Das Projekt "Die 200-Seemeilen-Wirtschaftszone" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Max-Planck-Gesellschaft zur Förderung der Wissenschaften, Max-Planck-Institut für ausländisches öffentliches Recht und Völkerrecht durchgeführt. Darstellung des Regimes der 200-Seemeilen-Wirtschaftszone, das den Kuestenstaaten unter anderen Kompetenzen hinsichtlich der Verschmutzungskontrolle einraeumt (Verschmutzung durch Festlandsockelaktivitaeten, Dumping, Verschmutzung durch Schiffe).
Das Projekt "CO2SINK - Teilvorhaben: CORTIS" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Helmholtz-Zentrum Potsdam Deutsches GeoForschungsZentrum durchgeführt. In ihrem 6. Forschungsrahmenprogramm (FP6) fördert die Europäische Union das integrierte Projekt CO2SINK (CO2 Storage by Injection Into the Natural Reservoir Ketzin) zur umfassenden Erforschung der geologischen Speicherung von CO2. Im Zentrum der wissenschaftlichen Untersuchungen stehen die Erschließung des Speichers, die Einbringung des CO2 und die Beobachtung und Kontrolle der chemischen und physikalischen Prozesse im unterirdischen Reservoir. Für eine realitätsnahe Untersuchung der CO2-Speicherung werden ca. 60.000 Tonnen CO2 für zunächst 2 Jahre benötigt. Diese soll das Teilvorhaben CO2SINK-CORTIS im BMWA Programm COORETEC sicherstellen. Dazu sind folgende Arbeitsschritte wesentlich: 1) Transport: Anlieferung von flüssigem CO2 per LKW und/oder Eisenbahn. 2) Zwischenspeicherung 3) CO2 Kompression und Erwärmung auf Injektionsbedingung. CO2SINK-CORTIS ist als reines FuE-Projekt konzipiert. Es wird angestrebt, marktfähige Projektergebnisse zu CO2-Speicherung und Speichermonitoring zu patentieren. Vermarktungsfähige Produkte und/oder Verfahren werden über die Technologie-Transferstelle des GFZ Potsdam auf den Markt geführt.
Das Projekt "Tiefversenkung von Abwaessern und fluessigen Abfaellen in den oestlichen Bundeslaendern" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe durchgeführt. Das Forschungsvorhaben ist abgeschlossen. Die durchgefuehrten Untersuchungen hatten das Ziel, die in den oestlichen Bundeslaendern in der Vergangenheit und gegenwaertig betriebenen Sonden, Kavernen und Schaechte zur Einleitung von Abwaessern und fluessigen Abfaellen in den tieferen Untergrund zu erfassen, hinsichtlich der versenkten Abfallarten zu analysieren und die geologischen Gegebenheiten unter dem Aspekt des Gefaehrdungspotentials fuer Grund- und Tiefenwaesser sowie fuer die Biosphaere zu bewerten. Insgesamt wurden 29 Standorte mit einer Vielzahl von Versenkbohrungen sowie eine Kaverne und zwei Schaechte untersucht. Bei den Abwaessern und fluessigen Abfaellen handelt es sich um ca. 5,5 Mio m3 Industrieabwaesser, 7,2 Mio m3 Formationswaesser der KW-Industrie, 0,3 Mio m3 kuenstliche Sole der Kavernensolung, 5,6 Mio m3 Geothermiewaesser und 333 Mio m3 Salzabwaesser der Kaliindustrie. Die Versenkung von Industrieabwaessern wurde inzwischen eingestellt. Formationswaesser der KW-Industrie werden noch in 8 Sonden versenkt. Fuer die Reinjektion von Geothermiewaessern werden 5 Sonden und fuer die Versenkung kuenstlicher Sole werden 4 Sonden genutzt.
Das Projekt "Hochaufloesende zeitliche und raeumliche Untersuchung der benthischen Biologie und Geochemie eines nordostatlantischen Tiefseestandortes" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Stiftung Alfred-Wegener-Institut für Polar- und Meeresforschung e.V. (AWI) durchgeführt. General Information/Objective: To identify, quantify and model the principal processes within the abyssal benthic boundary layer which affect the permanent sedimentary record of the incoming chemical flux. Approach: An intensive multi-disciplinary (geochemical, biochemical, physical and biological) study of a highly seasonal abyssal locality in the NE Atlantic over one complete annual cycle. The aims will be to: 1. Quantify and characterise the incoming vertical flux of organic and inorganic matter and its resuspension in the near-bottom layers (by sediment traps, transmissometers and midwater cameras). 2. Measure the rate of its incorporation into the sediment column and the fluxes across the sediment-water interface (by in situ lenders, sediment column chemical analysis and sediment profile imaging). 3. Study the interaction between the incoming signal and the benthic biota, including bioturbation (by conventional sampling and analysis and in situ manipulation/experimentation). 4. Incorporate the resulting data into predictive models. European dimension: Logistically, technically and intellectually, this programme could not be achieved by any single European nation alone. The results will be of value to all nations, both in relation to palaeoceanographic interpretation of the sediment record and to the possible use of the deep-sea floor as a repository for waste or as a source of raw materials. Prime Contractor: NERC Southampton Oceanography Centre; Southampton; United Kingdom.
In Hessen sind bislang nur im Oberrheingraben geologische Verhältnisse bekannt, die eine wirtschaftliche Gewinnung von Erdöl- oder Erdgasvorkommen mit konventionellen Fördermethoden gestatten. Die in bituminösen, feinkörnigen Muttergesteinen gebildeten Kohlenwasserstoffe sind in Fallenstrukturen mit porösen Gesteinen und undurchlässigen Begrenzungen innerhalb der mächtigen tertiären Grabenfüllung migriert. Diese Fallenstrukturen sind nur lokal unter speziellen tektonischen und faziellen Ausbildungen der Gesteine entwickelt. Im Oberrheingraben wird Erdöl schon seit über hundert Jahren gewonnen. In den drei früheren Konzessionsgebieten im hessischen Oberrheingraben wurde zwischen den fünfziger und neunziger Jahren des letzten Jahrhunderts Erdöl aus der eozänen bis oligozänen Pechelbronn-Gruppe aus Tiefen über 1800 m gefördert. Im Feld Stockstadt wurde in den Jahren 1952 bis 1994 insgesamt 1.041.900 t, im Feld Hofheim-Wattenheim zwischen 1954 und 1976 insgesamt 38.500 t und im Feld Eich-Königsgarten 1959 bis 1964 sowie 1983 bis 1994 insgesamt 677.700 t Erdöl gefördert. (Schüßler, „Chronik des Betriebes Stockstadt“, 2004) Erdgas findet sich in sandigen Lagen innerhalb der jungtertiären Abfolge in etwa 500 m und in den Hydrobienschichten bis zu ca. 800 m Tiefe. Von 1955 bis 1979 wurde im Erdgasfeld Stockstadt insgesamt 516,8 Mio. m³, im Erdgasfeld Dornheim zwischen 1957 und 1980 insgesamt 199, 4 Mio. m³ und im Erdgasfeld Eich-Wolfskehlen von 1955 bis 1972 insgesamt 117,9 Mio. m³ Erdgas gefördert. Mit den kumulierenden Fördermengen aus den Erdöl- und Erdgasvorkommen setzte ein zunehmender Zustrom von mineralisiertem Grundwasser in die Kohlenwasserstofffallen ein, sie „verwässerten“. Heute werden natürliche Fallenstrukturen in Stockstadt und in Hähnlein von der Fa. MND Energy Storage Germany GmbH als Erdgasspeicher genutzt. Diese Strukturen sind nicht alle natürlich gasführend gewesen, sondern enthielten teilweise lediglich mineralisiertes Wasser. Die Erdgasspeicher liegen in jungtertiären Sanden, innerhalb von durch Störungen begrenzten tektonischen Schollen in Teufen um 500 bis 550 m. Der Erdgasspeicher Stockstadt nutzt z.B. östlich der Linie Biebesheim-Stockstadt die jungtertiären durchlässigen Sandhorizonte 7 und 8. Sand 7 ist nach oben durch eine etwa 30 m mächtige Tonserie von Sand 8 abgesperrt, im Liegenden von einer 70 m mächtigen Tonserie abgedichtet. Über Sand 8 lagert eine etwa 50 m mächtige Tonserie. Natürlich gasführend war nur der Sand 7. Die maximale nutzbare Speicherkapazität beträgt in Stockstadt ca. 240 Mio. m³ und in Hähnlein ca. 160 Mio. m³. Außerdem bestehen in Osthessen seit den 1990er-Jahren drei künstlich geschaffene, ca. 240 m hohe Kavernen mit ca. 75 m Durchmesser bei Eiterfeld-Reckrod (Osthessen) in der mächtigen Steinsalzlagerstätte des Werra-Salinars. Diese Kavernen fassen rund 178 Mio. m³ Erdgas, davon rund 110 Mio. m³ Arbeitsgas. Durch moderne Explorationsmethoden wie 3 –D-Seismik können inzwischen bislang unentdeckte Fallenstrukturen entdeckt werden und auch die Wirtschaftlichkeit kleiner Lagerstätten ist mit der Verteuerung der Energiepreise gestiegen. Daher ist ein erneutes Interesse an der Erschließung von Kohlenwasserstofflagerstätten auch in Hessen zu registrieren. Dabei geht es in erster Linie um eine Prüfung, ob aufgelassene Öl- und Gasfelder, wie z.B. das Feld Stockstadt, wieder erschlossen werden können. Es sollen geologisch bekannte, aber in der Vergangenheit nicht genutzte oder nicht vollständig ausgeförderte Vorkommen in den bisher bekannten Speicherhorizonten mit modernen Arbeitsmethoden und neuen Explorationsmöglichkeiten genauer untersucht und auch neue Mutter- und Speichergesteine erkundet werden. Bei der beabsichtigten Erschließung geht es ausschließlich um konventionelle Lagerstätten in durchlässigen Speichergesteinen, die ohne künstliche Erhöhung der Durchlässigkeit (Fracking) gefördert werden können. In der zweiten Hälfte des Jahres 2011 wurde eine umfangreiche 3-D seismische Erkundung in einem mehr als 240 km² großen Gebiet zwischen Wolfskehlen, Riedstadt, Gernsheim, Biblis, Bürstadt und Worms im Nordteil des Erlaubnisfeldes durchgeführt. In der zweiten Jahreshälfte 2013 wurden die Wiedererschließungsbohrung Stockstadt 2001 und die Aufsuchungsbohrung Allmend 1 der Fa. Rheinpetroleum GmbH bis über 1600 bzw. 2400 m vertikale Tiefe niedergebracht. Die geologische Ablenkung Schwarzbach 1a aus der Teilfeldsuchbohrung Schwarzbach 1 war 2015 in den Pechelbronner Schichten fündig. Nachweisdaten und Informationen zum Zugang zu Detaildaten der hessischen Tiefbohrungen erhalten Sie im Rahmen des Verbundes Kohlenwasserstoffgeologie über den NIBIS-Kartenserver des Landesamtes für Bergbau, Geologie und Energie Niedersachsen (LBEG). Die KW-Bohrungsdatenbank des LBEG enthält Titel- und Fachdaten von über 30.000 Bohrlöchern. Neben KW-Explorations- und Produktionsbohrungen sind darin auch zu anderen Zwecken niedergebrachte Tiefbohrungen sowie Versenkbohrungen enthalten. Im NIBIS-Kartenserver wählen Sie als Grundkarte am besten die „OpenStreetMap Welt farbig“ und zoomen mit Mausrad nach vorne das Gebiet von Hessen heran. Durch Klick auf die Bohrung erhalten Sie Informationen. Folgende Abb: Geologischer W-E-Schnitt durch den Oberrheingraben, aus GK 25, Blatt 6217 Zwingenberg, HLUG 1972. Die Erdöllagerstätte Stockstadt ist im Bereich der Pechelbronner Schichten mit roten Punkten symbolisiert. Dr. Johann-Gerhard Fritsche Tel.: 0611-6939 917 Dr. Wolfgang Liedmann Tel.: 0611-6939 914
In der Arbeitshilfe der staatlichen Geologischen Dienste zur Tiefen Geothermie wird diese wie folgt definiert: "Geothermische Energie ist die in Form von Wärme gespeicherte Energie unterhalb der Oberfläche der festen Erde (VDI-RICHTLINIE 4640). Synonyme sind Erdwärme oder auch Geothermie." "Die tiefe Geothermie umfasst Systeme, bei denen die geothermische Energie über Tiefbohrungen erschlossen wird und deren Energie direkt (d.h. ohne Niveauanhebung) genutzt werden kann." Durch die Definition wird die tiefe Geothermie von der oberflächennahen Geothermie abgegrenzt, bei der die geothermische Energie dem oberflächennahen Bereich der Erde (meist bis 150 m, max. 400 m, vgl. VDI-Richtlinie 4640) entzogen wird, z.B. mit Erdwärmekollektoren, Erdwärmesonden, Grundwasserbohrungen oder Energiepfählen. Bei dieser Abgrenzung beginnt die tiefe Geothermie bei einer Tiefe von mehr als 400 m und einer Temperatur von mehr als 20 °C . Von tiefer Geothermie im eigentlichen Sinn sollte man aber erst bei Tiefen von über 1000 m und bei Temperaturen über 60 °C sprechen. Es sei aber darauf hingewiesen , dass die Übergänge zwischen den einzelnen Systemen fließend sind." Erdwärme steht generell überall und jederzeit zur Verfügung. Bei sachgerechter Bewirtschaftung ist sie praktisch unerschöpflich. Zu einem geringeren Teil (~30%) entstammt die Erdwärme der Gravitationswärme aus der Entstehung der Erde vor 4,5 Mrd. Jahren, der größere Teil (~70%) ist auf den radioaktiven Zerfall von Uran-, Thorium- und Kaliumisotopen in der Erdkruste zurückzuführen. Die Temperatur steigt mit der Tiefe im Mittel um 3 °C pro 100 m an. Die Temperaturzunahme pro Teufenabschnitt wird als Temperaturgradient bzw. geothermischer Gradient bezeichnet und in mK/m gemessen, was der Angabe °C pro km entspricht. Dieser Gradient wird durch den Wärmestrom aus der Tiefe an die Erdoberfläche verursacht. Die Wärmestromdichte beträgt in Deutschland durchschnittlich etwa 70 mW/m². Die Erschließung tief liegender Erdwärme ist mit Ausnahme tiefer Erdwärmesonden eine direkte Nutzung ohne Wärmepumpen, d.h. hier wird bei der sogenannten hydrothermalen Nutzung in großen Tiefen natürlich vorhandenes Thermalwasser oder bei petrothermalen Systemen (Hot Dry Rock -HDR-, auch als Enhanced Geothermal Systems, EGS, bezeichnet) künstlich eingebrachtes, aufgeheiztes Wasser an die Erdoberfläche gepumpt und dient sowohl der Stromerzeugung als auch der direkten Beheizung von Gebäuden (Fernwärme), siehe auch Faltblatt " Nutzung tiefer Geothermie in Hessen ". In weiten Teilen Hessens beträgt die durchschnittliche Untergrundtemperatur in 1000 m Tiefe 40-50 °C, während in der gleichen Tiefe im hessischen Teil des Oberrheingrabens (hessisches Ried) Temperaturen bis zu 90°C vorherrschen. In 3000 m Tiefe stehen durchschnittlichen Temperaturen von 110 bis 130°C im Normalfall 150°C und darüber im Oberrheingraben gegenüber. Der Oberrheingraben ist somit die einzige geologische Struktur in Hessen, in der nach jetzigem Wissensstand wegen eines erhöhten geothermischen Gradienten eine Nutzung der hydrothermalen Geothermie für die geothermische Stromerzeugung wirtschaftlich aussichtsreich ist, da hier die erforderlichen Temperaturen von mindestens 100°C bereits ab ca. 2000 m Tiefe erreichbar sind (siehe Karte geologische Strukturräume mit nachgewiesenem und vermutetem tiefengeothermischen Potenzial in Hessen ). Wichtig für die hydrothermale geothermische Nutzung ist jedoch nicht nur die Temperatur, sondern auch die natürliche Gebirgsdurchlässigkeit, damit eine möglichst hohe Förderrate ohne starke Absenkung des Wasserspiegels realisiert werden kann. Im Oberrheingraben sind relativ gute Durchlässigkeiten der in Tiefen ab 2000 m als Zielhorizont in Betracht kommenden Sedimente und Vulkanite des Rotliegend zu erwarten, so dass das Oberrheingebiet das höchste tiefengeothermische Potenzial in Hessen besitzt. Zudem ist hier die Datenlage durch zahlreiche Tiefbohrungen und Ergebnisse seismischer Untersuchungen aus der Erdöl-/Erdgaserschließung recht gut. Aber auch im übrigen Hessen ist eine tiefengeothermische Nutzung nicht ausgeschlossen. In Bereichen tektonischer Störungen können Thermalwässer in tief reichenden Zirkuationssystemen konvektiv aus der Tiefe aufsteigen und so zusätzlich zur reinen Wärmeleitung des Gesteins (Konduktion) höhere Untergrundtemperaturen als in ungestörten Gebieten bewirken. Die Karte zeigt, dass die Thermalwasservorkommen entlang des Taunus z.B. an die Taunussüdrandstörung und ihre Querstörungen gebunden sind. Im Bereich der Niederhessischen Senke gibt es trotz sehr spärlicher Daten Anhaltspunkte für Thermalwasseraufstiege, so beispielsweise in Bad Salzhausen. Auch hier können tief reichende, teilweise junge aktive Störungssysteme ähnlich wie im Oberrheingraben Aufstiegswege für Thermalwässer bilden. Die Regionen von Vogelsberg und Westerwald-Dillmulde können theoretisch ebenfalls ein erhöhtes Potenzial aufweisen. Tertiärer Vulkanismus, CO2-Aufstiege und die Vergitterung von Störungssystemen sind Anhaltspunkte hierfür. Allerdings ist hier die Datenlage noch schlechter als in der Niederhessischen Senke. Schließlich kommt für tiefe Bereiche mit kristallinen Gesteinen (Granite, Gneise), die primär nur sehr wenig wasserwegsam sind, in weiterer Zukunft auch das bis jetzt noch nicht großtechnisch etablierte HDR (Hot Dry Rock)-Verfahren in Betracht. Bei entsprechenden Bohrtiefen (ab ca. 4.500 m) können künstliche Rissysteme im Gestein durch mit hohem Druck eingepresstes Wasser ("hydraulic fracturing", "fracing") erzeugt werden und ein tiefengeothermisches Reservoir schaffen. In dem durch das HMUKLV beauftragten Forschungs- und Entwicklungsprojekt " 3-D-Modell der geothermischen Tiefenpotenziale in Hessen " wird vom Institut für angewandte Geowissenschaften IAG der TU Darmstadt und dem HLNUG gemeinsam einer detailliertere Potenzialabschätzung vorgenommen. Nachweisdaten und Informationen zum Zugang zu Detaildaten der hessischen Tiefbohrungen erhalten Sie im Rahmen des Verbundes Kohlenwasserstoffgeologie über den NIBIS-Kartenserver des Landesamtes für Bergbau, Geologie und Energie Niedersachsen (LBEG). Die KW-Bohrungsdatenbank des LBEG enthält Titel- und Fachdaten von über 30.000 Bohrlöchern. Neben KW-Explorations- und Produktionsbohrungen sind darin auch zu anderen Zwecken niedergebrachte Tiefbohrungen sowie Versenkbohrungen enthalten. Im NIBIS-Kartenserver wählen Sie als Grundkarte am besten die „OpenStreetMap Welt farbig“ und zoomen mit Mausrad nach vorne das Gebiet von Hessen heran. Durch Klick auf die Bohrung erhalten Sie Informationen. Die Hessische Energiepolitik hat sich nach Angaben des Hessischen Ministeriums für Landwirtschaft und Umwelt, Weinbau, Forsten, Jagd und Heimat (HMLU) zwei konkrete Ziele gesetzt: den Endenergieverbrauch bis 2020 um ein Fünftel zu senken und zwar durch Minimierung des Primärenergieeinsatzes und die rationelle Energienutzung und den Anteil an erneuerbaren Energien am Endenergieverbrauch erheblich zu erhöhen. Die erneuerbaren Energien sollen bis zum Jahr 2020 einen Anteil von 20 % am Endenergieverbrauch (ohne den Verkehrssektor) einnehmen. Zur Steigerung des Anteils der erneuerbaren Energien ist eine stärkere Nutzung der Solarenergie, der Biomasse, der Wasser- und Windkraft sowie der Erdwärme erforderlich. Um das Ziel "20 Prozent aus erneuerbaren Energien" zu erreichen, müssen 21 Terawattstunden pro Jahr aus Sonne, Wind, Biomasse, Wasserkraft und Geothermie gewonnen werden. Dabei liegt das Ausbauziel für die Geothermie bei 1 TWh/a. Bereits im Jahr 2005 stellte der hessische Landtag fest, dass insbesondere im Bereich des hessischen Oberrheingrabens das Potenzial besteht, um mit Tiefer Geothermie Strom erzeugen zu können und forderte die Landesregierung auf, die Potenziale der Geothermie im hessischen Oberrheingraben systematisch zu erfassen und gemeinsam mit den relevanten Akteuren in Wissenschaft und Wirtschaft der benachbarten Bundesländer und des Bundes ein Konzept zur Nutzung der Geothermie im Oberrheingraben zu erarbeiten. Grundlage für diese Einschätzung war der Sachstandsbericht des Bundestags-Ausschusses für Bildung, Forschung und Technikfolgenabschätzung zu den "Möglichkeiten geothermischer Stromerzeugung in Deutschland" vom Februar 2003 (TAB-Arbeitsbericht Nr. 84, Paschen et al. 2003). Das daraufhin gegründete hessische "Kompetenznetzwerk Tiefe Geothermie" (mit Mitgliedern aus dem Wirtschafts-und Umweltressort, dem HLNUG, der Bergbehörde beim RP Darmstadt, HessenEnergie sowie dem Institut für Angewandte Geowissenschaften der TU Darmstadt und der Hochschule Darmstadt) gelangte zur Überzeugung, dass nicht nur der Oberrheingraben, sondern ganz Hessen in die Betrachtungen einzubeziehen sei und dass in ganz Hessen eine Potenzialbewertung sowohl hinsichtlich der Stromerzeugung mit Tiefer Geothermie, als auch der Wärmenutzung unter intensiver Auswertung vorhandener und neu zu erhebender Daten sinnvoll sei. Hierbei sollten alle Nutzungsarten (hydrothermale Nutzung, petrothermale Nutzung und tiefe Erdwärmesonden) berücksichtigt werden. Die auf diesen Seiten dargestellten Informationen sind ein Resultat dieser Auswertungen. Zur Information und dem Erfahrungsaustausch von Fachleuten, der Öffentlichkeit und von Entscheidungsträgern aus Politik und Wirtschaft findet seit 2006 jährlich ein Tiefengeothermieforum mit begleitender Fachausstellung statt. Bei der Planung von Tiefengeothermieprojekten ist es unerlässlich, schon in der Frühphase ein Konzept zu der geplanten Geothermie-Nutzung, wie z. B. Zielhorizont, Erschließungsart, Stromgewinnung, Wärme-/Kältegewinnung etc., zu den möglichen Abnehmern und zur benötigten Infrastruktur zu erstellen. Mehr Das Modell soll anschauliche Informationen zum tiefengeothermischen Potenzial und zur Ausbildung des tieferen Untergrundes von Hessen als Information für die Öffentlichkeit, für politische Entscheidungsträger, für Investoren aus der Wirtschaft und insbesondere in der Frühphase der Planung tiefengeothermischer Projekte auch für Fachplaner bereitstellen. Mehr In Groß-Umstadt-Heubach wird seit 2011 ein vom Hessischen Landwirtschaftsministerium (HMLU) gefördertes Forschungs- und Entwicklungsprojekt der HEAG Südhessische Energie AG (HSE) zur Nutzung der Geothermie mit einer fast 800 m tiefen Erdwärmesonde betrieben. Mehr Seit dem Jahr 2007 betrieben die Überlandwerke Groß-Gerau GmbH (ÜWG) ein Projekt zur Gewinnung von Strom und Wärme aus einer bis zu 4.000 m tiefen Dublette (Förder- und Injektionsbohrung), die das hydrothermale Reservoir im Rotliegenden erschließen sollte. Mehr Die Kartendarstellungen für die Tiefengeothermie beruhen auf dem " 3-D-Modell der geothermischen Tiefenpotenziale in Hessen" ("Hessen 3 D") , das in Zusammenarbeit von HLNUG und TU Darmstadt (Institut für Angewandte Geowissenschaften), mit Förderung des hessischen Landwirtschaftsministeriums (HMLU) erstellt wurde. Folgende Themenlayer stehen zur Tiefen Geothermie zur Verfügung: Durch Klick auf das Kartensymbol wird die Karte aufgerufen. Lage von Vertikalschnitten mit Geologie sowie hydrothermalem und petrothermalem Potenzial. Durch Klick auf die Schnittlinie können die Vertikalschnitte abgerufen werden. Mehrere Themenlayer mit auf unterschiedliche Tiefenniveaus bezogenen Horizontalschnitten zur Geologie (geologischen Übersichtskarten) Mehrere Themenlayer mit den Oberflächen ("Top") stratigrafischer Einheiten, die die Basis für die geothermische Potenzialermittlung im 3-D-Modell darstellen. Mehrere Themenlayer mit flächenhaften Darstellungen und Isolinien der Temperatur in verschiedenen Tiefenniveaus Mehrere Themenlayer mit flächenhaften Darstellungen des hydrothermalen und des petrothermalen Potenzials in verschiedenen Tiefenniveaus Dr. Johann-Gerhard Fritsche Tel. 0611-6939 917 Dr. Benjamin Homuth Tel. 0611-6939 303 Downloads und Links FAQ zum Thema Erdwärme/Geothermie