Aquifer speichert Überschusswärme aus Heizkraftwerk Abb 1 䊳 Tiefenspeicherung sichert ganzjährige Verfügbarkeit der Warmwasserversorgung und optimiert geothermische Wärmebereitstellung 䊳 Betrieb seit Frühjahr 2005 ohne technische Probleme 䊳 Heizleistung von 2,5 MW aus Speicher dem Fernwärmenetz zugeführt Ansicht des GuD-Kraftwerks, dessen sommerliche Überschusswärme zur Tiefenspeicherung genutzt wird. Im Ergebnis gestaltet die Kopplung des Aquiferspeichers mit der vor Ort bestehenden Geothermieanlage die Energieversorgung der Neubrandenburger Stadtwerke energetisch effizienter und wirtschaftlicher. D ie Kopplung von Stromerzeugung und Abwärmenutzung kann den Einsatz von Primärenergie deutlich verringern. Häufig setzt allerdings das jahreszeitliche Auseinanderklaffen von Energieangebot und Energienachfrage hierfür Grenzen. Während im Sommer die bei der Stromerzeugung entstehende Wärme oft keinen Abnehmer findet, reicht sie im Winter in Spitzenzeiten als alleinige Versorgung nicht aus, so dass zusätzliche Kessel in Betrieb genommen werden müssen. Effiziente und zu geringen Kosten herstellbare Langzeit-Speicher könnten hier Abhilfe schaffen; zur Nutzung sommerlicher Wärme für die Heizung im Winter sowie winterlicher Kälte für Kühlzwecke im Sommer. Während die Kurzzeitspeicherung von thermischer Energie inzwischen marktüblich ist, hat sich die Speicherung über längere Zeiträume noch nicht allgemein verbreitet. Gründe dafür sind neben den technischen Herausforderungen vor allem die noch hohen spezifischen Kosten. Die unterirdische Energiespeicherung kann diese jedoch deutlich senken. Neben Erdsonden-Wärmespeichern, die das oberflächennahe Erdreich bzw. Gesteinsschichten in Tiefen von 20 bis 100 Metern als Speichermedien erschließen, werden seit knapp 20 Jahren natürlich vorkommende, abgeschlossene Grundwasserschichten (Aquifere) für die Speicherung von Wärme genutzt. Diese wird über Brunnen in den Speicher eingebracht bzw. bei Umkehrung der Durchströmungsrichtung wieder entnommen. Oberflächennahe Aquifere sind häufig der Trinkwasserversorgung vorbehalten, daher liegen als Speicher nutzbare Schichten eher in Tiefen unter 100 Meter. Eine Wärmedämmung ist nicht erforderlich. Aquifer-Wärmespeicher auf hohem Temperaturniveau sind nur bei sehr großen Speichervolumina (mindestens 100.000 m3) sinnvoll. In Neubrandenburg wurden gute geologische Voraussetzungen in Kombination mit einer seit 1987 betriebenen geothermischen Wärmeversorgung genutzt, um die sommerliche Überschusswärme des örtlichen Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerks in 1.200 Metern Tiefe zu speichern. Ziel des durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) unterstützten Pilotprojekts war der saisonale Ausgleich der Wärmebilanz des Kraftwerks. 䊳 Saisonale Energiespeicherung in Aquiferen In Rostock-Brinckmannshöhe wurde im Jahr 2000 zur Wärmeversorgung von 108 Wohneinheiten in Mehrfamilienhäusern ein Aquifer-Wärmespeicher erschlossen. Er speichert im oberflächennahen Bereich bis in 30 m Tiefe Solarwärme auf einem Temperaturniveau bis maximal 50 °C. Diese Anlage konnte im Jahr 2002 erstmals den geplanten solaren Deckungsanteil von 50% des jährlichen Gesamtwärmebedarfs erzielen. Ermöglicht wurde dies durch eine konsequent umgesetzte Niedertemperatur-Haustechnik – die Radiatoren-Raumheizung ist auf eine Vorlauftemperatur von 45 °C ausgelegt – und den Einsatz einer mit einem 30 m3 - Pufferspeicher kombinierten Wärmepumpe. Der Aquifer-Wärmespeicher funktioniert zuverlässig. Das Berliner Reichstagsgebäude ist das zweite Pilotprojekt für die Anwendung dieser Technologie in Deutschland. Die neuen Bundesbauten sollen Vorbildfunktion für energiesparendes Bauen und die Nutzung innovativer Technologien zur Gebäudeenergieversorgung ausüben. Wichtiger Baustein des „Energiekonzepts Spreebogen“ ist die Wärme- und Kältespeicherung in Aquiferen. Das Energieversorgungssystem wurde in den Jahren 1997 bis 2003 schrittweise in Betrieb genommen. Es ermöglicht die Erzeugung von 82% des benötigten Stroms und von ca. 90% der jährlich erforderlichen Heizwärme in Kraft-Wärme-Kopplung mit BHKW. Aus dem Kältespeicher, d.h. mittels der winterlichen Umgebungskälte, und der Wärme-Kälte-Kopplung der eingesetzten Wärmepumpen werden 60% des sommerlichen Bedarfs der Gebäudekühlung gedeckt. Die Zielwerte, vor allem für Leistungen, Rückfördertemperaturen und Rückgewinnungskoeffizienten wurden im Wesentlichen erreicht (siehe auch BINE Projekt-Info 13/03). Abb 2: Funktionsprinzip einer hydro-geothermischen Heizzentrale Geothermische Wärmeversorgung In 1.000 bis 2.500 Metern Tiefe unter Mecklenburg-Vorpommern und Nordbrandenburg findet sich eine Schicht salzigen Thermalwassers mit Temperaturen zwischen etwa 40 und 100 Grad. Zur energetischen Nutzung werden in die Wasser führende Schicht zwei Bohrungen niedergebracht: eine Förderbohrung und in etwa ein bis zwei Kilometer Entfernung eine Injektionsbohrung. Eine Tauchpumpe führt das heiße Wasser 䊳 Wetter konstant über viele Jahre - bei einem relativ hohen Fixkostenanteil und vergleichsweise geringen Betriebskosten. Geothermie ist eng mit der Entwicklung der Fernwärmeversorgung verknüpft. Als Faustregel gilt, dass ein Versorgungssystem mit mindestens 5 MW Nennanschlussleistung vorhanden sein sollte, sofern nicht ein entsprechender Dauer-Wärmebedarf z.B. gewerblicher Wärmekunden vorliegt. Pilotprojekt: Saisonale Speicherung von Überschusswärme In Neubrandenburg betreiben die Stadtwerke zwei separate Fernwärmenetze: Das Fernwärmenetz „Rostocker Straße“ wird seit 1987 durch eine geothermische Heizzentrale versorgt. Zur Förderung und Injektion der benötigten Thermalwassermenge standen vier Bohrungen zur Verfügung, die bis in Tiefen zwischen 1.200 m und 1.300 m reichen. Der direkte Wärmetausch wurde durch eine Absorptionswärmepumpe und konventionell befeuerte Kesselanlagen unterstützt. Abb 3: Kenndaten Fernwärmenetz „Rostocker Straße“ Heizleistung 12 MW Vorlauftemperatur 80°C Rücklauftemperatur 45°C Geothermische Versorgung 1987-1998 Nutzhorizont Hettang / Oberer Postera Teufe 1.200 – 1.300 m Mengenstrom 150 m3/h Thermalwasser-Temperatur 53 – 55°C 2 aus der Förderbohrung über die oberirdische Thermalwasserleitung einem Wärmetauscher zu. Dort wird dem Salzwasser aus der Tiefe Wärme entzogen und auf den Heizwasserkreislauf übertragen, der die Fernwärmeverbraucher beliefert. Eine Wärmepumpe kann zur weiteren Steigerung geothermischer Wärmeerzeugung vorgesehen werden. Geothermieanlagen liefern Wärme im Grundlastbereich – d.h. unabhängig vom BINE projektinfo 04/07 Die Grundlast des zweiten Fernwärmenetzes wird seit 1997 über ein Gas- und Dampfturbinenkraftwerk abgedeckt. Die Vorteile dieses Heizkraftwerks sind nur wirksam, wenn Strom und Wärme zum Zeitpunkt der Erzeugung auch einer Nutzung zugeführt werden können. Im Winter ist dies kein Problem, im Sommer jedoch ist der Wärmebedarf in Neubrandenburg deutlich zu gering. Deshalb wurde eine Lösung konzipiert, die es durch Umbau der bestehenden geothermischen Heizzentrale ermöglicht, die sommerliche Überschusswärme des GuD-Kraftwerks in tiefen Erdschichten zu speichern. Der Aquiferspeicher besteht aus zwei im Abstand von 1.300 m abgeteuften ca. 1.250 m tiefen Bohrungen, die mit einer Rohrleitung verbunden sind. Die aus der sogenannten „kalten“ Bohrung entnommene Thermalsole wird im Sommer mit – bisher zum Kühlturm abgeführter – Abwärme aus dem Kraftwerk aufgeheizt (4 MW) und in die „warme“ Bohrung injiziert. Dort erhöht sie das Temperaturniveau des Thermalwassers von 53°C auf bis zu 80°C. Abb 4: Fließschema für Sommerund Winterbetrieb Im Winter wird die Strömungsrichtung des Thermalwasserkreislaufs umgekehrt. Jetzt wird Wasser aus der „warmen“ Bohrung mit 70°C gefördert und nach der Wärmenutzung wieder in die „kalte“ Bohrung geleitet. Ein modernes Automatisationssystem gewährleistet den zuverlässigen und der jeweiligen Situation angemessenen Betrieb des Thermalwasserkreislaufs und regelt die Integration des Speichers in das Gesamtversorgungssystem der Neubrandenburger Stadtwerke. Der Aquiferspeicher wird vom zentralen Kontrollraum im GuD-Kraftwerk aus beobachtet. 2004; Ende Oktober 2004 waren mehr als 10.000 MWh Wärme eingelagert. Im Januar 2005 wurde das gespeicherte Thermalwasser erstmals gefördert, dem Speicher ca. 3.000 MWh Wärme entnommen. Die Rückgewinnungstemperatur des Thermalswassers betrug anfangs 73°C, nach zwei Monaten immer noch ca. 69°C. Dem von der geothermischen Heizzentrale versorgten Fernwärmenetz wurde eine Heizleistung von im Mittel 2,5 MW aus dem Speicher zugeführt. Auf den Betrieb einer Wärmepumpe konnte verzichtet werden. Analyse des Betriebsverhaltens Abb 5: Wärmeüberschüsse und ihre Nutzung am 5. und 6. November 2005 Heizleistung [kW] 7.000 Abb 6: Temperaturen der Fernwärme und im Wärmespeicher am 5. und 6. November 2005 6.000 Direkte Heizung 5.000 . Überschusswärme des Kraftwerkes 4.000 3.000 100 Speicherbeladung Gesamtwärmebedarf T Vorlauf 95 90 T Rücklauf 85 Temperatur [°C] 䊳 Speicherbetrieb Basierend auf den Annahmen eines stetigen maximalen Thermalwasserstroms von 100 m3/h und einer Einlagerungstemperatur von 80°C kamen thermodynamische Berechnungen zu folgendem Ergebnis: Im Zeitraum von April bis September können ca. 12.000 MWh Wärme in den Speicher geleitet werden. Davon sollten 8.800 MWh – also etwa 73% – bei Leistungen von 4,0 bis 2,9 MW im Winter zurück gewonnen werden. Nach Abschluss der Installationsarbeiten startete die Wärmeinjektion im Frühjahr 2.000 T Injektion 80 T Förderung 75 70 65 60 Abkühlung Heiznetz Aufheizung S peicher 55 50 1.000 45 40 0 12:00 16:00 20:00 00:00 04:00 08:00 12:00 12:00 16:00 20:00 00:00 04:00 08:00 12:00 Abb 7: Bedarfsdeckung im Fernwärmenetz “Rostocker Straße” am 23. und 24. Januar 2006 Heizleistung [kW] 6.000 5.000 Entladung Wärmespeicher 4.000 Gesamtwärmebedarf 3.000 2.000 1.000 0 90 konventionelle Nachheizung T Gesamtvorlauf 85 T Vorlauf Speicher 80 T emperatur [°C ] 7.000 Abb 8: Temperaturen der Fernwärme und im Wärmespeicher am 23. und 24. Januar 2006 T Rücklauf 75 T Förderung 70 T Injektion 65 60 55 Aufheizung Heiznetz Abkühlung Speicher 50 45 40 12:00 16:00 20:00 00:00 04:00 08:00 12:00 12:00 16:00 20:00 00:00 04:00 08:00 12:00 Mittlerweile läuft der Aquifer-Wärmespeicher über fast zwei vollständige Jahreszyklen ohne gravierende technische Probleme, nur gesteuert durch die Wärmeüberschuss-/Wärmebedarfssituation. Dabei wurde auch deutlich: Der Zeitraum, der für die Wärmeentnahme aus dem Speicher zur Verfügung steht, hat sich gegenüber den Planungen verkürzt, denn in den letzten Jahren ging der Wärmeabsatz im Fernwärmenetz durch Energiesparmaßnahmen zurück. Die beiden prinzipiellen Betriebsregime des Speichers lassen sich wie folgt näher beschreiben: Am 5. und 6. November, typischen Tagen in der Übergangszeit, stehen aus dem Kraftwerk Überschüsse von 4 bis 5 MW zur Ver- fügung, die zum Wärmespeicher geleitet werden. Der Speicher nimmt jeweils die Differenz zwischen diesem Überschuss und der direkten Nutzung der Wärme im Heiznetz auf. Das Primärnetz stand an diesem Tag mit ca. 90°C zur Verfügung. Damit wird die aus der kalten Bohrung geförderte Thermalsole von ca. 45°C auf ca. 78°C erhitzt und mit dieser Temperatur in die warme Bohrung injiziert. Neben dem Speichereffekt zeigt sich ein weiterer Vorteil: Das Primärnetz wird tief ausgekühlt und damit die Effizienz der Stromerzeugung im Kraftwerk positiv beeinflusst. Der 23. und der 24. Januar 2006 waren kalte Tage mit Außentemperaturen unterhalb von 0°C. Das GuD-Kraftwerk arbeitete mit maximaler Kapazität. Zusätzlich mussten in beträchtlichem Umfang Kesselanlagen sowohl für das zentrale Fernwärmenetz als auch das Netz „Rostocker Straße“ betrieben werden. Dadurch konnte der Aquiferspeicher mit maximaler Leistung arbeiten, da er ausschließlich den ineffizienten Kesselbetrieb verdrängte. An wärmeren Wintertagen mit nur geringfügigem Betrieb der Spitzenlastkessel bemisst sich der Umfang des Wärmespeicherbetriebs ausschließlich danach, den Kesselbetrieb einzuschränken. In keinem Fall darf die Entladung des Wärmespeichers die direkte Nutzung von Abwärme aus dem Kraftwerk vermindern. BINE projektinfo 04/07 3 Geochemisches Monitoring Neben der energetischen Optimierung ist es vor allem für die Anlagenlebensdauer wichtig, eventuell auftretende Veränderungen bzw. Schädigungen des Speichers durch die Wärmespeicherung im Auge zu behalten und zu dokumentieren. Darüber hinaus kann durch die begleitende chemische Analytik Wartungsbedarf bereits im Vorfeld erkannt werden. Daneben soll geprüft werden, ob Injektionstemperaturen über 80°C möglich sind. Denn aus dem GUD-Kraftwerk ist Wärme mit solchen Temperaturen verfügbar; die Wirtschaftlichkeit der Anlage würde dadurch deutlich erhöht werden. Durch das geochemische Monitoring werden regelmäßig Redoxpotenzial, Leitfähigkeit, Sauerstoffgehalt und Temperatur erfasst. Hinzu kommen Wasservollanalysen, Feststoffuntersuchungen aus Filtraten und die sporadische Kontrolle der mikrobiologischen Aktivität. Es zeigte sich, dass Veränderungen nur in sehr geringem Umfang im Chemismus des Aquifers stattfinden. Die Erhöhung des Eisengehaltes versus Redoxpotenzial-Veringerung könnte ein Indiz für Korrosion sein. Möglicherweise steht dies aber in Zusammenhang mit einer zweimonatigen Stillstandszeit der Anlage. Insgesamt sind die beobachteten Veränderungen so gering, dass bei derzeitigem Anlagenbetrieb keine negativen Folgen durch Feststoffbildung zu erwarten sind. 䊳 Fazit, Ausblick PROJEKTADRESSEN • GTN Geothermie Neubrandenburg GmbH Dr. Frank Kabus Seestraße 7 A 17033 Neubrandenburg • Neubrandenburger Stadtwerke GmbH Uwe Richlak Hartmut Beuster John-Scher-Straße 1 17033 Neubrandenburg 4 BINE projektinfo 04/07 ▼ ▼ Im ersten Betriebsjahr erfüllte der Speicher die an seinen technischen Betrieb geknüpften Erwartungen. Es wurden keine nennenswerten Betriebsprobleme verzeichnet. Abstriche müssen aktuell noch an der energetischen Effizienz des Speicherbetriebs gemacht werden. Dies hat seine Ursachen allerdings nicht im Speicher selbst, sondern in den Charakteristiken der angeschlossenen Wärmeerzeuger und -abnehmer. Vor allem ein zu geringes Potenzial der Wärmesenke im Winter bzw. deren zu hohe Heiznetzrücklauftemperaturen verhindern noch die ausreichende Entladung des Speichers. Die Rücklauftemperaturen des Fernwärmenetzes überschreiten in der Heizperiode zeitweise deutlich die vorgegebenen maximalen 45°C. Dies liegt vorwiegend am Einsatz der Hausübergabestation in Zeiten der Gebrauchswarmwasserproduktion. Die aus dem Speicher einkoppelbare Wärmeleistung verringert sich zeitweise um bis zu 40%. Für die nächste Heizperiode sind hier nach Veränderungen an den Stationen deutliche Verbesserungen zu erwarten. Mittlerweile liegen Betriebserfahrungen über fast zwei vollständige Speicherzyklen vor. Die Auswertungen zeigten auch, dass bei Außentemperaturen um 0°C die Leistungsgrenze der Wärmelieferung aus dem Kraftwerk erreicht ist. Es kommt zu zahlreichen und zeitlich nicht vorhersagbaren Wechseln zwischen Wärmeüberschuss und Bedarf an zusätzlicher Heizleistung. Der vor allem in den An- und Abfahrvorgängen sehr träge Aquiferspeicher kann diese Schwankungen nicht ausgleichen. Deshalb wurde eine simple Fahrweise festgelegt: Oberhalb einer für drei Tage vorhersagbaren Tagesmitteltemperatur von 5°C fährt der Speicher grundsätzlich im Einlagerungsregime und unterhalb von entsprechend vorhergesagten 2°C im Entnahmeregime. Dazwischen bleibt er abgeschaltet. Die geochemischen Untersuchungen ergaben, dass Veränderungen innerhalb des Aquiferspeichers nur in sehr geringem Umfang stattfinden. Insgesamt werden die Erfahrungen mit der Neubrandenburger Anlage in Zukunft helfen, die Speicherung von Wärme höherer Temperaturen im Untergrund konzeptionell weiter zu entwickeln. Dem dient ein umfangreiches Monitoring-Programm. PROJEKTORGANISATION ■ Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) 11019 Berlin Projektträger Jülich (PTJ) Forschungszentrum Jülich GmbH Rolf Stricker 52425 Jülich ■ Förderkennzeichen 0329838A,B IMPRESSUM ■ ISSN 0937 – 8367 ■ Herausgeber FIZ Karlsruhe Hermann-von-Helmholtz-Platz 1 76344 Eggenstein-Leopoldshafen ■ Nachdruck Nachdruck des Textes nur zulässig bei vollständiger Quellenangabe und gegen Zusendung eines Belegexemplares; Nachdruck der Abbildungen nur mit Zustimmung der jeweils Berechtigten. ■ Autor Uwe Friedrich BINE Informationsdienst Kompetenz in Energie BINE informiert zu Energieeffizienztechnologien und erneuerbaren Energien: In kostenfreien Broschüren, unter www.bine.info und per Newsletter zeigt BINE, wie sich gute Forschungsideen in der Praxis bewähren. BINE ist ein vom Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie geförderter Informationsdienst von FIZ Karlsruhe. Kontakt Fragen zu diesem projektinfo? Wir helfen Ihnen weiter: Tel.: 0228 92379-44 ERGÄNZENDE INFORMATIONEN Links • http://www.gtn-online.de • http://www.neu-sw.de • http://www.gfz-potsdam.de Service • Ergänzende Informationen sind abrufbar bei BINE im Internet unter www.bine.info (Service/InfoPlus) sowie unter www.energie-projekte.de Abbildungsnachweis • Abb 1-8: GTN, Neubrandenburg FIZ Karlsruhe, Büro Bonn Kaiserstraße 185 – 197 53113 Bonn Tel.: 0228 92379-0 Fax: 0228 92379-29 [email protected] www.bine.info KERSTIN CONRADI · Mediengestaltung, Hennef 䊳