Tiefe Geothermie bringt Pumpen an ihre Leistungsgrenzen
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So einfach wie gedacht ist die tiefe Geothermie denn doch nicht. Bisher galt unter Investoren das Fündigkeitsrisiko als größte Unbekannte. Sie tritt dann ein, wenn teure Bohrungen von mehreren Tausend Metern nicht auf die erhofften heißen Thermalwasserquellen stoßen oder die Förderraten zu gering sind. Schließlich ergibt sich aus daraus die elektrische Leistung. Möglichst hohe Werte gelten daher unter Investoren als echte Leckerbissen.
Für Ärger sorgt auch die Pumptechnik in erfolgreich niedergebrachten Bohrungen. Bisher sind die Betreiber auf Pumpen angewiesen, die aus der Öl- und Gasindustrie kommen und nicht auf geothermische Anforderungen ausgelegt sind. Während die teure Technik angesichts der hohen Margen in diesem Segment eher ein Verbrauchsartikel ist, wollen geothermische Kraftwerksbetreiber damit die maximale Wertschöpfung erreichen. Das klappt jedoch nicht immer, insbesondere weil Pumpen oft nach wenigen Monaten ausfallen. Das betrifft häufig geothermische Kraftwerke, die Strom produzieren und dafür Thermalwassertemperaturen ab 100 °C mit sehr hohen Fließraten nutzen.
Ein Beispiel ist das Geothermiekraftwerk Unterhaching. Dort wird mit einer 1471 kW starken Tauchpumpe des amerikanischen Herstellers Centrilift aus 3000 m 123 °C heißes Wasser mit einer Menge von 150 l/s gefördert. Die bislang weltweit leistungsstärkste Pumpe hängt auf 700 m im Bohrloch und hat eine entsprechende Wassersäule über sich.
Seit dem Betriebsstart 2007 haben zehn ESP-Pumpen (Electro-Submersible Pump) laut Betreiber den Geist aufgegeben. Oft waren kaputte Frequenzumrichter, defekte Lager oder heiße Wicklungen die Ursache. „Wir kratzen an der Wirtschaftlichkeit und arbeiten eng mit dem Hersteller zusammen, da es für unsere Bedingungen bislang nicht die Pumpe gibt. Nur eine hat länger gehalten und die Garantiezeit von 12 Monaten überschritten“, sagt Wolfgang Geisinger, Geschäftsführer des kommunalen Heizkraftwerkes Unterhaching.
Die Ausfälle kosten richtig Geld. Während die Pumpe mit 1 Mio. € zu Buche schlägt, gibt es auch feste Lieferverträge für die anfallende Wärme. Das Kombikraftwerk deckt 45 % des Wärmebedarfs der 20 000 Einwohner und wechselt automatisch zwischen der Strom- und Wärmeproduktion. „An jedem Tag ohne Pumpe müssen 7000 l Heizöl für die Versorgung angefahren werden. Das sind für uns hohe Kosten, die aber auch den Nutzen der Technologie spiegeln“, beschreibt Geisinger die Lernkurve mit Humor. Mittlerweile konnten die Unterhachinger den Pumpenwechsel von zwei Wochen auf zwei bis drei Tage reduzieren und haben immer Ersatz auf Lager. Etliche Pumpen wurden auch in Deutschlands ältestem Heizwerk in Neutadt Glewe verschlissen, das seit 19 Jahren mit Temperaturen von 97 °C Wärme liefert. Hier sind es Korrosionsprobleme, weil in 1 l Thermalwasser 238 g Salz stecken. Ein Aggregat hielt immerhin fünf Jahre.
Weltweit gibt es nur vier Hersteller aus den USA und Kanada, die unter den schwierigen Bedingungen in Deutschland ihre Erfahrungen machen. Dazu gehört neben Centrillift auch Canadian Advanced. Beide Unternehmen betreiben ESP-Pumpen in deutschen Geothermielöchern. In Kirchweidach (123 °C, 130 l/s) mussten im Mai 2012 die ersten Tests eingestellt werden, weil die Pumpe von Canadian Advanced nach vier Tagen für zwei Monate ausfiel. „Es gab Probleme mit dem Motor, dem Öl und den Dichtungen“, sagt Jürgen Schulz, der bei den Kanadiern im Bereich der Geothermie arbeitet.
Er ist sicher, dass sich die vielen Herausforderungen meistern lassen. Diese bestehen unter anderem in den hohen Förderraten, kristallisierten Salzen, aggressiven Gasen und den Temperaturen, die das Isolieröl in den Pumpen erreicht. Dabei ist Kühlung relativ zu sehen, weil kochend heißes Thermalwasser beim Vorbeidampfen die Pumpe kühlt. In Kanada beim Abbau von Ölsanden mit sehr heißem Wasserdampf habe man dieses Problem aber gelöst. Schulz: „Die Pumpen arbeiten zuverlässig bei Temperaturen bis 300 °C“. Das gelte auch für Bereiche, wo sie in mehreren Tausend Metern in heißen Ölreservoiren hängen, weil dort die Bedingungen konstant seien.
Problematischer sei die elektrische Leistung, die im Ölsektor etwa 74 kW betrage und nun auf über 1000 kW steigen soll. „So etwas lässt sich nicht auf Anhieb und ohne ausreichende Betriebserfahrungen skalieren. Obwohl die Standzeiten besser werden, wird das noch dauern“, erklärt Schulz.
Dabei hat auch die Alternative in Form mechanischer Pumpen der ITT Cooperation ihre Tücken. Hier stehen die mechanischen und elektrischen Aggregate zwar oben, dafür reichen die Förderwellen tief hinab. Beim Geothermiekraftwerk in Landau sind es 350 m und in Insheim 600 m. Beide Kraftwerke standen schon wegen Wellenproblemen still.
Laut der Energie Südwest Netz soll es in beiden Fällen daran gelegen haben, dass keine mineralischen Schmieröle verwendet wurden. Die Wellen laufen unter permanenter Verlustschmierung in Rohren. Je länger dabei der Weg ist, desto größer sind auch die mechanischen Belastungen.
„Damit sind die Einheiten mehrere 100 m lang. Das geht nicht ohne sehr viele Radiallager“, sagt Christoph Harden von Harden Schaden-Support. Der Sachverständige hat sich schon einige defekter Pumpen gesehen. „Wo gehobelt wird, fallen Späne und die Geothermie steht erst am Anfang,“ weiß Harden. Das koste Hersteller und Betreiber zunächst einiges Geld. Es gebe jedoch bereits einige gute Ideen.
Daran entwickelt auch die Flowserve Hamburg. Die Dependance der texanischen Flowserve Corporation hatte vom Bundesumweltministerium für den Bau einer geothermischen Förderpumpe 3,2 Mio. € an Fördergeldern erhalten. Das Produkt gibt es seit Mitte 2011 mit modularen Leistungen bis 1500 kW und einer integrierten Kühlung, die einige Grad Temperaturdifferenz schaffen soll. Das wäre ein Quantensprung, weil 1 oC mehr die Lebensdauer einer Pumpe glatt halbieren könne. „Wir haben einen auf die Geothermie abgestimmten Motor mit 11 Zoll Durchmesser gebaut und auf größere Bohrlöcher gedrungen, die bisher nur 13 5/8 Zoll hatten. Jetzt sind es immerhin schon 18 ½ Zoll,“ sagt Produktmanager Wolfgang Seiberth. Alles andere mache keinen Sinn, weil kleine Bohrlöcher zu hohen Reibungsverlusten führten.
Was Flowserve fehlt, ist ein Bohrloch. Ursprünglich waren die Hamburger unter anderem als Lieferant für das im Bau befindliche stromgeführte Geothermiekraftwerk in Traunreut gesetzt. In dem mit 20 Zoll komfortablen Pumpenkeller wird auf 700 m stattdessen ein neues Aggregat von Centrilift hängen. Seiberth begründet den bisher erfolglosen Markteintritt damit, dass bei Ausschreibungen nur die günstigsten Anbieter mit Referenzen zum Zuge kämen. Bleibt für die Geothermie zu hoffen, dass die Pumpenhersteller mit Blick auf ihr boomendes Öl- und Gasgeschäft nicht die Lust am geothermischen Nischenmarkt verlieren. TORSTEN THOMAS
