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Asphalt

Systemraum: Rohmaterialbereitstellung bis Erhitzen und Mischen Geographischer Bezug: Deutschland Zeitlicher Bezug: 2000-2004 Weitere Informationen: Die Bereitstellung von Investionsgütern wird in dem Datensatz nicht berücksichtigt. Allgemeine Informationen zur Produktion: Produktion: 341700000 t in Europa im Jahr 2006 Anteile Länder: Deutschland 16,7% Spanien 12,7% Frankreich 11,9% Italien 11,7% UK 7,5% Türkei 5,5% Polen 5,3% Zusammensetzung : Zusammensetzung Guss-Asphalt (Gew.-%): Kalkstein-Pulver 26, Sand/Grit 66, Bitumen 6, natürliches Bitumen 2 Anteile Länder an Stückzahlen: 0 Anteile Länder an Tonnen: Belgien 5,0% UK 6,5% Tschechien 6,9% Niederlande 10,3% Österreich 14,1% Schweiz 17,5% Dänemark 26,7% Import: 32099t

Bitumen

Die Modellierung des Umweltprofils „Bitumen“ umfasst die Schritte Extraktion und Transport von Rohöl, sowie die Herstellung von Bitumen in einer europäischen Raffinerie. Die Emissionen und Aufwendungen der Raffinerie wurden nach Heizwert den Produkten zualloziert. Import: 166847t Produktion: 3461703t

Chem-Org\Bitumen-kalt

Bitumenkaltanstrich durch Mix aus Bitumen und Lösungsmittel (hier Benzol statt Toluol) angenähert. Emissionen hier enthalten. Daten nach #1. Auslastung: 5000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Brennstoffe-fossil-Öl gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2000 Lebensdauer: 20a Leistung: 1t/h Nutzungsgrad: 250% Produkt: Baustoffe

Xtra-onshore-mix\Öl-syncrude-CA-2005

Förderung von Ölsänden: Oberflächennahe Ölsande werden mit Baggern und Ladern abgebaut, mit warmem Wasser zu einem Slurry gemischt und zu Extraktionsanlagen gepumpt. Extraktion: Die Slurry wird durch Flotation aufgespalten. Das aufschwimmenden Bitumen wird abgetrennt, mit Naphtha (Rohbenzin) verdünnt und in Zentrifugen weiter aufgespalten. Abschließend wird das Naphtha abgetrennt und rückgeführt. Upgrading: Das Bitumen wird in einem Coker oder Hydrocraker thermisch in eine Gasfraktion, Naphtha und Gasöl (Mitteldestillat; Vorprodukt für Diesel, Kerosin, leichtes Heizöl) gespalten. Die Gase werden als Brennstoff genutzt, Naphtha und Gasöl zu einem leichten Syncrude gemischt, das in Raffinerien vor Ort oder nach einem Pipelinetransport zu im Prinzip jedem Mineralölprodukt verarbeit werden kann. Alle Daten für diesen Datensatz sind aus #1 entnommen. Die wesentlichen Quellen dieser Auswertung sind Umweltbericht zwei großer kanadischer Ölsandförderer [Suncor, Syncrude]. Ein Unternehmen betreibt nur Tagebau, das andere Tagebau und In-Situ-Extraktion. Die an sich umfangreichen Daten beziehen sich allerdings für beide Unternehmen nur auf die gesamten Prozessketten ohne Differenzierung Förderung - Bitumenextraktion/abtrennung - Upgrading und ohne Differenzierung Tagebauch / In-Situ-Extraktion. Damit ist auch hier eine entsprechende Differenzierung der Rechenwert nicht möglich. Es werden daher Rechenwerte für eine generische Bereitstellung von SynCrude abgeleitet. Beide Quellen enthalten Jahreswerte (bzw. entsprechend umrechenbare Tageswerte) zu Produktionsmenge, Emissionen, Wasserverbrauch, Flächenbelegungen, Reststoffmengen, Kosten und Personaleinsatz, jeweils für mehrere Jahre. Als Rechenwerte für 2005 werden die Mittelwerte beider Unternehmen ausgewiesen. Die Mittelung über eine - begrenzte - Anzahl von Jahren ist sinnvoll, da fast alle Zeitreihen Sprünge aufweisen. Einige dieser Sprünge sind in den gut dokumentierten Berichten erläutert. Hintergründe sind Ereignisse die sinnvollerweise auf mehrere Jahre abgeschrieben werden sollten. Auch für nicht erläuterte Sprünge kann von einer Wiederholung ausgegangen werden, was ebenfalls eine Mittelung sinnvoll macht. Materialvorleistungen: Nach ecoinvent [2004] für Ölförderung. Auslastung: 7884h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 199920000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2005 Lebensdauer: 20a Leistung: 30000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl

Xtra-onshore-mix\Öl-syncrude-CA-2015

Förderung von Ölsänden: Oberflächennahe Ölsande werden mit Baggern und Ladern abgebaut, mit warmem Wasser zu einem Slurry gemischt und zu Extraktionsanlagen gepumpt. Extraktion: Die Slurry wird durch Flotation aufgespalten. Das aufschwimmenden Bitumen wird abgetrennt, mit Naphtha (Rohbenzin) verdünnt und in Zentrifugen weiter aufgespalten. Abschließend wird das Naphtha abgetrennt und rückgeführt. Upgrading: Das Bitumen wird in einem Coker oder Hydrocraker thermisch in eine Gasfraktion, Naphtha und Gasöl (Mitteldestillat; Vorprodukt für Diesel, Kerosin, leichtes Heizöl) gespalten. Die Gase werden als Brennstoff genutzt, Naphtha und Gasöl zu einem leichten Syncrude gemischt, das in Raffinerien vor Ort oder nach einem Pipelinetransport zu im Prinzip jedem Mineralölprodukt verarbeit werden kann. Alle Daten für diesen Datensatz sind aus #1 entnommen. Die wesentlichen Quellen dieser Auswertung sind Umweltbericht zwei großer kanadischer Ölsandförderer [Suncor, Syncrude]. Ein Unternehmen betreibt nur Tagebau, das andere Tagebau und In-Situ-Extraktion. Die an sich umfangreichen Daten beziehen sich allerdings für beide Unternehmen nur auf die gesamten Prozessketten ohne Differenzierung Förderung - Bitumenextraktion/abtrennung - Upgrading und ohne Differenzierung Tagebauch / In-Situ-Extraktion. Damit ist auch hier eine entsprechende Differenzierung der Rechenwert nicht möglich. Es werden daher Rechenwerte für eine generische Bereitstellung von SynCrude abgeleitet. Beide Quellen enthalten Jahreswerte (bzw. entsprechend umrechenbare Tageswerte) zu Produktionsmenge, Emissionen, Wasserverbrauch, Flächenbelegungen, Reststoffmengen, Kosten und Personaleinsatz, jeweils für mehrere Jahre. Als Rechenwerte für 2005 werden die Mittelwerte beider Unternehmen ausgewiesen. Die Mittelung über eine - begrenzte - Anzahl von Jahren ist sinnvoll, da fast alle Zeitreihen Sprünge aufweisen. Einige dieser Sprünge sind in den gut dokumentierten Berichten erläutert. Hintergründe sind Ereignisse die sinnvollerweise auf mehrere Jahre abgeschrieben werden sollten. Auch für nicht erläuterte Sprünge kann von einer Wiederholung ausgegangen werden, was ebenfalls eine Mittelung sinnvoll macht. Materialvorleistungen: Nach ecoinvent [2004] für Ölförderung. Auslastung: 7884h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 199920000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2015 Lebensdauer: 20a Leistung: 30000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl

Öle und Fette

Pflanzliche Öle werden als energiereiche Reservestoffe in Speicherorgane von Pflanzen eingelagert. Sie sind chemisch gesehen Ester aus Glycerin und drei Fettsäuren. In Deutschland konzentriert sich der Ölsaatenanbau auf Raps, Sonnenblume und Lein. Im Freistaat Sachsen dominiert auf Grund der Standortbedingungen und vor allem der Wirtschaftlichkeit eindeutig der Raps. Der maximal mögliche Anbauumfang von Raps liegt aus anbautechnischer Sicht bei 25 % der Ackerfläche und ist noch nicht ausgeschöpft (Sachsen 2004: 17 %). Für den landwirtschaftlichen Anbau kommen eine Reihe weiterer ölliefernder Pflanzenarten oder spezieller Sorten in Betracht. Interessant sind sie aus der Sicht der Verwertung insbesondere, wenn sie hohe Gehalte einzelner spezieller Fettsäuren aufweisen. Bei der Verarbeitung können dann aufwändige Aufbereitungs- und Trennprozesse eingespart und die Synthesevorleistung der Natur optimal genutzt werden. Der Anbauumfang ist jedoch meist noch sehr gering. Beispiele sind Nachtkerze und Iberischer Drachenkopf, aber auch Erucaraps und ölsäurereiche Sonnenblumensorten. a) stoffliche Verwertung In der stofflichen Verwertung reichen die Einsatzfelder pflanzlicher Öle von biologisch schnell abbaubaren Schmierstoffen, Lacken und Farben, über Tenside, Kosmetika, Wachse bis zu Grundchemikalien, aber auch Bitumen. b) energetische Verwertung Desweiteren können Pflanzenöle in Fahrzeugen, stationären oder mobilen Anlagen energetisch verwertet werden. Für den breiten Einsatz ist derzeit vor allem Biodiesel geeignet. Dieser kommt als reiner Kraftstoff zum Einsatz, seit 2004 auch in Beimischung zu Dieselkraftstoff. Eine weitere Möglichkeit eröffnet sich durch die Verwendung von reinem Rapsöl.

The auxin herbicide mecoprop-P in new light: Filling the data gap for dicotyledonous macrophytes

Mecoprop-P (MCPP-P) is an auxin herbicide which has been used against dicotyledonous weed plants since the 1980s. While fate and monitoring data of MCPP-P in the aquatic environment revealing concentrations up to 103 ÎÌg/L in freshwaters are well documented, only very few toxicity data and no studies with dicotyledonous macrophytes have been published in open literature so far. To fill up this essential data gap, a microcosm study was conducted in order to test the sensitivity of nine dicotyledonous and one Ceratophyllales macrophyte species. The plant species were exposed to seven MCPP-P concentrations ranging from 8 to 512 (micro)g/L for 21/22 days in one microcosm per concentration, and two further microcosms served as controls. Plant preparation was adapted to each species and endpoints were measured to calculate growth rates. Data were generated to obtain effect concentrations (ECX) which then were used to construct species sensitivity distribution curves (SSD). Eight species proved to be sensitive to MCPP-P in the tested concentration range with EC50 values ranging from 46.9 (micro)g/L for Ranunculus aquatilis to 656.4 (micro)g/L MCPP-P for Ludwigia repens. Taking the EC50 values of this study and published data for autotrophic organisms into account, a hazard concentration (HC5) of 2.7 (micro)g/L was derived from the SSD curve, while an SSD curve without dicotyledonous macrophytes resulted in an about 100 times higher HC5 (360.8 (micro)g/L MCCP-P). This confirms that a re-evaluation for old auxin herbicides by including dicotyledonous test species into the environmental risk assessment may be indicated. Furthermore, the use of MCPP-P in bitumen felts as protection against rooting by plants is not in the focus of any risk regulation so far. This application, however, can lead to high run-off concentrations that can enter surface waters easily, exceeding the new regulatory acceptable concentration values. © 2021 The Authors

Update on the fact-finding work

Announcement - Asse II minesite 3 November 2017: Update on the fact-finding work On the occasion of the 52nd meeting of the Asse 2 Advisory Group, which was held on 3 November, the BGE presented an update on the fact-finding work performed with respect to emplacement chamber 7 (ELK 7) on the 750 metres level. The fact-finding work started in June 2012. Its aim is to obtain important data on the atmosphere within the chamber and the condition of the emplacement chamber so that the retrieval of the waste can be planned. In ELK 7 on the 750 metres level, the radioactive waste contained in “lost concrete shielding” (package with a sheathing layer of cement mortar) was at first vertically stacked. Later on, more waste containers with and without sheathing layer were dumped into the chamber. The chamber was mostly backfilled with salt afterwards. In 1982, a seal was installed in the upper part of the emplacement chamber, which was supposed to shut the chamber permanently. During the fact-finding work, holes were drilled into this seal. The seal has a length of 20 metres and consists of different materials. Results Seven drillings have been performed as yet. An eighth drilling is currently being realised. The major results of the drillings can be summarised as follows: The configuration of the sealing construction was found to be as shown in the present documents. It was observed, however, that the bitumen has changed more drastically than expected. The ceiling of the emplacement chamber is severely damaged. Cracks and damaged zones were found. Furthermore, the intermediate ceiling is affected by the rock pressure so that there are bulges in the floor of the chamber above. Cracks and damaged zones were found there as well. The damage to the boundary zones is not consistent. While important cracks were found in the Northern part of the chamber, the Eastern part is hardly damaged at all. Radon, hydrogen and significantly reduced levels of oxygen were measured within the cracks. This means that there is a connection to the chamber atmosphere. On 23 August, a camera was introduced into the chamber and delivered the first pictures from inside after 25 years. Above dumped packages with “lost concrete shielding”, the scientists observed a cavity. At the moment it cannot be determined if the chamber was actually backfilled with salt. The waste packages are stored haphazardly and some of them appear to be damaged. A damaged waste drum could also be seen. The chamber atmosphere presents a radon activity of roughly 45,000 Becquerel per cubic metre (radon-222). The presence of krypton-85 was also determined, the activity amounted to almost 70,000 Becquerel per cubic metre. These values were expected in the Asse emplacement chambers. They will not impede the retrieval of the waste. The hydrogen content of 5,000 ppm (parts per million) is far below the lower explosive limit of 40,000 ppm. There is roughly 10 percent oxygen and 90 percent nitrogen in the chamber atmosphere. The present results of the fact-finding work will not impede a retrieval of the waste. Any new findings will be considered in the current retrieval planning. Presentation: Update on the fact-finding work (S. Binge) A damaged and corroded waste drum in emplacement chamber 7. Waste package with “lost concrete shielding” in emplacement chamber 7. A severely damaged waste container. Links to the topic Press release no. 08/17 - 23 August 2017: Fact-finding work in Asse II successful. Cavity in emplacement chamber 7 found Announcement - Asse II mine - 17 August 2017: Increased radon levels in the fact-finding borehole – updated Announcement - Asse II mine - 19 July 2017: Diverted drilling work started for the purpose of fact-finding Overview of all BGE announcements and press releases

Betrifft: Morsleben am 6. Juni - Bericht

Am vergangenen Donnerstag, den 6. Juni, stellte Dr. Antje Carstensen für die Bundesgesellschaft für Endlagerung (BGE) ein Thema vor ( Präsentation zum Download ), bei dem es auf Seiten der Kritiker seit Jahren die generelle Frage gibt, ob sich eine technische Lösung finden lässt: Das Abdichtbauwerk im Anhydrit. Funktion von Abdichtungsbauwerken im Stilllegungskonzept In einer Einführung in das Thema erläuterte Infostellenleiter Michael Lohse ( Präsentation zum Download ) zunächst, den Zweck die Abdichtbauwerke im Gesamtkonzept der Stilllegung. Durch sie soll die Trennung der Abfälle von der Umwelt (Isolation) verbessert werden. Der Zustand der geologischen Barriere,  das Salzgestein und des darüber befindlichen Hutgesteins, welches das Endlager vom Deckgebirge trennt, sollen durch eine optimierte Verfüllung (Stützversatz und Abdichtungen) des Grubengebäudes erhalten bleiben. Durch die Abdichtbauwerke und sonstige Verfüllmaßnahmen soll verhindert werden, dass Wasser das Salzgestein schädigt oder als Transportmedium zu den radioaktiven Stoffen vordringt. Die Bauwerke sollen auch die Ausbreitung radioaktiver Stoffe behindern. Abdichtungsbauwerk im Anhydrit ist nicht zu umgehen Dr. Antje Carstensen ging auf das geplante Abdichtbauwerk im Anhydrit ein. Es soll den Einlagerungsbereich Ostfeld vom Rest der Grube trennen. Dieser Einlagerungsbereich ist nur auf der 2. und 4. Ebene (Sohle) durch eine lange Strecke mit dem Rest der Grube verbunden. Die Strecke auf der 4. Ebene verläuft größtenteils durch Anhydrit. Die umliegenden bergbaulichen Voraussetzungen machen es nicht möglich, den Anhydrit zu umgehen und eine deutlich einfacher zu realisierende Abdichtung im Steinsalz zu errichten. Anhydrit und Korrosion Während  Steinsalz auf ein Abdichtbauwerk aufkriecht und es langfristig zusätzlich abdichtet, besitzt Anhydrit diese Eigenschaft nicht. Vielmehr muss sich ein Abdichtbauwerk von selbst in die Strecke, die es abdichten soll, „einspannen“ - und das dauerhaft. Aus der Langzeitsicherheitsanalyse wurde abgeleitet, dass das Bauwerk mindestens 20.000 Jahre halten soll. Um das zu erreichen, muss es nicht nur formstabil, sondern auch korrosionsbeständig sein: Flüssigkeiten (Lösungen), die möglicherweise irgendwann an einer Stirnseite des Bauwerks anstehen, dürfen nicht zu Schädigungen am Baustoff durch chemische Prozesse führen. Rezeptur und Verarbeitung Bereits in der Vergangenheit hat die BGE Erfahrungen mit Versuchen zum Bau eines solchen Bauwerkes gemacht. Inzwischen weiß man, dass es  auf die Rezeptur des magnesiabinderbasierten Betons ankommt und auf seine Verarbeitung als Spritzbeton oder Massenbeton. Je nach Rezept des Betons unterscheiden sich die Eigenschaften in Bezug auf Dichtheit und Festigkeit deutlich. Spritzbeton ist im Gegensatz zu Massenbeton noch nicht im Routinebetrieb eingesetzt, könnte aber aufgrund seiner Eigenschaften eine mögliche Lösung darstellen. Wegen seiner Zusammensetzung kann sich dieser bei Kontakt mit einer nicht korrosiven Lösung (Gleichgewichtslösung) durch Umwandlungsprozesse im Baustoff verstärkt "selbstabdichten". Mehrere Lösungsansätze führen zum Ziel Zu diesem Zeitpunkt gibt es bei der BGE mehrere Lösungsansätze, die verfolgt werden. Zwar sind die Erkenntnisse beim Massenbeton weiter, aber die Möglichkeiten des Spritzbetons werden nicht außer Acht gelassen. Auch eine Kombination mit Bitumen als zusätzliches abdichtendes Element wird geprüft. Insgesamt war Carstensen sehr zuversichtlich, dass es mit dieser Strategie der unterschiedlichen Lösungsansätze bis 2022 einen Nachweis für die Abdichtung im Anhydrit geben wird.

E-Mail des Hessischen Landesamtes für Naturschutz, Umwelt und Geologie and die BGE zur Abfrage der Daten für die Anwendung der Mindestanforderungen gemäß StandAG (PDF)

VBS: BGEA0114/13#0002/014 ELO: SG02101/7-2/3-2019#9 HESSEN Hessisches Landesamt für Naturschutz, Umwelt und Geologie Bundesgesellschaft für Endlagerung mbH - Sta ndorta uswa Fiil-=- Eschenstraße 55 - 8 C E- Tgb.-Nr.: c-- 0 31224 Peine Telefax: Bearbeiter/in: 1: . @hlnug.hessen.de ,,,.,,J 0611/6939- Ihr ze1c en: BGEA 0114/13#0002/009 _ _ __::_:::::i richt vom: 19.03.2018 15. Mai 2018 Original: Datum: 15. Mai 2018 WV; Kopien: Ablage: Abfrage der Daten für die Anwendung mäß StandAG indestanforderungen ge - Sehr geehrte Damen und Herren, mit dem o.g. Schreiben haben Sie beim HLNUG Daten für die Anwendung der Mindestanforderungen gemäß § 23 ·standAG abgefragt. Ich nehme im Folgenden auf die von Ihnen unter dem Abschnitt Datenab - frage genannten Punkte aus dem Anhang Ihres Schreibens Bezug. Dabei sind die Ergebnisse des Fachworkshops am 16./17.04.18 (Ihr Schreiben vom 27.04.18, Az. BGEA0114/03) berücksichtigt: 1. bzw. 2. Gebiete, in denen relevante Gesteinsformationen innerhalb eines Teufenbereichs zwischen 300 und 2.000 m sicher/wahrscheinlich vorhan - den sind. a. Stratiforme Steinsalzformationen mit mind. 100 m Mächtigkeit   Steinsalz kommt in Osthessen im Fulda- und Werra-Gebiet vor. Im Da- tenanhang erhalten Sie shape-Dateien der Salzhanggrenze, zusam - mengestellt nach Veröffentlichungen des HLNUG (salzhang_veroeffent - licht_hlnug_gk3). Zechsteinsalz tritt in Hessen in betrachtungswürdiger Mächtigkeit nur in der Werra-Formation (zW) auf. Das Werra-Salz wird hier untergeliedert in ein Unteres Werra-Steinsalz (zWNaa), ein Mittleres Werra-Steinsalz (zWNab) und ein Oberes Werra-Steinsalz (zWNac). Die Steinsalzberei - che werden jeweils von den Kaliflözen Thüringen (zWKTH) und Hessen Gütesiegel Familienfreundlicher Arbeitgeber Land Hessen Rheingaustraße 186, 65203 Wiesbaden Telefon (0611) 69 39-0 Telefax (0611) 69 39-555 Besuche bitte nach Vereinbarung 1Lii  ffiNuG Für eine lebenswerte Zukunft Seite 2 zum Schreiben vom 15.05.2018 (Az 89-0100 40117)    (zWKH) oder aber z.B. das Obere Werra-Steinsalz von zwei Tonmitteln getrennt (siehe auch Tabelle/Abbildung im Datenanhang). Ob Steinsalz in ausreichender Mächtigkeit (> 100 m) vorliegt, muss im Einzelfall anhand der Schichtenverzeichnisse (siehe Datenanhang und Schichtenverzeichnisse der KW-Datenbank beim LBEG) der jeweiligen Bohrungen überprüft werden (siehe auch Tabellen und Profilschnitte im Datenanhang). Detaillierte Bohrkernaufnahmen beschreiben das Vor - kommen von Schlieren und Lagen von Tonstein, Bitumen und verschie - dener Sulfate und Chloride innerhalb des Steinsalzes (z.B. ). Gröbere Bohr(kern)aufnahmen hingegen fas- sen häufig die Steinsalzlagen zu größeren Einheiten zusammen (z.B. ). Die Gesamtmächtigkeit des Zechsteins im hessischen Werra-Fulda-Be - cken lässt sich überblicksmäßig aus den Oberflächen der im Modell Hessen 3D abgebildeten Horizonte „Top Zechstein" und „Top Rotlie- gend" entnehmen (shape-Dateien beigefügt, das Gesamtmodell wurde Ihnen bereits bei der Abfrage der Ausschlusskriterien übergeben). Daneben geben Profilschnitte (siehe Datenanhang) Aufschluss über die Mächtigkeitsverteilungen der Zechsteinsedimente im Werra-Fulda-Be - cken. Ebenso finden sich in den Erläuterungen zur Geologischen Karte von Hessen Hinweise zur Mächtigkeit und Ausbildung des Werra-Stein - salzes (siehe Datenanhang) . b. Steinsalzformationen in steiler Lagerung  In Hessen nicht vorhanden. Im Bereich Reckrod existieren aufgrund von Faltungen im Werra-Salinar Mächtigkeitsanstauungen, die von der Gas-Union GmbH/ Gas-Union Storage für 3 Erdgaskavernenspeicher in 800-1.100 m Tiefe genutzt werden. Das Gesamtvolumen beträgt 178 Mio. m 3 (ERDÖL ERDGAS KOHLE, 133, Jg. 2017, Heft 11, S. 409-417). c. Tonsteinformationen mit einer Mächtigkeit von mehr als 100 m  Über das Vorhandensein von Tonsteinvorkommen in Hessen in ausrei - chender Mächtigkeit können keine regionalgeologischen bzw. li - thostratigraphischen Aussagen getroffen werden, da detaillierte Be- trachtungen bislang nicht durchgeführt wurden . Seite 2 von 5 Seite 3 zum Schreiben vom 15.05.2018 (Az 89-0100 40117)   Im nördlichen Oberrheingraben könnten Tonsteinformationen vorkom - men, wobei die tertiären Tone aufgrund der noch nicht abgeschlosse- nen Lithifizierung meist plastisch vorliegen. Die Tonschiefer des Rheinischen Schiefergebirges überschreiten auf - grund der starken Rekristallisation die Korngröße von 2 µm deutlich und sind daher nicht zu der Gesteinsformation Tonstein zu zählen. Des- Weiteren ist durch die intensive Falten- und Bruchtektonik im Rheini- schen Schiefergebirge eine Vorhersage der genauen Lage der Ge- steinsabfolge in größerer Tiefe sowie ihrer Mächtigkeit in dieser Tiefe Gesteine nur spekulativ. Aufgrund der engräumigen Zerstückelung ist die Einhaltung der Mindestanforderung Gebirgsdurchlässigkeit mit großer Wahrscheinlichkeit nicht erfüllt. Messungen dazu sind allerdings keine im HLNUG vorhanden. d. Kristallingesteinsformationen    Kristalline Gesteine (Plutonite und hochregionalmetamorphe Gesteine) existieren in Südhessen im Bereich von kristallinem Odenwald und Spessart. Im Bergsträßer und Böllsteiner Odenwald steht das Kristallin oberflächlich an („kristalliner Odenwald"), während es im „Buntsand - stein-Odenwald" unter einer Sedimentüberdeckung ( < 1.500 m) vor - liegt. Im nördlichen Oberrheingraben ist das Kristallin dagegen erst weit un - terhalb 1.500 m anzutreffen. Die genaue Grenze zwischen Mitteldeutscher Kristallinschwelle und der nordnordwestlich anschließenden Nördlichen Phyllitzone bzw. dem Rhenoherzynikum ist aufgrund fehlender Tiefbohrungen nicht bekannt. 3. a. Lithologische Gliederungen können den beigefügten Schichtenverzeich - nissen der Bohrungen > 300 m entnommen werden. Das HLNUG empfiehlt, die lithostratigraphische Gliederung relevanter Einheiten sowie deren Ver - breitung und Mächtigkeit und Petrologie den jeweiligen geologischen Kar- ten 1: 25.000 mit Erläuterungen zu entnehmen. 3. b. Datensätze zu Teufenangaben bestimmter Gesteinseinheiten liegen beim HLNUG nicht vor. Den beigefügten Schnitten und Isolinienkarten geother - misch relevanter Horizonte aus dem Modell Hessen 3 D sind überblicksmä - ßig Teufenangaben zu entnehmen. Seite 3 von 5

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