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Zur Nachahmung empfohlen

Expeditionen in Ästhetik und Nachhaltigkeit Eine neue Ausstellung „Zur Nachahmung empfohlen“ gastiert vom 23.03.2011 bis 29.04.2011 im Umweltbundesamt Dessau. Die von Adrienne Goehler kuratierte Ausstellung, die nun in Dessau zu sehen ist, will dafür sensibilisieren, dass ⁠ Nachhaltigkeit ⁠ sich nicht ohne die Künste und Wissenschaften entwickelt: Von ihnen ist das Denken in Übergängen, Provisorien, Modellen und Projekten zu lernen. Michael Saup zum Beispiel macht mit seiner Installation „Avatar Inkarnation cRdxXPV9GNQ“ den durch hemmungslosen Internetgebrauch erzeugten CO 2 Ausstoß sichtbar; Néle Azevedo mit ihren schmelzenden Eisfiguren und die dänische Gruppe Superflex mit der Flutung einer McDonalds-Filiale, schaffen unmittelbare Eindrücke den Folgen des Klimawandels; Das patentierte Reflektionssystem „helioflex“ von Christoph Keller bringt Licht in dunkle Hinterhöfe; Dem Re- und Upcycling von Produkten widmen sich verschiedene Beiträge z.B. „Cars to bicycle“ von Folke Köbberling und Martin Kaltwasser; Den Raum zwischen Kunst und Wissenschaft besetzt z.B. Cornelia Hesse-Honegger mit ihren Forschungen an Wanzen in der Nähe von Atomkraftwerken. Als ungewöhnliches soziales Projekt sei beispielhaft „Adopted“ von Gudrun F.Widlok genannt, das Europäer ohne Familienanschluss in Ghana zur Adoption freigibt. Die Eröffnung findet im Umweltbundesamt statt. Eine Begrüßung erfolgt durch den Präsidenten des Umweltbundesamtes und Schirmherr der Ausstellung, Jochen Flasbarth. Eine Einführung wird von der Kuratorin Adrienne Goehler gegeben. Gegen 19:30 Uhr werden die Besucher im Bauhausgebäude vom Direktor des Bauhauses in Empfang genommen. Für den Weg dorthin wird ein Bus-Shuttle zu Verfügung gestellt. Im Anschluss an die Veranstaltung gibt es einen Umtrunk im Bauhausklub. Ausstellungseröffnung: Dienstag, 22.03.2011 Ort: Forum Umweltbundesamt Zeit: 18:00 Uhr Ausstellungszeitraum: 23.03.2011 bis 29.04.2011 Ort: Umweltbundesamt und Bauhaus Umweltbundesamt Wörlitzer Platz 1 06844 Dessau-Roßlau Martin Ittershagen(Pressesprecher) T: 0340/2103-2122 Martha Hölters-Freier(Kunstbeauftragte) T: 0340/2103-2180

Übersicht zur ökologischen Situation ausgewählter Tagebauseen des Braunkohlebergbaus in Deutschland

Durch die Flutung alter Braunkohle-Tagebaue entstehen in Deutschland etwa 500 neue, künstliche Seen. Etwa 100 von ihnen sind größer als 50 Hektar und fallen damit unter die Vorgaben der EU-⁠ Wasserrahmenrichtlinie ⁠. Sie mussten bzw. müssen bis zum Jahr 2015 bzw. 2027 ein gutes ökologisches Potenzial erreichen und Deutschland ist über ihre Entwicklung berichtspflichtig. In dieser Studie wurden deshalb Typisierungs- und Bewertungsverfahren für neutrale und saure Tagebauseen in Anlehnung an die Bewertung natürlicher Seen entwickelt und angewendet. Für alle in dieser Studie betrachteten Tagebauseen wurden Seesteckbriefe entwickelt. Über die Hälfte der bewerteten Seen erreicht das gute ökologische Potenzial, 47 % der bewerteten Seen verfehlen es. Veröffentlicht in Texte | 68/2016.

Grand Canyon geflutet

Am 5. März 2008 haben die amerikanischen Behörden – federführend das Geophysische Institut der USA (USGS) - mit der Flutung des Grand Canyons begonnen. Die künstliche Flut sollte 60 Stunden lang durch das 446 Kilometer lange Teilstück des Colorado River schießen. Ziel war es, dass die künstliche Springflut aus dem 1963 erbauten Stausee Lake Powell den Canyon durchspült und sich Schlicke und Sande auf den erodierten Felsufern ablagern. Dadurch soll das gestörte Ökosystem des Colorados wieder belebt werden. Seit dem Bau des Glen Canyon Damms fallen die jährlichen Hochwasserereignisse aus, die Sand und Schlamm im Canyon ablagerten. Der Staudamm hält den Sedimenttransport des Flusses zurück. Durch das Fehlen reinigender Springfluten wird die Entstehung neuer Fischgründe verhindert. Ursprünglich im Colorado beheimatete Fischarten starben aus oder sind stark gefährdet. Es ist bereits die dritte Flutung seit 1996. Die nachhaltige Wirkung dieser einzelnen Überflutungen auf das Ökosystem ist umstritten.

Xtra-onshore-tertiär\Öl-roh-US-2030

tertiäre Onshore-Öl-Förderung, Energie- und Emissionsdaten aktualisiert nach #1 und #3, inkl. Explorationsaufwand nach #2: Der Kraftbedarf für Pumpen usw. wird mit 0,4% nach #2 angenommen. Ergänzend wurde der Aufwand für die Exploration einbezogen (vgl. unten), der umgerechnet nochmals 0,22% ausmacht. Als Bereit­stel­lungs­system für die Exploration dient ein Dieselmotor, für den laufenden Betrieb das Stromnetz. Für die Ölauf­be­rei­tung (heater-treater) wird nach #2 ein Aufwand von 0,5% an Prozesswärme, bezo­gen auf den Heizwert des gewonnenen Öls, veranschlagt, sowie für die thermische Flutung mit Dampf zusätzlich 10% Prozesswärme. Als Bereitstellungs­system für diese Prozess­wärme dient ein Ölkessel. Bei der Gewinnung von Erdöl werden beträchtliche Mengen von Methan über die Emis­sion von Erdöl­gas (ca. 77% CH4) frei. Hier wurde nach #3 ein Verhältnis von 80 m3 Erdölgas je geförderte Tonne Rohöl angesetzt. Ein Teil des Erdölgases wird gefasst und weitergenutzt, der Rest abgefackelt. 3% dieser Erdölgasmenge werden mit einem Abbrand von 99,5% abgefackelt. Dies er­gibt direkte Emissionen aus der Fackel von 0,2 kg/TJ für CH4 bzw. 0,1 kg/TJ für NMVOC, die CO2-Emissionen der Fackel betragen 156 kg/TJ des geförderten Rohöl-Heizwerts. Zusätzlich werden diffuse Emissionen von 0,05% des Begleitgases als Verluste berücksichtigt, dies sind 0,2 kg/TJ CH4 und 0,3 kg/TJ an NMVOC. Ergänzend wurde auch der Explorationsaufwand nach #2 angesetzt: Bohraufwand: 0,015 m/t Öl -Förderung. Als Aufwand werden je m Bohrung genannt: Stahl 210 kg/m Zement 200 kg/m Diesel 200 l/m Emissionen CH4 1,9 kg/m Emissionen NMVOC 0,65 kg/m Damit ergeben sich gesamte direkte Emissionen von 1,4 kg/TJ an CH4 und 0,7 kg/TJ an NMVOC. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 5000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2030 Lebensdauer: 25a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl

Xtra-onshore-tertiär\Öl-roh-US-2020

tertiäre Onshore-Öl-Förderung, Energie- und Emissionsdaten aktualisiert nach #1 und #3, inkl. Explorationsaufwand nach #2: Der Kraftbedarf für Pumpen usw. wird mit 0,4% nach #2 angenommen. Ergänzend wurde der Aufwand für die Exploration einbezogen (vgl. unten), der umgerechnet nochmals 0,22% ausmacht. Als Bereit­stel­lungs­system für die Exploration dient ein Dieselmotor, für den laufenden Betrieb das Stromnetz. Für die Ölauf­be­rei­tung (heater-treater) wird nach #2 ein Aufwand von 0,5% an Prozesswärme, bezo­gen auf den Heizwert des gewonnenen Öls, veranschlagt, sowie für die thermische Flutung mit Dampf zusätzlich 10% Prozesswärme. Als Bereitstellungs­system für diese Prozess­wärme dient ein Ölkessel. Bei der Gewinnung von Erdöl werden beträchtliche Mengen von Methan über die Emis­sion von Erdöl­gas (ca. 77% CH4) frei. Hier wurde nach #3 ein Verhältnis von 80 m3 Erdölgas je geförderte Tonne Rohöl angesetzt. Ein Teil des Erdölgases wird gefasst und weitergenutzt, der Rest abgefackelt. 5% dieser Erdölgasmenge werden mit einem Abbrand von 98% abgefackelt. Dies er­gibt direkte Emissionen aus der Fackel von 1 kg/TJ für CH4 bzw. 1 kg/TJ für NMVOC, die CO2-Emissionen der Fackel betragen 256 kg/TJ des geförderten Rohöl-Heizwerts. Zusätzlich werden diffuse Emissionen von 0,1% des Begleitgases als Verluste berücksichtigt, dies sind 1 kg/TJ CH4 und 1 kg/TJ an NMVOC. Ergänzend wurde auch der Explorationsaufwand nach #2 angesetzt: Bohraufwand: 0,015 m/t Öl -Förderung. Als Aufwand werden je m Bohrung genannt: Stahl 210 kg/m Zement 200 kg/m Diesel 200 l/m Emissionen CH4 1,9 kg/m Emissionen NMVOC 0,65 kg/m Damit ergeben sich gesamte direkte Emissionen von 2,9 kg/TJ an CH4 und 1,6 kg/TJ an NMVOC. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 5000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2020 Lebensdauer: 25a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl

Xtra-onshore-tertiär\Öl-roh-DE-2000

tertiäre Onshore-Öl-Förderung, Energie- und Emissionsdaten aktualisiert nach #1 und #3, inkl. Explorationsaufwand nach #2: Der Kraftbedarf für Pumpen usw. wird mit 0,4% nach #2 angenommen. Ergänzend wurde der Aufwand für die Exploration einbezogen (vgl. unten), der umgerechnet nochmals 0,08% ausmacht. Als Bereit­stel­lungs­system für die Exploration dient ein Dieselmotor, für den laufenden Betrieb das Stromnetz. Für die Ölauf­be­rei­tung (heater-treater) wird nach #2 ein Aufwand von 0,5% an Prozesswärme, bezo­gen auf den Heizwert des gewonnenen Öls, veranschlagt, sowie für die thermische Flutung mit Dampf zusätzlich 10% Prozesswärme. Als Bereitstellungs­system für diese Prozess­wärme dient ein Ölkessel. Bei der Gewinnung von Erdöl werden beträchtliche Mengen von Methan über die Emis­sion von Erdöl­gas (ca. 77% CH4) frei. Hier wurde nach #3 ein Verhältnis von 80 m3 Erdölgas je geförderte Tonne Rohöl angesetzt. Ein Teil des Erdölgases wird gefasst und weitergenutzt, der Rest abgefackelt. 5% dieser Erdölgasmenge werden mit einem Abbrand von 98% abgefackelt. Dies er­gibt direkte Emissionen aus der Fackel von 1 kg/TJ für CH4 bzw. 1 kg/TJ für NMVOC, die CO2-Emissionen der Fackel betragen 256 kg/TJ des geförderten Rohöl-Heizwerts. Zusätzlich werden diffuse Emissionen von 0,1% des Begleitgases als Verluste berücksichtigt, dies sind 1 kg/TJ CH4 und 1 kg/TJ an NMVOC. Ergänzend wurde auch der Explorationsaufwand nach #2 angesetzt: Bohraufwand: 0,015 m/t Öl -Förderung. Als Aufwand werden je m Bohrung genannt: Stahl 210 kg/m Zement 200 kg/m Diesel 200 l/m Emissionen CH4 1,9 kg/m Emissionen NMVOC 0,65 kg/m Damit ergeben sich gesamte direkte Emissionen von 2,9 kg/TJ an CH4 und 1,6 kg/TJ an NMVOC. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 5000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2000 Lebensdauer: 25a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl

Xtra-onshore-tertiär\Öl-roh-DE-2010

tertiäre Onshore-Öl-Förderung, Energie- und Emissionsdaten aktualisiert nach #1 und #3, inkl. Explorationsaufwand nach #2: Der Kraftbedarf für Pumpen usw. wird mit 0,4% nach #2 angenommen. Ergänzend wurde der Aufwand für die Exploration einbezogen (vgl. unten), der umgerechnet nochmals 0,08% ausmacht. Als Bereit­stel­lungs­system für die Exploration dient ein Dieselmotor, für den laufenden Betrieb das Stromnetz. Für die Ölauf­be­rei­tung (heater-treater) wird nach #2 ein Aufwand von 0,5% an Prozesswärme, bezo­gen auf den Heizwert des gewonnenen Öls, veranschlagt, sowie für die thermische Flutung mit Dampf zusätzlich 10% Prozesswärme. Als Bereitstellungs­system für diese Prozess­wärme dient ein Ölkessel. Bei der Gewinnung von Erdöl werden beträchtliche Mengen von Methan über die Emis­sion von Erdöl­gas (ca. 77% CH4) frei. Hier wurde nach #3 ein Verhältnis von 80 m3 Erdölgas je geförderte Tonne Rohöl angesetzt. Ein Teil des Erdölgases wird gefasst und weitergenutzt, der Rest abgefackelt. 5% dieser Erdölgasmenge werden mit einem Abbrand von 98% abgefackelt. Dies er­gibt direkte Emissionen aus der Fackel von 1 kg/TJ für CH4 bzw. 1 kg/TJ für NMVOC, die CO2-Emissionen der Fackel betragen 256 kg/TJ des geförderten Rohöl-Heizwerts. Zusätzlich werden diffuse Emissionen von 0,1% des Begleitgases als Verluste berücksichtigt, dies sind 1 kg/TJ CH4 und 1 kg/TJ an NMVOC. Ergänzend wurde auch der Explorationsaufwand nach #2 angesetzt: Bohraufwand: 0,015 m/t Öl -Förderung. Als Aufwand werden je m Bohrung genannt: Stahl 210 kg/m Zement 200 kg/m Diesel 200 l/m Emissionen CH4 1,9 kg/m Emissionen NMVOC 0,65 kg/m Damit ergeben sich gesamte direkte Emissionen von 2,9 kg/TJ an CH4 und 1,6 kg/TJ an NMVOC. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 5000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2010 Lebensdauer: 25a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl

Xtra-onshore-tertiär\Öl-roh-FR-2000

tertiäre Onshore-Öl-Förderung, Energie- und Emissionsdaten aktualisiert nach #1 und #3, inkl. Explorationsaufwand nach #2: Der Kraftbedarf für Pumpen usw. wird mit 0,4% nach #2 angenommen. Ergänzend wurde der Aufwand für die Exploration einbezogen (vgl. unten), der umgerechnet nochmals 0,08% ausmacht. Als Bereit­stel­lungs­system für die Exploration dient ein Dieselmotor, für den laufenden Betrieb das Stromnetz. Für die Ölauf­be­rei­tung (heater-treater) wird nach #2 ein Aufwand von 0,5% an Prozesswärme, bezo­gen auf den Heizwert des gewonnenen Öls, veranschlagt, sowie für die thermische Flutung mit Dampf zusätzlich 10% Prozesswärme. Als Bereitstellungs­system für diese Prozess­wärme dient ein Ölkessel. Bei der Gewinnung von Erdöl werden beträchtliche Mengen von Methan über die Emis­sion von Erdöl­gas (ca. 77% CH4) frei. Hier wurde nach #3 ein Verhältnis von 80 m3 Erdölgas je geförderte Tonne Rohöl angesetzt. Ein Teil des Erdölgases wird gefasst und weitergenutzt, der Rest abgefackelt. 5% dieser Erdölgasmenge werden mit einem Abbrand von 98% abgefackelt. Dies er­gibt direkte Emissionen aus der Fackel von 1 kg/TJ für CH4 bzw. 1 kg/TJ für NMVOC, die CO2-Emissionen der Fackel betragen 256 kg/TJ des geförderten Rohöl-Heizwerts. Zusätzlich werden diffuse Emissionen von 0,1% des Begleitgases als Verluste berücksichtigt, dies sind 1 kg/TJ CH4 und 1 kg/TJ an NMVOC. Ergänzend wurde auch der Explorationsaufwand nach #2 angesetzt: Bohraufwand: 0,015 m/t Öl -Förderung. Als Aufwand werden je m Bohrung genannt: Stahl 210 kg/m Zement 200 kg/m Diesel 200 l/m Emissionen CH4 1,9 kg/m Emissionen NMVOC 0,65 kg/m Damit ergeben sich gesamte direkte Emissionen von 2,9 kg/TJ an CH4 und 1,6 kg/TJ an NMVOC. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 5000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2000 Lebensdauer: 25a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl

Xtra-onshore-tertiär\Öl-roh-US-2015

tertiäre Onshore-Öl-Förderung, Energie- und Emissionsdaten aktualisiert nach #1 und #3, inkl. Explorationsaufwand nach #2: Der Kraftbedarf für Pumpen usw. wird mit 0,4% nach #2 angenommen. Ergänzend wurde der Aufwand für die Exploration einbezogen (vgl. unten), der umgerechnet nochmals 0,22% ausmacht. Als Bereit­stel­lungs­system für die Exploration dient ein Dieselmotor, für den laufenden Betrieb das Stromnetz. Für die Ölauf­be­rei­tung (heater-treater) wird nach #2 ein Aufwand von 0,5% an Prozesswärme, bezo­gen auf den Heizwert des gewonnenen Öls, veranschlagt, sowie für die thermische Flutung mit Dampf zusätzlich 10% Prozesswärme. Als Bereitstellungs­system für diese Prozess­wärme dient ein Ölkessel. Bei der Gewinnung von Erdöl werden beträchtliche Mengen von Methan über die Emis­sion von Erdöl­gas (ca. 77% CH4) frei. Hier wurde nach #3 ein Verhältnis von 80 m3 Erdölgas je geförderte Tonne Rohöl angesetzt. Ein Teil des Erdölgases wird gefasst und weitergenutzt, der Rest abgefackelt. 5% dieser Erdölgasmenge werden mit einem Abbrand von 98% abgefackelt. Dies er­gibt direkte Emissionen aus der Fackel von 1 kg/TJ für CH4 bzw. 1 kg/TJ für NMVOC, die CO2-Emissionen der Fackel betragen 256 kg/TJ des geförderten Rohöl-Heizwerts. Zusätzlich werden diffuse Emissionen von 0,1% des Begleitgases als Verluste berücksichtigt, dies sind 1 kg/TJ CH4 und 1 kg/TJ an NMVOC. Ergänzend wurde auch der Explorationsaufwand nach #2 angesetzt: Bohraufwand: 0,015 m/t Öl-Förderung. Als Aufwand werden je m Bohrung genannt: Stahl 210 kg/m Zement 200 kg/m Diesel 200 l/m Emissionen CH4 1,9 kg/m Emissionen NMVOC 0,65 kg/m Damit ergeben sich gesamte direkte Emissionen von 2,9 kg/TJ an CH4 und 1,6 kg/TJ an NMVOC. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 5000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2015 Lebensdauer: 25a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl

Xtra-onshore-tertiär\Öl-roh-US-2010

tertiäre Onshore-Öl-Förderung, Energie- und Emissionsdaten aktualisiert nach #1 und #3, inkl. Explorationsaufwand nach #2: Der Kraftbedarf für Pumpen usw. wird mit 0,4% nach #2 angenommen. Ergänzend wurde der Aufwand für die Exploration einbezogen (vgl. unten), der umgerechnet nochmals 0,22% ausmacht. Als Bereit­stel­lungs­system für die Exploration dient ein Dieselmotor, für den laufenden Betrieb das Stromnetz. Für die Ölauf­be­rei­tung (heater-treater) wird nach #2 ein Aufwand von 0,5% an Prozesswärme, bezo­gen auf den Heizwert des gewonnenen Öls, veranschlagt, sowie für die thermische Flutung mit Dampf zusätzlich 10% Prozesswärme. Als Bereitstellungs­system für diese Prozess­wärme dient ein Ölkessel. Bei der Gewinnung von Erdöl werden beträchtliche Mengen von Methan über die Emis­sion von Erdöl­gas (ca. 77% CH4) frei. Hier wurde nach #3 ein Verhältnis von 80 m3 Erdölgas je geförderte Tonne Rohöl angesetzt. Ein Teil des Erdölgases wird gefasst und weitergenutzt, der Rest abgefackelt. 5% dieser Erdölgasmenge werden mit einem Abbrand von 98% abgefackelt. Dies er­gibt direkte Emissionen aus der Fackel von 1 kg/TJ für CH4 bzw. 1 kg/TJ für NMVOC, die CO2-Emissionen der Fackel betragen 256 kg/TJ des geförderten Rohöl-Heizwerts. Zusätzlich werden diffuse Emissionen von 0,1% des Begleitgases als Verluste berücksichtigt, dies sind 1 kg/TJ CH4 und 1 kg/TJ an NMVOC. Ergänzend wurde auch der Explorationsaufwand nach #2 angesetzt: Bohraufwand: 0,015 m/t Öl -Förderung. Als Aufwand werden je m Bohrung genannt: Stahl 210 kg/m Zement 200 kg/m Diesel 200 l/m Emissionen CH4 1,9 kg/m Emissionen NMVOC 0,65 kg/m Damit ergeben sich gesamte direkte Emissionen von 2,9 kg/TJ an CH4 und 1,6 kg/TJ an NMVOC. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 5000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2010 Lebensdauer: 25a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl

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