s und einer Leistung von 0,55 MWel ausgelegt. Das hydrothermale Erschließungskonzept mit dem Zielhorizont des mittleren und unteren Buntsandsteins bis Perm ist bis in Tiefen von ca. 2.540 m (Förderbohrung GBII) und 1.930 m (Injektionsbohrung GBI) erschlossen. Das Stromerzeugungsverfahren stellt eine Siemens Kalina-Cycle-Anlage mit einer elektrischen Leistung von bis zu 550 kWel und einer thermischen Leistung von bis zu 4 MWth dar. Verbundpartner des LOGRO Projektes sind das Karlsruher Institut für Technologie KIT, Institut für Angewandte Geowissenschaften (AGW), das Geowissenschaftliche Zentrum der Universität Göttingen, Abteilung Angewandte Geologie (GZG) sowie das European Institute for Energy Research (EIFER) in Karlsruhe

 

Blockbild Profil

Abbildung 1 & 2: Blockbild und Profilschnitt des geologischen Untergrunds im Bereich der Bruchsalbohrung

Im Rahmen des geplanten Projektes „Langzeitbetrieb und Optimierung eines Geothermiekraftwerks in einem geklüftet-porösen Reservoir im Oberrheingraben (LOGRO)“ sollen erstmals gezielt die Wechselwirkungen zwischen einem komplexen Georeservoir, d.h. einem geklüftet-porösen tiefen salinaren Grundwasserleiter und einem Langzeit-Kraftwerksbetrieb untersucht werden. Eine detaillierte Analyse und Prozessquantifizierung in geklüftet-porösen Georeservoiren ist der Schlüssel zu einer großräumigen Geothermieerschließung, sowie der Abschätzung der langfristigen Energieentnahmerate. Insbesondere sind quantitative Analysen des Reservoirverhaltens die Grundlage für eine finanzielle Machbarkeit und Wirtschaftlichkeitsbeurteilung

Weitere Ziele sind Informationen zum Verhalten des Reservoirs in Bezug auf die zeitliche Variabilität der hydraulischen Eigenschaften und zum Abkühlungsverhalten des Untertagesystems zu erhalten, die eine schnelle und angepasste Justierung des Kraftwerksbetriebs auf entsprechende Änderungen ermöglichen. Auf diese Weise soll die Effizienz des Betriebs optimiert werden. Dies gilt insbesondere für die spezielle hydrogeologische Ausgangssituation im Oberrheingraben und bezieht sich nicht nur auf vorhandene hydrothermale Systeme, sondern soll auch auf künstlich erzeugte Systeme (HDR, Hot Dry Rock-Verfahren) übertragen werden können.

Die Besonderheiten im Oberrheingraben sind v.a. die Anforderungen an einen speziellen Reservoirtypus, mit tektonisch stark beanspruchten geklüftet-porösen salinaren Grundwasserleitern. Die sehr komplexe chemische Zusammensetzung der Thermalsole mit hohen Gas-, Salzgehalten und Schwermetallen, etc. birgt dabei ein sehr hohes Geothermiepotential bei gleichzeitig erhöhtem Erschließungs- und Betriebsrisiko. Das geplante Untersuchungsprogramm soll insbesondere auf Fragestellungen eingehen, die sich mit der besonderen Berücksichtigung des Zusammenspiels von Kraftwerk und Thermalwasserkreislauf und der Langzeitstabilität des Thermalwasserkreislaufs nach hydraulischen, hydrochemischen und thermischen Kriterien befassen.

Scaling Aragonit

Abbildung 3 & 4: Aragonit Ausfällungen

Das Vorhaben beschränkt sich nicht auf die Erfassung kurzfristiger Problemstellungen und deren Lösung, sondern strebt die Identifizierung langfristiger Trends sowie die Erschließung von Optimierungspotenzialen an, da Geothermieanlagen i. A. für Betriebszeiten von 20-40 Jahren geplant sind.