Verbundvorhaben: EIKE - Entwicklung und Test von Inhibitoren-Kombination zur effizienten Nutzung hydrothermaler Reservoire; Teilvorhaben: Praktische Erprobung im Thermalwassersystem; in der Fördermaßnahme 7. Energieforschungsprogramm, Förderbereich Geothermie

Abstract

Der Bericht stellt die Ablagerungs- und Korrosionsprobleme sowie die im Rahmen des EIKE-Projekts (FKZ 03EE4022C, gefördert von BMWK) im Geothermiekraftwerk Insheim angewandten Maßnahmen zur Verringerung dieser Probleme vor. Der Fokus liegt auf dem in Insheim durchgeführten Tests, bei dem erweitert die technische Machbarkeit einer zusätzlichen Energiegewinnung aus dem geothermischen Fluid vor der Injektion zur Nutzung für die lokale Wärmeversorgung überprüft wurde. Das Team von Natürlich Insheim hat dazu eine Demonstrationsanlage unter geothermischen Betriebsbedingungen entworfen und betrieben. Ziel war, das Thermalwasser nach dem Stromerzeugungsprozess für einige Monate weiter abzukühlen, um so Einblicke in dessen Veränderungen, das Zunahme von Ablagerungen, die Messung der Korrosionsrate und die Wirksamkeit von Inhibitoren unter verschiedenen Betriebsbedingungen zu gewinnen. Die bei niedrigeren Temperaturen festgestellten Ablagerungen sind identisch mit den Daten der Ablagerungsüberwachung aus dem Geothermiekraftwerk, wobei metallreiche Sulfide von Blei, Arsen und Antimon dominieren. Das Ablagerungswachstum wird bei richtiger Zuführung von Inhibitoren durch die Hydrodynamik der Flüssigkeit angetrieben und nimmt bei niedrigerer Temperatur und niedrigerem Druck leicht zu. Die Silica-Ausfällungen wurden bei einer Absenkung der Temperatur des geothermischen Fluid auf 40 °C nicht eindeutig nachgewiesen. Die vor Ort unter Betriebsdruck und -temperatur gemessene Korrosionsrate des geothermischen Fluid beträgt etwa 0,05 mm/Jahr. Dies zeigt, dass das Thermalwassersystem auf Grund des zugeführten Inhibitors gut geschützt ist. Damit wäre die zusätzliche Energiebereitstellung für eine lokale Wärmeversorgung in Kombination mit einer ordnungsgemäßen und genauen Ablagerungs- und Korrosionsüberwachung sowie einer optimierten Zuführung von Inhibitoren im Rahmen eines stabilen geothermischen Betriebes gewährleistet. Auf dieser Basis werden Empfehlungen zur weiteren Optimierung der Ablagerungs- und Korrosionskontrollstrategien vor einer Hochskalierung gegeben. Datei-Upload durch TIB The report presents the scaling and corrosion issues and mitigation measures applied at Insheim Geothermal Power Plant in the frame of the EIKE project (FKZ 03EE4022B, funded by BMWK). It focuses on the demonstration test implemented at Insheim, checking the technical feasibility of extracting more energy from the geothermal fluid before it reinjection for local heating purposes. Natürlich Insheim team has designed and operated a demonstration unit under geothermal operating conditions to further cool down the fluid for a couple of months, giving insights into geothermal fluid behaviors, scaling growth, corrosion rate measurement and inhibitor effectiveness in various operating conditions. The scale encountered at low temperatures are in line with the scale monitoring data from the main power plant, metal-rich sulfides dominated by lead, arsenic and antimony. The scaling growth, when inhibitors are properly injected is driven by the fluid hydrodynamics, and intends to slightly increase with a lower temperature, lower pressure. The Silica precipitation has not been obviously proven when lowering the geothermal fluid temperature down to 40 °C. The corrosion rate of the geothermal fluid measured onsite, under operating pressure and temperatures is about 0,05 mm/year ensuring the pipes are well protected thanks to the injected inhibitor. From this perspective, additional energy production for local heating purposes would be possible in combination with a proper and accurate scaling and corrosion monitoring, and an optimized inhibitor injection in a stable geothermal system production. Recommendations are given to further optimize the scaling and corrosion control strategies prior to any upscale.