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4 PIPELINE TECHNOLOGY JOURNAL INHALTSVERZEICHNIS TECHNISCHE FACHAUFSÄTZE FORSCHUNG / ENTWICKLUNG / TECHNOLOGIE SONDERAUSGABE 2018 DIESER AUSGABE Gewährleistung der technischen Sicherheit von Gasinfrastrukturen in Deutschland Alfred Klees / Anika Groos DVGW Integriertes Sicherheitskonzept des DVGW für die statistische Prüfung von Vorfällen Frank Dietzsch DVGW DVGW-Sicherheitskonzept für Errichtung, Betrieb und Instandhaltung von Gaspipelines A. Groos, M. Kurth, D. Jagozinski, Dr. M. Steiner DVGW, Gasunie, Open Grid Europe Die Vorteile des DVGW TSM – ein System für technisches Sicherheitsmanagement Peggy Zeppei ONTRAS Gastransport Höhere Sicherheit durch Sachverständigenprüfungen Christian Engel TÜV NORD Systems BIL – Das Bundesweite Informationssystem zur Leitungsrecherche Jens Focke / Ingo Reiniger BIL Pipeline Security: Schutz der kritischen Infrastruktur Gas vor Fremdeinwirkungen Prof. Dr. Jürgen Schmidt / Natalie Schmidt / Johannes Biernath CSE Proaktives Risikomanagement für Pipeline-Integrität nutzen Ricardo Almandoz / Debora Veitia ROSEN Germany BRANCHENNACHRICHTEN Schweißnahtumhüllung mit DENSOLEN® auf Erdgashochdruckleitung in Oberbayern, Deutschland Denso Group Germany TAL - Transalpine Pipeline nimmt das weltweit erste Rohöl-Pipeline-Kraftwerk in Betrieb Transalpine Pipeline MELDUNGEN KONFERENZEN / SEMINARE / AUSSTELLUNGEN     Linkedin Showcase www.twitter.com/pipelinejournal www.facebook.com/ Pipeline.Technology.Conference www.pipeline-journal.net ptc 2019 Vorschau ptj Job & Carrer Market Event Kalender Company Directory Seite 74 68 72 79 8 16 22 30 36 40 46 52 64 66

GEWÄHRLEISTUNG DER TECHNISCHEN SICHERHEIT VON GASINFRASTRUKTUREN IN DEUTSCHLAND Alfred Klees, Anika Groos > DVGW – Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches e. V.

10 PIPELINE TECHNOLOGY JOURNAL FORSCHUNG / ENTWICKLUNG / TECHNOLOGIE ENERGIEDARBIETUNG FÜR DEN IN- DUSTRIESTANDORT DEUTSCHLAND In Deutschland besteht derzeit ein jährli- cher Primärenergiebedarf von etwa 3.644 TWh (Abb. 3), der durch verschiedene Energieträger gedeckt wird. 21 Prozent der Primärenergie werden über Erdgas bereit- gestellt. 13 Prozent der benötigten Energie stammen heute bereits aus erneuerbaren Quellen. Die verbleibenden 87 Prozent fossiler Energien sollen langfristig ersetzt werden. Bereits jetzt ist energiepolitisch geplant, den Primärenergiebedarf bis 2040 über mögliche Energieeinsparungen bzw. Effizienzsteigerungen in allen Sek- toren erheblich zu reduzieren. Durch die direkte Erzeugung von Strom über Sonne und Wind entfällt beispielsweise die Abwärme in Kraftwerken, welche in Kohle- kraftwerken größer ist als die Menge an erzeugtem Strom. Unterstellt man Einsparungen von jährlich etwa 3 Prozent, verbleiben weiterhin gut 50 Prozent des aktuellen Primärenergie- einsatzes. Selbst wenn man annimmt, dass gegenüber dem derzeitigen Trend eine 3-prozentige Energieminderung jedes Jahr bis 2040 umgesetzt werden könnte, verbleibt dennoch etwa die Hälfte des heutigen Energieverbrauchs (also etwa 2.000 TWh), welche nachhaltig ge- deckt werden müssen [4]. Die aktuell dominierenden Quellen für erneuerbaren Strom sind Windkraft- und Abbildung 2: Aufgrund seiner zentralen geopolitischen Lage ist Deutschland eine Drehscheibe für Gasim- und exporte Quelle: ENTSOG Aufgrund der geografischen Lage fungiert Deutschland als eine Art Drehscheibe für Gasim- und -exporte und nimmt somit eine zentrale Rolle im Verbund der euro- päischen Gasinfrastrukturen ein (Abb. 2). Hierbei erfüllt das deutsche Gasnetz die Aufgabe, sowohl Import- und Exportpunkte als auch Produktions- und Verbrauchs- schwerpunkte miteinander zu verbinden. Damit stellt es eine der komplexesten technischen Strukturen in Europa dar. Der Gasverbrauch unterliegt starken Schwankun- gen und ist u. a. abhängig von Saison, Tageszeit und ökonomischen Zyklen. Kurzzeitige Ungleichgewichte zwischen Angebot und Nachfrage können direkt im Transportnetz abgefangen werden. Dank seiner geo- logischen Ausprägung verfügt Deutschland über eine auskömmliche Untertagespeicherkapazität, sodass auch größere Verbrauchsschwankungen problemlos ausgeglichen werden können [5]. Fotovoltaikanlagen, was sich aufgrund der Limitierungen von Biomasse, Wasserkraft und Geothermie auch als zukünftiger Trend abzeichnet. „Strom“ soll energiepolitisch mehr und mehr den Ein- gang in Anwendungsbereiche wie Haushalte und Indust- rie finden – es entsteht der Eindruck, dass die (Energie-) Welt auf eine vollständig integrierte Elektrizitätswelt (All-Electric-World) zusteuert: Energie wird dabei als “Das deutsche Gasnetz hat eine doppelte Aufgabe: Erstens, die Verknüpfung von Im- port- und Exportstellen und zweitens, die Verknüpfung der wichtigsten Produktions- und Verbrauchsstellen. Damit ist sie eine der kom- plexesten technischen Strukturen in Europa. Anika Groos

12 PIPELINE TECHNOLOGY JOURNAL FORSCHUNG / ENTWICKLUNG / TECHNOLOGIE WIE SICHER SIND DIE GASINFRA- STRUKTUREN DEUTSCHLANDS? Die Gewährleistung eines hohen technischen Sicherheits- standards in den Gasversorgungssystemen ist auch im Zuge der fortschreitenden nationalen und europaweiten Regulierung der Gasmärkte, dem aktuellen Strukturwan- del in der Unternehmenslandschaft sowie dem grund- legenden Umbau der Energieversorgungssysteme in Deutschland und in Europa das höchste Ziel volks- und betriebswirtschaftlichen Handelns. Der DVGW hat das Anfang der 1990er Jahre ins Leben gerufene ganzheitliche Sicherheitskonzept weiterent- wickelt und damit einen Meilenstein für die Bewertung und Verminderung von Schäden und Unfällen in der Gasversorgung gesetzt. Grundlage für die Erarbeitung des ursachenorientierten Maßnahmenkatalogs ist die statisti- sche/stochastische Analyse von Ereigniserhebungen aus der Schaden- und Unfallstatistik des DVGW. Mit deren Hilfe konnten für jede ursachenrelevante Zielgruppe konkrete Technik- und Verfahrensverbesserungen sowie weitere Schulungs- und informatorische Maßnahmen entwickelt und eingeführt werden, die für ein nachhaltig hohes Sicherheitsniveau in der deutschen Gasversorgung Sorge tragen. Abbildung 5 dokumentiert die daraus resul- tierende, deutliche Reduktion der spezifischen Unfallrate im deutschen Gasnetz [3]. Die aus den Ereignisanalysen entwickelten Maßnahmen sind Zug um Zug in den über das DVGW-Regelwerk ko- difizierten Stand der Technik eingeflossen und gewähr- leisten einen vergleichsweise hohen Sicherheitsstan- dard (Abb. 5), hier fokussiert auf Gasfernleitungen. Den Hauptanteil der Ereignisursachen stellen mechanische Fremdeinwirkungen sowie an zweiter Stelle Korrosions- schäden dar (Abb. 5). Materialfehler und unsachgemäßes Arbeiten (z. B. Anbohr-, Montage-, und Baufehler) folgen an dritter Stelle. Incidents/1,000km of pipeline length “Mit der Weiterentwicklung des Anfang der 90er Jahre entwickelten, umfassenden Sich- erheitskonzeptes hat der DVGW einen Meilen- stein bei der Bewertung und Reduzierung von Schäden und Vorfällen in der Gasversorgung um 90 Prozent in den letzten 30 Jahren gesetzt.... Alfred Klees GANZHEITLICHES DVGW-SICHERHEITSKONZEPT Im Fokus des ganzheitlichen Sicherheitskonzepts des DVGW liegen geeignete Maßnahmen, die in allen korre- spondierenden Technikbereichen implementiert werden (Abb. 6). Es erfolgt also keine Beschränkung auf die Re- gelwerksarbeit. So spielen u. a. die Qualifizierungen und Zertifizierungen von Produkten, Personen, Dienstleistern und Managementsystemen sowie von Unternehmen eine bedeutende Rolle. Entsprechend den hohen Standards des Regelwerks werden u. a. die nachfolgenden Qualitätsanforderungen formuliert: • Die Technik der Gasversorgung und Gasanwendung unterliegt strengen gesetzlichen Regelungen wie z. B. dem Energiewirtschaftsgesetz (EnWG), der Gas- hochdrucksleitungsverordnung (GasHDrLtgV), der Niederdruckanschlussverordnung (NDAV) und der Musterbauordnung (MBO), in denen die Beachtung und Einhaltung des DVGW-Regelwerks als allgemein anerkannte Regel der Technik bzw. als Stand der Technik verankert sind. • Die in der Gastechnik eingesetzten Produkte, die als Dienstleister tätig werdenden Unternehmen und die für die prüftechnische Abnahme von Gasanla- gen eingesetzten Sachkundigen/ Sachverständigen werden auf Basis des DVGW-Regelwerks geprüft und zertifiziert. DVGW DVGW 0,05 itel der Präsentation, Arial 38pt hole Optionaler Untertitel, Arial 28pt a F l i hole rupture unknown rupture unknown 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0 m k 0 0 0 1 , / s t n e d c n i I 1980 1990 2000 Year r y · m k 0 0 0 1 r e p y c n e u q e r f e r u 0,04 0,03 0,02 0,01 0,05 0,04 0,03 0,02 r y · m k 0 0 0 1 r e p y c n e u q e r f e r u 2010 l i a F 2020 0,01 0 external interference corrosion constr/material hot tapping ground unknown gender, Arial 24pt Abbildung 5: Links: Zeitliche Entwicklung von Unfällen an Gasrohrleitungen in Deutschland: Seit 1980 ist die Unfallrate um 90 % gesunken. Rechts: DVGW Unfälle in Abhängigkeit der Ursachen (1.000 km * Jahr) constr/material hot tapping corrosion external ground unknown 0 interference

14 PIPELINE TECHNOLOGY JOURNAL FORSCHUNG / ENTWICKLUNG / TECHNOLOGIE Auch in vergleichbaren Regelwerken, wie z. B. der TRFL (Technische Regel für Rohrfernleitungen), werden keine Angaben für Mindestabstände zu bebauten Gebieten ge- nannt, wie durch eine Rückfrage des Landtages von Ba- den-Württemberg an das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) deutlich wird: (Landtag von Baden-Württemberg, Drs. 14/6687, S. 28): „In Kenntnis des Forschungsberichtes der BAM wird auch die neue TRFL keine generellen Vorgaben für einzuhaltende Mindestabstände zu Gebieten mit Wohnbebauung enthal- ten. Das BMU teilte mit, dass die Neufassung der TRFL be- wusst auf die Festsetzung von solchen Sicherheitsabstän- den verzichte. Man müsse im Einzelfall entscheiden, welche konkreten Maßnahmen man ergreife. Einzelfall in diesem Sinne seien Sondersituationen, wie sie in der Nr. 5.2.5 TRFL angesprochen und behandelt werden. Nachdem die in die- ser Ziffer genannten Einzelmaßnahmen nicht abschließend („z. B.“) aufgeführt seien, könne man die Erhöhung des Abstandes zu diesen Maßnahmen rechnen. Das bedeute, dass im konkreten Einzelfall zu prüfen sei, ob durch eine/ mehrere der genannten Maßnahmen das konkrete erhöhte Gefährdungspotential ausgeglichen werden könne/müsse, wobei allein durch die Nähe zur Wohnbebauung noch nicht eine derartige Sondersituation gegeben sei.“ Insgesamt ist damit auch der Stand der Technik im Sin- ne der TRFL ein anderer, als das OVG in seinen Eilbe- schlüssen annimmt. Weiterhin ist zu beachten, dass im BAM-Forschungsbe- richt 285 teilweise weit in der Vergangenheit liegende Pipelineunfälle bewertet werden. Höchst bedeutsam ist es daher, dass die meisten der dort ausgewerteten Unfälle mit Leitungen verbunden sind, die nach einem heute überholten Stand der Technik errichtet worden sind. Ein anderer großer Teil der Unfälle wiederum ist im außer europäischen Ausland unter Zugrundelegung anderer Regelwerke vorgekommen. Zudem werden ausschließlich Schadensauswirkungen betrachtet, Unfallursachen oder Schadenseintrittswahrschein- lichkeiten bleiben ausgeblendet. Die Ermittlung von Schadensausmaßen, wie die im Forschungsbericht genannten Gefährdungsradien, oder die Berechnung von Risiken durch den Betrieb von Gasleitungen sind insoweit von sehr begrenzter Aussagekraft [6]. Der Verwaltungsgerichtshof (VGH) Mannheim hat am 14. November 2011 [2] einen Beschluss zu dem BAM-For- schungsbericht erlassen, in dem er sich von der Behaup- tung, der Forschungsbericht würde konkrete Mindestab- stände fordern, distanziert. Außerdem wird in dem Beschluss dargelegt, dass der Stand der Technik auch ohne die Formulierung eindeutiger Mindestabstände si- chergestellt werden kann. Ferner hat der VGH Mannheim die grundsätzliche Empfehlung ausgesprochen, nur dann von den Festlegungen des in den Regelwerken niederge- legten Standards abzurücken, wenn gesicherte Erkennt- nisfortschritte in Wissenschaft und Technik vorliegen. Obwohl bereits in der im Jahre 2011 veröffentlichten Stellungnahme des DVGW zum Eilbeschluss des OVG Lüneburg deutlich wird, dass unter Anwendung des DVGW-Regelwerks die Einhaltung des Standes der Tech- nik gewährleistet wird, hat sich der DVGW ergänzend auf wissenschaftlicher Ebene mit der sichertechnischen Be- wertung der Integrität von Gasfernleitungen befasst [6]. TECHNISCHE REGELSETZUNG AUF BASIS WISSENSCHAFTLICHER UNTERSUCHUNGEN Der DVGW-Projektkreis „Sicherheit von Gasfernleitun- gen“ hat die wissenschaftlichen Untersuchungen be- gleitet und die gewonnenen Ergebnisse für die konkrete Regelsetzungsarbeit der DVGW-Fachgremien verdichtet. Die nachstehend aufgeführten Leitplanken werden zwi- schenzeitlich im Kontext der technischen Regelsetzung entsprechend beachtet: • Das deterministische Sicherheitskonzept der Re- gelsetzung wird beibehalten, wobei probabilistische Ergänzungen möglich sind. • Der Schutz von Mensch und Umwelt ist durch das Regelwerk zu sichern; heute in der Praxis angewand- te Schutzmaßnahmen aus der Anwendungspraxis sind in das Regelwerk aufzunehmen. • Die Regelwerksdokumente müssen den Stand der • Technik wiedergeben und alle Erkenntnisquellen einbeziehen. Bei der Regelsetzung sind insbesondere die Er- eignisse und Ergebnisse aus Schadensstatistiken (DVGW-Schadens- und -Unfallstatistik (G 410), Euro- pean Gas pipeline Incident data Group(EGIG) etc.) zu berücksichtigen. • Das Schadensszenario Worst Case (z.B. Vollabriss) • ist zu berücksichtigen. Sicherheitstechnische Maßnahmen müssen verbind- lich vorgegeben, in ihrer Wirksamkeit, Verfügbarkeit und Genauigkeit bewertet und regelmäßig mit neuen Erkenntnisquellen abgeglichen werden. • Das potenzielle Risiko muss bei Art, Anzahl und Wirksamkeit der Schutzmaßnahmen berücksichtigt werden. Damit die Umsetzung der genannten Leitplanken nach- vollziehbar dargestellt werden kann, wurde zugleich eine methodische Vorgehensweise entwickelt, bei der die Ziel- setzung für jeden Projektkreis, der mit der Bearbeitung eines Regelwerksdokumentes beauftragt wird, verbind- lich vorgegeben und durch die Mitglieder bestätigt wird.

INTEGRIERTES SICHERHEITSKONZEPT DES DVGW FÜR DIE STATISTISCHE PRÜFUNG VON VORFÄLLEN Frank Dietzsch > DVGW – Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches e. V.

18 PIPELINE TECHNOLOGY JOURNAL FORSCHUNG / ENTWICKLUNG / TECHNOLOGIE (FNB). Bei den Leitungen wurde zusätzlich nach den Drücken MOP ≤ 16 bar und MOP > 16 bar unterschieden. Für die erste Auswertung wurde eine Mittelwertbildung der freigegebenen Daten der Erfassungsjahre 2011 bis 2014 durchgeführt. Ein Vergleich der Summe der Leitungslängen aus der Strukturdate- nerfassung des DVGW (Mittelwert 2011 bis 2014: 318.537 km) mit der Summe der Lei- tungslängen der Netzstrukturdaten 2014 der BNetzA [5] (518.683 km) weist einen Erfassungsgrad von 66 % aus. Bei Leitun- gen MOP > 1 bar liegt der Erfassungsgrad sogar bei 93 %. Bei den Hausanschlüssen erfolgt die Unterscheidung nach Druck (MOP), Durchmesser und Werkstoff. Insgesamt sind 7.987.656 Hausanschlüsse mit einer Gesamtlänge von 131.946 km erfasst. Abbildung 1 gibt die prozentuale Aufteilung in den jeweiligen Unterscheidungskriterien wieder. 72 % aller Anschlüsse nutzen PE als Werkstoff. Dies spiegelt den hohen Netzzubau in den letzten Jahrzehnten und einen hohen Erneuerungsgrad an Hausanschüssen in der Gaswirtschaft wider. Es wurden ca. 300 Tkm Leitungen von VNB erfasst. Auch hier dominiert inzwischen der Anteil an Kunst- stoff. 54 % der Leitungen bestehen aus PE und 37 % aus Stahl. Grauguss spielt mit 0,8 Promille am Gesamtlei- tungsbestand keine Rolle mehr. Betrachtet man die Al- tersstruktur, so kann man feststellen, dass 47 % der Lei- tungen zwischen 1990 und 2014 errichtet oder erneuert wurden. Das zeugt von einem jungen und modernen Gasnetz, was auch die Werkstoffstruktur mit PE und PE-Umhüllung bereits belegte. Das Durchschnittsalter des Netzes beträgt ca. 30 Jahre. Die Fernleitungsnetzbetreiber verfügen laut der DVGW-Statistik über einen gemeldeten Leitungsbe- stand von 21.024 km. Bei den Leitungen im Druckbe- reich MOP > 16 bar wurde bei den FNB in der Erfassung “Alle Betreiber gastechnischer Ener- giesysteme müssen ihre Bestandsdaten jährlich an den DVGW übermitteln. Wie in der Vergangenheit sind die Vorfallsdaten unmittel- bar nach Eintritt eines Vorfalls an den DVGW, an den Energiebeauftragten des Landes und an das Bundesministerium für Wirtschaft, Mittel- stand und Energie zu melden. Frank Dietzsch Abbildung 2: Datenerhebung und Berichtswesen nach DVGW G 410 (A) Alle Betreiber von gastechnischen Energieanlagen im Sinne des EnWG müssen somit ihre Bestandsdaten im jährlichen Turnus an den DVGW melden. Ereignisda- ten sind wie bisher sofort nach Ereigniseintritt an den DVGW, die betroffene Energieaufsicht des Bundeslandes und dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie zu melden. Hiervon ausgenommen sind Ereignisse mit reiner Freisetzung von Gas aus Leitungen oder Haus- anschlüssen ohne weitere Konsequenzen, die einmal jährlich zu einem Stichtag gemeldet werden müssen. Die vom Betreiber gelieferten Daten werden vom DVGW vertraulich behandelt (vgl. Abbildung 2). Der DVGW erstellt in sinnvollen zeitlichen Abständen einen standardisierten Bericht und veröffentlicht diesen. Der Bericht enthält nur aggregierte Daten, die keine Rückschlüsse auf einzelne Betreiber zulassen, wohl aber die allgemeinen Entwicklungen der Branche widerspie- geln. Der Bericht enthält Aussagen über die Entwick- lung zum Leitungs- und Anlagenbestand und zu Trends sicherheitstechnischer Kennzahlen. Der erste Bericht wurde im Jahr 2016 veröffentlicht [4]. ERGEBNISSE DER DATENAUSWERTUNG AUS DEN JAHREN 2011 BIS 2014 Bestandsanalyse leitungen und HausanscHlüsse Die Erfassung der Daten erfolgte strukturiert nach Hausanschlüssen, Leitungen der Verteilnetzbetreiber (VNB) und Leitungen der Fernleitungsnetzbetreiber

20 PIPELINE TECHNOLOGY JOURNAL FORSCHUNG / ENTWICKLUNG / TECHNOLOGIE Versorgungsleitungen aus Kunststoff ist. Bei den Haus- anschlüssen aus metallenen Werkstoffen ist ein hoher Anteil von Korrosion als Ereignisursache festzustellen. Im Vergleich zu allen anderen Werkstoffen ist die Scha- densrate von 0,8 Ereignissen pro Kilometer bei Hausan- schlüsse aus Duktilguss (GGG) am höchsten. Die metallenen Versorgungsleitungen weisen einen er- höhten Anteil an Korrosion als Ursache von Ereignissen auf, der Anteil liegt bei bituminierten Stahlleitungen bei etwa 80 %. Der Anteil liegt bei jüngeren Stahlleitungen mit PE-Umhüllung deutlich niedriger. Im Durchschnitt liegen die Ereignisraten bei Stahlleitungen mit bitumi- nierter Umhüllung und kathodischem Korrosionsschutz (KKS) bei ca. einem Sechstel im Vergleich zu bitumi- nierten Stahlleitungen ohne KKS. Im Vergleich zu den kunststoffummantelten Stahlleitungen ist hier der posi- tive Einfluss des KKS klar erkennbar, was nicht zuletzt eine Folge des höheren Leitungsalters ist. Auch bei den Versorgungsleitungen weist der Werkstoff Grauguss (unbehandelt) die höchste Ereignisrate (0,363 Ereignis- se pro Kilometer) auf. Für Leitungen der FNB liegt die Anzahl der Ereignisse bei nur 2,2 Promille der Anzahl von Versorgungsleitun- gen der VNB. Daher wird die statistische Auswertung auf die Betrachtung der Ereignisursache beschränkt. Den Hauptanteil der Ereignisursache stellt Korrosion sowie an zweiter Stelle die mechanische Fremdeinwir- kung dar. Materialfehler und unsachgemäßes Arbeiten (z.B. Anbohr-, Montage- und Baufehler) folgen gemein- sam an dritter Stelle. Die Betrachtung der Verteilung aller Ereignisse mit erfasster Leckagegröße ergab für den Betrachtungs- zeitraum, dass ca. 56 % der Ereignisse eine sehr kleine Größe aufweisen (z.B. Korrosionsleckage), wohingegen nur 1,4 % der Ereignisse mit einem sehr großen Gasaus- Abbildung 5: Verlauf der sofortmeldepflichtigen Ereignisse seit 1981 “Im Zeitraum von 1981 bis heute ist die Tendenz der absoluten Gesamtzahl der Vorfälle um 90 Prozent gesunken und bewegt sich der- zeit auf einem historisch niedrigem Niveau von 0,01 Vorfällen pro 1.000 km pro Jahr. Frank Dietzsch tritt verbunden war. Bei ca. 30 % aller Ereignismeldungen konnte keine qualifizierte Leckagegröße (entspricht unbekannte Leckagegröße) angegeben werden. sofortmeldepflicHtige ereignisse an eigenanlagen der netzBetreiBer Der Verlauf der sofortmeldepflichtigen Ereignisse an Ei- genanlagen der Netzbetreiber seit 1981 ist in Abbildung 5 dargestellt. Die Rate der sofortmeldepflichtigen Ereignisse zeigt insbesondere für die auf die Betriebserfahrung bezo- gene Anzahl in den letzten 20 Jahren eine kontinuierliche Verringerung. Für den Betrachtungszeitraum von 2011 bis 2014 liegt als Hauptursache aller sofortmeldepflichtigen Ereignisse die mechanische Fremdeinwirkung mit 39 %, gefolgt von der thermischen Fremdeinwirkung mit 25 %. sofortmeldepflicHtige ereignisse an Kundenanlagen Das Verhältnis der sofortmeldepflichtigen Ereignisse pro Jahr zu der Anzahl der erdgasbeheizten Wohnungen [7] für den Zertraum seit 1981 ist in Abbildung 6 dargestellt. Ebenso wie bei den sofortmeldepflichtigen Ereignisse an Eigenanlagen der Netzbetreiber weisen die sofortmel- depflichtigen Ereignisse an Kundenanlagen eine kon- tinuierliche Abnahme auf. Insgesamt zeigt sich in den letzten 15 Jahren, das zwischen 1 bis 2 Unfällen pro eine Million erdgasbeheizte Wohnungen je Jahr auftreten. Für den Zeitraum 2000 bis 2014 verteilen sich die sofortmeldepflichtigen Ereignisse nach den Ursachen auf Mängel an Bauteilen „Technische Mängel“ z. B. Gasleitungsanlage, Gasgerät oder Abgasanlage (34 %), installationsbedingte Män- gel „Installationsfehler“ (10 %) und kundenverursachte Mängel wie „Vorsätzliche Eingriffe in die Gasanlage“ (28 %), „Bedienungsfehler/ unterlassene Wartung“ (14 %), „Unsachgemäße Eingriffe in die Gasanlage“ (11 %) und „Unzulässige Veränderun- gen der Aufstellbedingun- gen von Gasgeräten“ (3 %). Die kundenverursachten Mängel betragen somit 56 %.

INTEGRALES DVGW-SICHERHEITSKONZEPT FÜR ERRICHTUNG, BETRIEB UND INSTAND- HALTUNG VON GASHOCHDRUCKLEITUNGEN Anika Groos, Detlef Jagozinski > DVGW Michael Kurth > Gasunie Deutschland Dr. Michael Steiner > Open Grid Europe

24 PIPELINE TECHNOLOGY JOURNAL FORSCHUNG / ENTWICKLUNG / TECHNOLOGIE möglich sind. Das Regelwerk muss den Stand der Technik des Transportes mit Gashochdruckleitungen wiedergeben, hierbei sind alle Erkenntnisquellen wie Publikationen, internationale Regelwerke, Erfahrungen, Wissenschaft und Meinungen einzubeziehen. Bei der Regelsetzung sind insbesondere die Ergebnisse aus Schadensstatistiken zu berücksichtigen, z.B. DVGW-Bestands- und Ereignis- datenerfassung entsprechend DVGW-Arbeitsblatt G 410, Ereignisse an Gasleitungen entsprechend DVGW-Merk- blatt G 411, Europäische Ereignisdaten entsprechend EGIG [6, 7, 8]. Die sicherheitstechnischen Maßnahmen aus dem DVGW Regelwerk sind verbindlich vorzugeben, ihre Wirksamkeit, Verfügbarkeit und Genauigkeit muss be- wertet sein und regelmäßig mit neuen Erkenntnisquellen abgeglichen werden. Weiterhin soll das potenzielle Risiko bei Art, Anzahl und Wirksamkeit der Schutzmaßnahmen berücksichtigt werden und sind die in der Praxis bei vielen Betreibern bereits angewendeten Schutzmaßnahmen in das Regelwerk aufzunehmen. Bei der Überarbeitung zeigt sich, dass das auf dem DVGW-Regelwerk basierende integrale, deterministische Sicherheitskonzept für Gashochdruckleitungen betriebs- bewährt ist. Die dementsprechend verlegten Leitungen sind damit technisch sicher, müssen aber weiterhin vor Einwirkungen von außen, wie etwa bei Bauarbeiten durch Dritte, land- und forstwirtschaftliche Geräte oder Boden- bewegungen geschützt werden. Dafür wird im DVGW-Re- gelwerk zur Erreichung der Sicherheit im Schwerpunkt auf zwei Mechanismen gesetzt [9, 10, 11]. Dies sind zum einen die hohe technische Sicherheitsausstattung der Gashoch- druckleitungen und zum anderen der Schutz der Leitun- gen vor äußeren Einwirkungen. Damit die gewählten Si- cherheitsmaßnahmen sinnvollen Schutz gegen möglichen Gefahren bieten können, müssen einerseits alle mögli- chen Gefahren analysiert sowie andererseits die Qualität der entsprechenden Schutzmaßnahmen sehr hoch sein. Um Mensch und Umwelt vor möglichen Gefährdungen zu schützen, müssen über die gesamte Prozesskette von Planung, Errichtung/Inbetriebnahme bis zum Betrieb alle vernünftigerweise nicht auszuschließenden Gefahren systematisch berücksichtigt und mögliche Auswirkungen betrachtet werden [12]. Hier sind geeignete Maßnahmen vorzusehen, um diese Schutzziele zu gewährleisten: • • So muss eine Gashochdruckleitung bei Inbetrieb- nahme eine Belastbarkeit aufweisen, die allen zu er- wartenden Belastungen sicher standhält. Weiterhin dürfen sich die Belastbarkeit sowie die betriebs- und umgebungsbedingten Belastungen im Laufe der Zeit nicht unzulässig verändern oder zusätzliche unzu- lässige Belastungen auftreten. Deshalb sind Ände- rungen von Belastung und Belastbarkeit zustands- bedingt und auswirkungsbezogen zu überprüfen und bei unzulässigen Änderungen Gegenmaßnah- men anzuwenden. Sicherheitstechnische Maßnahmen zur Vermeidung von Gefahren durch z.B. Einwirkungen Dritter oder umgebungsbedingte Gefahren wie Bodenbewegun- gen müssen qualitativ in ihrer Wirkung, Genauigkeit und Verfügbarkeit - beispielsweise statistisch oder durch Betriebsbewährung - nachgewiesen werden, wobei sich die Qualität der Maßnahmen an den möglichen Auswirkungen orientiert. Abbildung 1: Sicherheitsebenen für Gashochdruckleitungen [nach 13]

men für die Errichtung, Inspektion und Wartung alle möglichen sicherheitsrelevanten Aspekte zu berück- sichtigen sind [3], resultiert aus der Betrachtung zurück- liegender Ereignisse insbesondere ein Schwerpunkt auf Maßnahmen zum Schutz der Leitung gegenüber Korrosionsleckagen und Hersteller-/Baufehlern sowie insbesondere Beschädigungen von außen bzw. durch Bodeneinwirkungen. Als Maßnahmen zum Schutz der Leitung sollen hier zusätzliche meist bauliche Maßnahmen bei der Errich- tung, z.B. Markierung der Leitungstrasse, sowie für den Bestand vorwiegend organisatorische Maßnahmen, z.B. wiederkehrende Inspektion insbesondere in Gebieten mit erhöhtem Schutzbedürfnis erfolgen. Solche Gebiete mit erhöhtem Schutzbedürfnis sind z.B. bebaute bzw. neu zu bauende Gebiete, Bereiche von Kreuzungen mit Verkehrswegen oder Gebiete, in denen mit zusätzlichen Einwirkungen auf die Gasleitung zu rechnen ist. Die Maßnahmen zum Schutz der Leitung minimieren die Eintrittswahrscheinlichkeit und damit das Risiko eines Ereignisses. STAND DER TECHNIK FÜR ERRICHTUNG VON GASHOCHDRUCKLEITUNGEN Die revidierte Technische Regel für den Neubau von Gashochdruckleitungen DVGW-Arbeitsblatt G 463 legt den Schwerpunkt bei sicherheitstechnischen Maßnah- men auf bauliche Maßnahmen. So sind bei der Trassie- rung von Gashochdruckleitungen deren Sicherheit und der Schutz von Mensch und Umwelt zu beachten. Dabei sind u.a. der künftige Betrieb der Leitung, vorhan- dene Bodenverhältnisse und mögliche Einflüsse Dritter zu berücksichtigen. 26 PIPELINE TECHNOLOGY JOURNAL FORSCHUNG / ENTWICKLUNG / TECHNOLOGIE Abbildung 4: Ereignisse pro 1000 Kilometer für Leitungen von Fernleitungsbe- treibern ab 16 bar [16] Korrosionsleckagen sowie an zweiter Stelle mechani- sche Fremdeinwirkungen dar. Materialfehler und un- sachgemäßes Arbeiten (z. B. Montage- und Baufehler) folgen gemeinsam an dritter Stelle. Die detaillierte Betrachtung der Verteilung der sofort- meldepflichtigen Ereignisse, die mit Personenschaden, Verpuffung, Explosion, Brand, Trümmerflug oder anderen öffentlichkeitswirksamen Begebenheiten verbunden sind, ist in Abbildung 5 dargestellt. So zeigt sich als Hauptursache für sofortmeldepflichtige Ereignisse an Gashochdruckleitungen über 16 bar mit 74% die mecha- nische Fremdeinwirkung und an zweiter Stelle mit 16% die thermische Fremdeinwirkung. So wie bei den gravierenden Ereignissen aus der europäischen Schadensstatistik EGIG liegen für die Gasleitungen ab 16 bar in Deutschland die sofortmelde- pflichtigen Ereignisse für die mechanischen Fremdein- wirkungen ebenfalls an erster Stelle, liegen aber weit unter den europäischen Wert im Promille-Bereich. Gravierende Ereignisse für Bodenbewegungen sowie Herstellerfehler traten im Betrachtungszeitraum in Deutschland nicht auf. Wäh- rend die Hauptursache der Ereignisse für Gasleitungen ab 16 bar in Europa Schäden durch Dritte darstellen, ist dies für die Leitungen von mehr als 16 bar in Deutsch- land die Korrosionsleckage, was durch die teilweise im Vergleich zu den euro- päischen sehr viel älteren Gasleitungen in Deutschland zu erklären ist. Da entsprechend dem DVGW-Arbeitsblatt G 466-1 bei der Festlegung sicher- heitstechnischer Maßnah- Abbildung 5: Verteilung aller sofortmeldepflichtigen Ereignisse an Hausanschlüssen und Leitungen [16]

28 PIPELINE TECHNOLOGY JOURNAL FORSCHUNG / ENTWICKLUNG / TECHNOLOGIE STAND DER TECHNIK FÜR BETRIEB UND INSTAND- HALTUNG VON GASHOCHDRUCKLEITUNGEN Die Technische Regel für Betrieb und Instandhaltung von Gashochdruckleitungen DVGW-Arbeitsblatt G 466-1 legt dagegen den sicherheitstechnischen Schwerpunkt auf organisatorische Maßnahmen wie beispielsweise zustandsorientierte Inspektionen sowie verkürzte Ins- pektionsintervalle, (z. B. Inspektionszyklen innerhalb der Bebauung). Bei der Festlegung und Durchführung der Inspektions- und Wartungsmaßnahmen müssen mögli- che sicherheitsrelevante Aspekte berücksichtigt werden. Hierzu zählen u.a. Beeinträchtigungen von außen z. B. durch Bautätigkeiten, Bodenbewegungen, Korrosi- on, Herstellungsfehler und Undichtigkeiten. Typische Schutzmaßnahmen sind hier: Strecken- und Dichtheitskontrollen • • Überwachung des kathodischen Korrosionsschutzes • • • Überwachung von Bautätigkeiten in der Nähe von Rohrleitungsinspektionen durch Molchung Bewertung von Bodenbewegungen Leitungen in angemessenem Umfang. Als grundlegende Anforderung für die systematische Betrachtung sind geeignete Qualitätssicherungs- und Managementsysteme sowie insbesondere ein Rohrlei- tungsintegritätsmanagementsystem, z.B. PIMS nach [19] anzuwenden. Ein solches PIMS ist hier zu verste- hen als Reihe von geeigneten Aktivitäten und Verfah- ren, durch die ein Betreiber die Integrität der Gasleitung bewahrt, um einen sicheren und zuverlässigen Betrieb zu gewährleisten. Ein Schwerpunkt der sicherheitstechnischen Festle- gungen konzentriert sich auf entsprechende Zyklen insbesondere für Bereiche innerhalb bebauter Gebiete. So werden angepasste Zyklen für die sekundäre Sicher- heitsmaßnahme Streckenkontrolle vorgegeben und in Gebieten mit erhöhtem Schutzbedürfnis ein wiederkeh- render Nachweis für die Wirksamkeit des Korrosions- schutzes gemäß DVGW-Arbeitsblatt GW 10 [20] gefor- dert. Damit wird die Rolle des Sachkundigen und des Sachverständigen gestärkt [21 - 24]. Molchbare Gashoch- druckleitungen sind ebenso zustandsorientiert, wieder- kehrend zu inspizieren. Typische Zyklen für eine wieder- holte, hier neu definierte „Intensive KKS-Messtechnik“ sowie Inspektionsmolchung sind 10 bis 25 Jahre. Weiterhin werden durch den DVGW sowie die Betrei- ber von Gashochdruckleitungen sicherheitstechnische Maßnahmen zur Vermeidung von Beschädigungen durch Dritte unterstützt. Hier zu nennen sind BALSibau zur Schadensminimierung beim Bau [25, 26] sowie das Bundesweite Informationssystem zur Leitungsre- cherche BIL [27]. In Gebieten mit erhöhtem Schutzbedürfnis, z.B. in bebau- ten bzw. neu zubauenden Gebieten oder in Gebieten, in denen mit zusätzlichen Einwirkungen auf die Gashoch- druckleitung zu rechnen ist, sind ggf. verkürzte Inspek- tionszyklen oder Verbesserungsmaßnahmen in Abhän- gigkeit von der Art des Gebietes und des möglichen Gefährdungspotentials vorzusehen. Zum einen sind entsprechend DVGW-Arbeitsblatt G 466-1 die Zeitabstände von Inspektions- und Wartungs- maßnahmen zustandsorient, unter Berücksichtigung der Betriebserfahrungen, der örtlichen Verhältnisse angemessen festzulegen [3]. Zum anderen ist in Gebie- ten mit erhöhtem Schutzbedürfnis, z.B. in Gebieten mit heranrückender, bereits herangerückter Bebauung und in Gebieten, in denen mit zusätzlichen Einwirkungen auf die Gasleitung zu rechnen ist, als präventive Maßnah- me eine dichtere Kennzeichnung durch Schilderpfähle, Schilder oder Merksteine und ggf. mit vermehrten Warn- hinweisen und Informationen vorzusehen. Diese neu zu setzenden Schilderpfähle, Schilder oder Merksteine sind entsprechend DVGW-Arbeitsblatt G 463 grundsätzlich auf der Leitungsachse und in Sichtweite zueinander anzuordnen. Sollte diese Markierung aus örtlichen Gegebenheiten heraus von der Leitungsach- se entfernt stehen, ist die Richtung und Entfernung zur Leitungsachse anzugeben [3]. LAUFENDE AKTIVITÄTEN Im Zuge der laufenden Aktualisierung des DVGW-Regel- werkes erfolgt aktuell die Überarbeitung der sicherheit- stechnischen Festlegungen zu den Themen Betriebs- molchungen (DVGW-Merkblatt G 450), Maßnahmen bei Bauarbeiten (DVGW-Hinweis GW 315) und Grundsätze und Organisation des Bereitschaftsdienstes (DVGW-Ar- beitsblatt GW 1200). Ebenso erfolgt in DVGW Projektkreisen die systema- tische Bewertung und Begründung von sicherheit- stechnischen Festlegungen für Errichtung, Betrieb und Instandhaltung sowie die Untersuchung von Ereignis- sen durch Dritte. ZUSAMMENFASSUNG UND FAZIT Bei der Überarbeitung der DVGW-Arbeitsblätter G 463 und G 466-1 zeigt sich, dass das hier dargestell- te, auf dem DVGW-Regelwerk basierende, integrale Sicherheitskonzept für Gashochdruckleitungen sich im Betrieb bewährt hat, so dass dementsprechend verlegte Leitungen technisch sicher sind. Dennoch müssen die-

DIE VORTEILE DES DVGW TSM – EIN SYSTEM FÜR TECHNISCHES SICHERHEITSMANAGEMENT Peggy Zeppei > ONTRAS Gastransport

32 PIPELINE TECHNOLOGY JOURNAL FORSCHUNG / ENTWICKLUNG / TECHNOLOGIE “Mit einem solchen System stellt ein Un- ternehmen eine professionelle Reaktion im Nor- malbetrieb und im Notfall sicher. Peggy Zeppei ten und dem Unternehmen ermöglichen, seine Umwelt- ziele zu erreichen. Dazu muss ein Unternehmen seine wesentlichen Umwelteinflüsse und damit verbundene Auswirkungen ermitteln und geeignete Kriterien ent- wickeln, um seine für die Umwelt relevanten Prozesse zu kontrollieren und zu verbessern. Dabei überwacht es, ob die umweltbezogenen Ziele erreicht wurden und dokumentiert mit geeigneten Indikatoren die Verbesserung. Für den Arbeitsschutz ist OHSAS 18001 eine vielfach angewandte Norm. Sie legt die Anforderungen an das Managementsystem für den Arbeitsschutz eines Unternehmens fest. Diese Anforderungen beinhalten beispielsweise Arbeits- schutz-Kriterien, einschließlich der Verfahren zur Orga- nisation des Arbeitsschutzes und potenzieller Gefahren und Risiken innerhalb eines Unternehmens. TECHNISCHES SICHERHEITSMANAGEMENT (TSM) Systeme für technisches Sicherheitsmanagement zielen darauf ab, die Risiken organisatorischer Fehler bzw. des sogenannten Organisationsversagens so gering wie möglich zu halten. Das System für technisches Sicherheitsmanagement des DVGW basiert auf der Einhaltung von Gesetzen, den Vorschriften und den allgemein anerkannten Regeln der Technik, die überall in der Industrie gelten und für alle Unternehmen gleich sind. Daher bieten die technischen Regeln, DIN-Normen und Regelungen des DVGW Rechtssicherheit und sind die Basis für alle Aktivitäten in der Gasindustrie. Der Vorteil dieses TSM-Systems ist, dass der DVGW als Verein wirtschaftlich unabhängig, neutral und nicht gewinnori- entiert agiert. Zudem stellt der DVGW die Transparenz der Prozesse beim Aufstellen und Entwickeln von Rege- lungen sicher. die Anforderungen an die Qualifikation und Organisati- on des normalen Betriebs der Gas-Infrastruktur festge- legt sind, und die technische Regel G1001 aus dem Jahr 2015, in der das Risikomanagement für die technische Gas-Infrastruktur definiert wird. Da das Unternehmen außerdem für den Betrieb von 22 Biomethan-Einspeiseanlagen verantwortlich ist, sind auch die technischen Regeln G 1030 aus dem Jahr 2010 relevant, welche die Anforderungen an die Organisation und Qualifikation von Biogasanlagenbe- treibern festlegen. Im Einzelnen beinhaltet das TSM des DVGW (nachfolgend als „TSM“ bezeichnet) einen Prozess ständiger Aktuali- sierung, in dem sich die neuesten gesetzlichen Voraus- setzungen niederschlagen. Es handelt sich um ein Managementsystem für tech- nische Sicherheit, das sich seit 1999 in der deutschen Versorgungsindustrie bewährt hat. Das System ist ein bedeutender Bestandteil der techni- schen Selbstverwaltung der Energiewirtschaft und beruht im Wesentlichen auf dem Know-how und dem Engage- ment der Experten aus der Industrie. Ein regelmäßiger Re-Zertifizierungsprozess sorgt für systematische Aktua- lisierungen des ganzen Systems und seiner Vorteile. Das TSM konzentriert sich auf die Organisation des Unternehmens. Ausgehend von der Gesamtsicht analy- siert das TSM schrittweise bis ins Detail die Organisati- onsstrukturen. Gezielt sucht es dabei nach eindeutigen Definitionen für die technisch-fachlichen Zuständigkei- ten und Funktionen. Damit verhindert es insbesondere eine Kompeten- züberschneidung, die als eine der Hauptursachen von Fehlern gilt. Mit der Vorgehensweise von der Gesamtsicht zum Detail prüft das TSM die Prozesse innerhalb der Orga- nisation wie auch der Abteilungen des Unternehmens. Es versucht, die wichtigen Arbeitsprozesse zu erfassen und die beteiligten Organisationseinheiten zu koordi- nieren. Ziel ist es, transparente Prozesse zu entwickeln, die bei Bedarf aktualisiert werden. Für ONTRAS als Deutschlands zweitgrößtem Gastrans- portnetzbetreiber sind die relevanten TSM-Regelungen die technische Regel G 1000 aus dem Jahr 2005, in der Als Unterstützung für Unternehmen bei der Einführung eines eigenen TSM-Systems bietet der DVGW ein breites Spektrum an Leitfäden mit Checklisten und Fragenkata-

34 PIPELINE TECHNOLOGY JOURNAL FORSCHUNG / ENTWICKLUNG / TECHNOLOGIE “Der systematische Ansatz ermöglicht ein kontinuierliches Lernen und Verbessern der Pro- zesse und der Weiterbildung der Mitarbeiter. Peggy Zeppei • • • ordnungsgemäß mit ihnen umgegangen? Ist das erforderliche Material vorhanden und wird es ordnungsgemäß gelagert? Ist die Sicherheit der Baustelle gewährleistet? Sind die Gerüste, Leitern und Trittleitern vorhan- den, geprüft und am richtigen Ort? • Verwenden die Mitarbeiter bei der Arbeit die ange- • • messene persönliche Schutzausrüstung? … Sind die Bagger, Krane, Bohrmaschinen in betriebs- bereitem Zustand und sind sie ordnungsgemäß untergebracht, geprüft und gewartet? BEISPIEL 2: ÜBERPRÜFUNG VON FAHRZEUGEN FÜR DEN BEREITSCHAFTSDIENST ONTRAS hat eine weitere App entwickelt, um die Fahr- zeuge für den Bereitschaftsdienst zu überprüfen. Die App prüft den Bereitschaftsplan (beispielsweise auf Aktualität, Telefonliste) und auch, ob sich ein Mobiltele- fon im Wagen befindet. Insgesamt gibt sie eine schnelle Antwort auf die allgemeine Frage, ob das betreffende Fahrzeug ordnungsgemäß ausgestattet ist, indem sie die Sperrschichtmaterialien, die Messgeräte, die Notbe- leuchtung, die Bordwerkzeuge, Pläne und Dokumente, die Kamera und die sonstige Fotoausrüstung, den Feuer- löscher usw. abfragt. ABLAUF DES ZERTIFIZIERUNGS- PROZESSES FÜR DAS TSM Wie der Prozess eines typischen TSM-Audits abläuft und wie ein Unternehmen am Ende das geplante Zer- tifikat erhält, erläutert das Beispiel der TSM-Zertifizie- rung von ONTRAS. Nachdem das Unternehmen den DVGW darüber infor- miert hat, eine TSM-Zertifizierung anzustreben, erhält es einen Prüfungskatalog mit den entsprechenden Leit- sätzen und Fragen. Auf dieser Grundlage beantwortet das Unternehmen den umfassenden Fragebogen zur vorläufigen Überprüfung und bereitet die angeforderten Dokumente vor, wie zum Beispiel Organigramme, die Or- ganisation der Abteilungen, relevante Regelungen usw. Bei einem ersten Audit prüfen die Auditoren des DVGW während mehrerer Prüfungsgespräche stichprobenartig die vorliegenden Dokumente und sehen sich die Prozes- se im Einzelnen an. Anschließend geben die Auditoren ihren ersten Eindruck wieder und legen erste Ergebnisse ihrer Prüfung vor. Verlief danach alles wie erwartet und waren die Ergebnisse positiv, versendet der DVGW den vollständigen Prüfbericht zusammen mit dem TSM-Zer- tifikat, das für mindestens zwei Jahre gültig ist. Danach muss es turnusgemäß durch weitere Audits erneuert werden. Diese Audits konzentrieren sich dann haupt- sächlich auf ausgewählte Prozesse. Sollte das Ergebnis des ersten Audits dagegen negativ ausfallen, kann das Unternehmen den ganzen Prozess wiederholen. Dabei kann es natürlich die Ergebnisse des ersten Audits berücksichtigen und versuchen, die nega- tiv eingestuften Prozesse und Dokumente entsprechend zu aktualisieren und zu optimieren. Durch die TSM-Zertifizierung kann ONTRAS die Sicher- heit für Mitarbeiter, Transportsystem und Anlagen konti- nuierlich weiter verbessern. Gleichzeitig werden dadurch organisatorische Risiken so gering wie möglich gehal- ten. Ferner ist auch der Umgang mit den Dienstleistern sowie die Kontrolle der erbrachten Leistungen einfacher und die Prozesse sind transparenter. So vermeidet z. B. das umfassende Baustellenbesich- tigungssystem mit seiner App technische Fehler sowie Verstöße gegen Gesetze und interne Regeln. 2017 besichtigte ONTRAS beispielsweise 880 Baustel- len und verzeichnete dabei ca. 80 Auffälligkeiten. Die meisten davon wurden rasch beseitigt. Unter dem Strich ist es immer sinnvoll und kosten- günstiger, Schäden durch vorsorgliches Handeln zu vermeiden statt sie erst im Nachhinein festzustellen und zu beheben. Autor Peggy Zeppei ONTRAS Gastransport GmbH Leiterin zentrale Dienste peggy.zeppei@ontras.com

HÖHERE SICHERHEIT DURCH SACHVERSTÄNDIGENPRÜFUNGEN Christian Engel > TÜV NORD Systems ABSTRACT Bei der Errichtung von Rohrleitungsanlagen zum Transport und zur Speicherung brennbarer, ätzender oder giftiger Gase und wassergefährdender Flüssigkeiten ist die Prüfung durch unabhängige Sachverständige ein wesentlicher Aspekt der Qualitätssicherung und trägt maßgeblich zur Sicherheit dieser Anlagen bei. Dies gilt aber nicht nur für Neubauprojekte, sondern auch bei Änderungen, Umbauten oder Instandhaltungsmaßnahmen. Diese Vorge- hensweise hat sich in Deutschland seit vielen Jahrzehnten bewährt und trägt dazu bei, dass diese Anlagen zu den sichersten der Welt gehören.

38 PIPELINE TECHNOLOGY JOURNAL FORSCHUNG / ENTWICKLUNG / TECHNOLOGIE BetrieB Während des Betriebs werden Rohrfernleitungsanlagen, die der Rohrfernleitungsverordnung unterliegen wieder- kehrend alle 2 Jahre durch unabhängige Sachverständi- ge geprüft. Auch Anlagen die dem Bergrecht unterliegen, werden wiederkehrend geprüft. Die Prüfungen erstre- cken sich auf den Zustand, die ordnungsgemäße Funkti- on der Sicherheitseinrichtungen und des KKS sowie die Dichtheit der Rohrfernleitung. Darüber hinaus ist eine Vielzahl weiterer qualitätssi- chernder Prüfungen durch Sachverständige möglich. Diese reichen von der Auswahl und Überprüfung ge- eigneter Inspektionsmolche über die Begleitung der Inspektionsmolchung und Auswertung der Ergebnisse von Inspektionsmolchungen, bis zu Lebensdauerab- schätzungen und Schadensuntersuchungen. Bei Änderungen im Umfeld der Rohrleitungsanlage z.B. Errichtung von Neubaugebieten, Neubau von Straßen etc. können Stellungnahmen des Sachverständigen dafür sorgen den sicheren Zustand der Rohrleitung zu gewährleisten, in dem bestimmte Maßnahmen zur Siche- rung und zum Schutz der Rohrfernleitung vom Sachver- ständigen festgelegt werden. stilllegung Im Rahmen der Stilllegung wird bei bestimmten Rohr- fernleitungen, insbesondere Rohrfernleitungen zum Befördern wassergefährdender Stoffe die ordnungsge- mäße Entleerung und Reinigung durch Sachverstän- dige geprüft. Hierdurch wird sichergestellt, dass durch stillgelegte Leitungsabschnitte keine Gefährdung von Personen und der Umwelt eintritt. AUSWIRKUNGEN DER QUALITÄTSÜBERWACHUNG Die Qualitätsüberwachung durch Sachverständige führt im Ergebnis zu einer sicheren, qualitativ hochwertigen Rohrfernleitung mit langer Lebensdauer und geringen Kosten während des Betriebs. Durch die Einbindung unabhängiger Sachverständiger wird darüber hinaus die Haftung des Bauherrn minimiert, da grobe Fahrlässigkeit in der Regel auszuschließen ist. Auch wenn die Qualitätsüberwachung niemals flä- chendeckend sein kann und immer nur in Stichproben durchgeführt wird, kann durch konkretes Aufdecken von Fehlern und die rechtzeitige Einleitung von Kor- rekturmaßnahmen eine höhere Qualität erzielt werden. Darüber hinaus kommt ein psychologischer Effekt zum Tragen, da in der Regel alle Beteiligten eine höhere Qualität abliefern, wenn bekannt ist, dass “Die Qualitätsüberwachung durch ex- terne Experten führt zu einer zuverlässigen und qualitativ hochwertigen Transportleitung mit langer Lebensdauer und geringen Kosten im Betrieb. Christian Engel eine Überwachung durch einen unabhängigen Dritten stattfindet. Manchmal trägt auch der andere Blickwinkel und/oder die Erfahrung des Sachverständigen dazu bei Fehler zu entdecken, aufzudecken und zu korrigieren. ANFORDERUNGEN AN SACHVERSTÄNDIGE Aufgrund der vielfältigen Aufgaben in allen Phasen des Lebenszyklusses einer Rohrfernleitungsanlage müs- sen Sachverständige über eine breite Ausbildung und fundiertes Fachwissen verfügen. Die Sachverständigen müssen daher ein umfangreiches Ausbildungsprogramm durchlaufen, bevor sie eigenständige Prüfungen durch- führen dürfen. Das Fachwissen muss durch regelmäßige Weiterbildungsmaßnahmen ständig auf dem aktuellen Stand gehalten werden. Wünschenswert ist auch eine ausgeprägte Dienstleistermentalität, da die Aufgaben selten in der Nähe des Wohnortes, nicht immer bei schö- nem Wetter und in den üblichen Arbeitszeiten stattfin- den. Da auch bestimmte Entscheidungen getroffen und umgesetzt werden müssen, gehören Konfliktfähigkeit und Durchsetzungsvermögen zu den optimalen Eigen- schaften eines guten Sachverständigen. Weitere Eigen- schaften sind Beharrlichkeit und Zuverlässigkeit. Aber auch ein gewisses Fingerspitzengefühl bei der Übermitt- lung von Prüfergebnissen ist notwendig. Autor Christian Engel TÜV NORD Systems Leiter der Prüfstelle für Rohrleitungen cengel@tuev-nord.de

BIL – DAS BUNDESWEITE INFORMATIONS- SYSTEM ZUR LEITUNGSRECHERCHE MIT ONLINE ZUSTÄNDIGKEITSPRÜFUNG Jens Focke, Ingo Reiniger > BIL - Federal German Construction Enquiry Portal

42 PIPELINE TECHNOLOGY JOURNAL FORSCHUNG / ENTWICKLUNG / TECHNOLOGIE KOMMUNIKATION UND INTEGRATION Die wesentlichen Aufgaben und Funktion der BIL-Infra- struktur bestehen in der digitalen Zuständigkeitsprüfung und der Kommunikation über das Portal. Von Seiten des Betreibers sind dazu lediglich die sogenannten Zustän- digkeitsflächen in BIL zu hinterlegen, deren Ausdehnung der Betreiber als Korridor um eine Pipeline oder als Fläche um sein Versorgungsgebiet selber festlegt. Die Übertragung der Zuständigkeitsfläche(n) an BIL erfolgt in marktüblichen graphischen Datenformaten in der Eigenverantwortung des Leitungsbetreibers. Sie umfasst nur selbstdefinierte Flächenpolygone. Falls BIL auf dieser Grundlage die Zuständigkeit eines Betreibers ermittelt, erhält dieser automatisch die stan- dardisierte Anfrageinformation zur direkten Beantwor- tung über das BIL-Portal oder mittel seiner angeschlos- sen Systemumgebung Abbildung 2: Ergebnis und Produktivitätsgewinn durch Zuständigkeitsprüfung und Reduktion der Bauanfragen über einen digitalen Kanal. (Zahlen aus den Jahren 2016 / 2017 / 2018-1.HJ) Abbildung 3: Korridorbildung durch Baustellenklassifizierung Der Nutzen liegt in der einmaligen Anfrageformulierung durch die Bauwirtschaft, der automatisierten Online-Fil- terung von „Nicht-Zuständigkeiten“ und der digitalen standardisierten Bereitstellung der Anfrageinformation für den Leitungsbetreiber aus einem Eingangskanal. Dabei kann der Bauanfragende seine einmal formulierte Anfrage über den BIL-internen Verteiler auch an alle ihm bekannten Leitungsbetreiber weiterleiten und den Ant- wortworkflow über BIL organisieren und archivieren. In diesem Fall erfolgt lediglich die Zuständigkeitsprüfung für den angefragten Betreiber nicht. TECHNISCHES LEISTUNGSANGEBOT BIL bietet Anfragenden (z.B. Bauunternehmer, Planern, Behörden, etc.) und Teilnehmern (Leitungsbetreiber) eine internetgestützte Auskunftslösung mit folgenden Inhalten an: • • • Internet-Portal für die kostenfreie Anfrageformulie- rung für die Bauwirtschaft oder sonstige Anfragende für Bau- und Planungsmaßnahmen aller Art, Kommunikationsplattform für die Verwaltung der ausgetauschten Anfragen, Auskünfte und Unterla- gen, sowie der Darstellung des Bearbeitungsstatus, Schnittstelle zur Integration der Zuständigkeitsflä- chen des Betreibers, • Universelle Schnittstelle als WEB-Service zum An- schluss von Backend-Systemen auf Betreiberseite Baustellenklassifizierung: Der Anfragende muss über BIL die Art der Baumaßnah- me angeben. BIL stellt dafür eine Liste von unterschied- Anfragepolygon des Anfragenden (Ausdehnung der Baumaßnahme) Berechnete Fläche durch Bil auf Basis Art der Maßnahme Mindestabstand der Maßnahme zum zu schützenden Objekt (Leitung) lichen Hoch- und Tiefbaumaßnahmen bereit. Jeder Baumaßnah- mentyp generiert eine Abstandsflä- che unterschiedli- cher Größe um die Baufläche. Für die Betreiber ist damit die Auswir- kung auf seine Zu- ständigkeitsflächen durch die räumliche Verschneidung je nach Maßnah- me unterschied-

44 PIPELINE TECHNOLOGY JOURNAL FORSCHUNG / ENTWICKLUNG / TECHNOLOGIE Neues digitales Geschäftsmodell Digital Business Modell: Vollständige digitale Bauanfrage über Internet-Portal mit ständiger Verfügbarkeit Aufwandsreduktion im bestehenden Geschäft Digital Prozess Support: Automatische Zuständigkeitsprüfung und Reduktion der Korrespondenz bei „Nicht“-Zuständigkeit Kostenoptimierte Leistungsbereitstellung Digital Operating Model: Application Hosting, WMS- Integration, digitale Kommunikation, externe Archivierung Abbildung 4: Digitalisierung im Kontext von Industrie 4.0 KOMMUNIKATIONSPLATTFORM FÜR SPANNFELDANALYSE Die Kenntnis von Leitungslagen ist nicht nur relevant für die Aufgaben der bevor- stehenden Bautätigkeit. Stahlrohrleitungen im Untergrund sind elektromagnetischen Emissionen ausge- setzt, die durch benachbarte Hochspan- nungsleitungen auftreten. Im Kontext des Netzausbaus und Planungen für erhöhte Netzlast auf bestimmten Trassen der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB`s) müssen die betroffenen Leitungs- betreibern bekannt sein. Im ersten Schritt ist eine Zuständigkeitsprüfung über alle Betreiber von Stahlrohr- leitungen erforderlich, die im Rahmen einer Samme- lanfrage über den gesamten Leitungsverlauf gelistet werden. Die „Bauanfragefläche“ entspricht in diesem Fall der Spannfeldfläche mit der jeweiligen Ausdehnung von 400m zwischen zwei be- nachbarten Maststandorten des ÜNB`s. Die Identifika- tion wird auch dem identi- fizierten Leitungsbetreiber bekannt, um im zweiten Schritt die eigene Betroffen- heitsprüfung durchzuführen KOSTEN UND NUTZEN Die Kosten für die Betrei- ber zur Mitwirkung am BIL-Portal basieren auf den Leitungslängen der Pipe- linebetreiber oder Versor- gungsgebietsflächen bei Verteilnetzunternehmen. Das genossenschaftli- che Prinzip verfolgt keine Gewinnerzielungsabsicht, sondern legt die Kosten transparent auf die beteilig- ten Unternehmen um. Abbildung 5: Spannfeldanalyse und Angabe der Anzahl zuständiger Betreiber

Prof. Dr. Jürgen Schmidt, Natalie Schmidt, Johannes Biernath > CSE Center of Safety Excellence PIPELINE SECURITY SCHUTZ DER KRITISCHEN INFRASTRUKTUR GAS VOR FREMDEINWIRKUNGEN DURCH DRITTE

48 PIPELINE TECHNOLOGY JOURNAL FORSCHUNG / ENTWICKLUNG / TECHNOLOGIE “Gasfernleitungen gehören zur kriti- schen Infrastruktur - sie sind für die Energie- versorgung unerlässlich. Die Statistik zeigt einen kontinuierlichen Rückgang der Anzahl der Vorfälle pro 1000 km Rohrleitungslänge als Folge einer permanenten Erhöhung der techni- schen Sicherheit in den letzten dreißig Jahren. Vor allem in Deutschland nimmt die Bevölke- rungsdichte zu, während die öffentliche Akzep- tanz von Vorfällen kontinuierlich abnimmt. Prof. Dr. Jürgen Schmidt nommen, während die Chancen durch die Infrastruktur Gas gerade im Zusammenspiel mit regenerativen Energi- en oftmals nicht oder nicht vollständig erkannt werden. Erneuerbare Energien sind in Deutschland sehr beliebt und scheinen im Vergleich zu Erdgas unbegrenzt und mit weniger potenziellen Gefahren verfügbar zu sein. Des- halb können Unfälle an Gasleitungen und insbesondere ein katastrophales Ereignis schnell zur Forderung nach noch mehr Sicherheit führen. Die kontinuierliche Prüfung und Verbesserung des bestehenden Sicherheitskonzepts für Gasleitungen durch die Fachkreise des DVGW wird immer wichtiger. Innovative Pipeline-Sicherheitskonzepte sind notwendig, um die möglichen Einwirkungen durch Dritte künftig weiter zu reduzieren. PLANT SECURITY ALS NEUE SCHUTZE- BENE FÜR DIE PIPELINESICHERHEIT ten Umsetzung des Konzeptes ist die techni-sche Anla- ge sicher nach dem Stand der Technik. Gefahren sind in diesem Fall vernünftiger-weise auszuschließen. Mit den Maßnahmen aus dem Anlagensicherheits- konzept ist die Integrität der technischen Anlage gewährleistet – das „Safety“ Konzept ist definiert. Eine Gasleitung ist damit technisch sicher. Es fehlt jedoch ein „Security“-Konzept. Besondere Schutzmaßnahmen gegen die Einwirkungen durch Dritte sind nicht explizit aufgeführt. Die Anlage muss jedoch zunehmend auch vor den Einwirkungen Dritter geschützt werden. Die Gefahren für Mensch und Umwelt lassen sich heute nur dann wirkungsvoll vermeiden, wenn Safety und Securi- ty gleichermaßen betrachtet werden. Plant Security als Schutz gegen Bagger, Bohrer, land- und forstwirtschaft- liche Maschinen ebenso wie dem Schutz vor Cyberan- griffen, um technische Anlagen durch Dritte zu steuern werden immer wichtiger als Bestandteil des Sicherheits- konzeptes. Deshalb sollte Plant Security als eigener Layer of Protection in das Anlagensicherheitskonzept integriert werden, Bild 4. Der DVGW hat in seinen Arbeitsblättern bereits wich- tige Regeln zur Prävention formuliert. Mit BALSIBAU werden Baggerfahrer und Betreiber von Bohrmaschinen geschult. Es gilt auf der Basis dieser Regeln den Bereich Plant Security weiter zu stärken. Die Sicherheit von technischen Anlagen wird interna- tional einheitlich durch Gefahren- und Auswirkungs- analysen bzw. durch Risikoanalysen überprüft. Sicher- heitsmaßnahmen, die aus solchen Analysen abgeleitet werden, müssen an das potentielle Schadensausmaß bzw. Risiko angepasst sein (Risikoproportionalität). In der Regel werden dazu Maßnahmen aus unabhängigen Ebenen des Anlagensicherheitskonzeptes festgelegt, Bild 3. Die Wirksamkeit, Genauigkeit und Verfügbarkeit der Schutzmaßnahmen unter Betriebsbedingungen ist nachzuweisen. Bei einer konsequenten und fachgerech- Im amerikanischen Raum werden Layer of Protection Konzepte gerne dazu verwendet, die Risikoreduzierung durch Sicherheitsmaßnahmen zu quantifizieren und mit den Anforderungen aus der Risikoanalyse abzugleichen. In diesem Fall muss die Risikoreduzierung durch Plant Security als einem zusätzlichen Layer of Protection neu kalibriert werden. In Deutschland erfolgt die Betrachtung zunehmend mit Hilfe von Risikomatrizen. Maßnahmen für den Schutz der technischen Anlage vor Einwirkungen Dritter (Plant Security) sind sehr vielfältig. Abbildung 3: Anlagensicherheitskonzept für technische Anlagen [9]

50 PIPELINE TECHNOLOGY JOURNAL FORSCHUNG / ENTWICKLUNG / TECHNOLOGIE “Trotz vorbeugender Maßnahmen lassen sich mit jährlich rund 1 Million Bauaktivitäten in Deutschland unfallbedingte Ereignisse an Gas- leitungen nur schwer vermeiden. Etwa 80 % der Schäden an Rohrleitungen sind menschliche Fehler durch die Arbeit mit Maschinen. Prof. Dr. Jürgen Schmidt kunft wie das Bundesweite Informationssystem zur Leis- tungsrecherche (BIL) stellen bisweilen nur zweidimen- sionale geografische Daten zur Verfügung. Diese Daten erhalten sie von den zuständigen Gasnetzbetreibern, wo-bei es keine Garantie auf Vollständigkeit beispiels- weise bei Tiefenangaben, oder für die Genauigkeit der Daten gibt. Mit der europäischen Richtlinie “Infrastruktur für die räumliche Information in Europa” (INSPIRE) ist der Anstoß gegeben, mehr und umfangreichere, elektro- nisch verfügbaren Daten kritischer Infrastrukturen be- reitzustellen. Die freie Verfügbarkeit solcher Daten birgt jedoch sicherheitstechnische Risiken, die ebenfalls dem Bereich Plant Security zuzuordnen und im Rahmen einer Sicherheitsanalyse zu berücksichtigen sind. Während die Bauwirtschaft für die Planung ihrer Aktivitäten häufig Daten über die ungefähre Lage längerer Gasleitungsab- schnitte benötigt, sind für ein THANCS-System dagegen lediglich wenige, möglichst präzise Daten eines kurzen Segmentes von Gasleitungen erforderlich, die verschlüs- selt übermittelt werden können. EURIC: EUROPEAN RISK COMMUNICATION PLATFORM Ein noch umfassenderer Schutz vor äußeren Eingriffen an Gasleitungen kann erreicht werden, wenn neben den technischen Schutzmaßnahmen für die Bauindus- trie – z.B. durch THANCS – auch die Gesellschaft oder zumindest potenziell Betroffene in das Anlagensicher- heitskonzept integriert werden. Ein solches Sicherheits- konzept existiert derzeit in keinem europäischen Land. Es ist weder in Deutschland noch in einem anderen europäischen Land etabliert. Die Bevölkerung soll durch ein innovatives Kommunikationskonzept motiviert wer- den, die Sicherheit von Gasleitungen vor Eingriffen durch Dritte aktiv mit zu erhöhen. Diese Maßnahme kann ins- besondere bei Gasleitungen in dicht besiedelten Gebie- ten sehr wirkungsvoll sein. Nach dem Nudging-Prinzip soll das Verhalten von Bürgern auf vorhersehbare Weise beeinflusst werden, ohne dabei auf Gebote bzw. Verbote zurückgreifen zu müssen oder ökonomische Anreize zu verändern. Bisherige Kommunikationsarten setzen meistens nur auf eine Informationsvermittlung, die das Sicherheitsempfinden der Bürger stärken soll, nicht aber die Achtsamkeit der Öffentlichkeit fördert. Ein erfolgrei- ches Kommunikationskonzept auf der Basis des Nud- ging-Prinzips setzt voraus, dass das Verhalten in den un- terschiedlichen sozialen Schichten der Bevölkerung im Vorfeld analysiert wurde, um keine Ängste zu schüren. Informationen über technische Risiken und das situative Umfeld sind an typische Bewertungsabläufe (Heuristi- ken) von nicht-technisch versierten Personen anzupas- sen. Häufig sind ingenieurmäßige, zahlendominierte und sachliche Argumentationen nicht ausreichend, um das notwendige Vertrauen in der Kommunikation zwischen Gasnetzbetreiber und Bevölkerung aufzubauen. Am CSE Center of Safety Excellence wurde EURIC – die European Risk Communication Plattform gegründet, um interdisziplinär mit Ingenieuren, Psychologen und Natur- wissenschaftlern die Risikokommunikation über Gefah- ren von technischen Anlagen mit der Bevölkerung auf ein neues Level zu heben. Dazu soll ein geeignetes Kom- munikationskonzept und ein öffentliches Bildungspro- gramm entwickelt werden. Risikowahrnehmung und -ak- zeptanz in der Bevölkerung sollen für risikobasierte und deterministische Konzepte der technischen Sicherheit untersucht werden. Auf dieser Grundlage lässt sich das Verhalten der Bevölkerung in gegenwärtigen öffentlichen Informationsveranstaltungen für beide Gruppen positiv lenken. Risiken müssen offen und zielgruppenorientiert benannt, bürgerliches Vertrauen muss aufgebaut und in eine positive Aufmerksamkeit umgesetzt werden. Bis heute basiert die öffentliche Diskussion über technische Risiken, zum Beispiel bei Projektgenehmigungsverfahren, meist nur auf einer Vermittlung von Informationen, die zwar das Sicherheitsgefühl der Bürger stärkt, aber keine allgemeine Aufmerksamkeit in der Öffentlichkeit fördert. In der Bevölkerung herrscht die Meinung vor, dass unse- re technischen Anlagen nahezu „absolut“ sicher sind. Die Bevölkerung hat Vertrauen in die Anlagen, und das ist gut so. Aber nicht grenzenlos – eine kritische Achtsam- keit wäre sehr sinnvoll. Und ein gesundes Risikoempfin- den hilft ebenfalls. Die Bevölkerung sollte insbesondere in dicht besiedelten Gebieten in den Schutz der Anlagen einbezogen werden und Aktivitäten an Gasfernleitungen sowie die Verteilleitungen aufmerksam beobachten, um vor den Einwirkungen durch Bagger, Bohrer, land- und forstwirtschaftliche Geräte stärker zu schützen. Mit der neuen Kommunikationsstrategie am CSE Center of Safety Excellence soll das Bewusstsein der Menschen für Risiken geschärft werden, um sie zu motivieren, poten- zielle Gefahren bzw. Auffälligkeiten im Umkreis von Gas- leitungstrassen an ein zentrales Informationssystem zu melden. Basierend auf dem Nudging-Prinzip soll das Ver- halten von Bürgern auf vorhersehbare Weise beeinflusst werden, ohne dabei auf Gebote bzw. Verbote zurückgrei- fen zu müssen, oder ökonomische Anreize zu verändern. Hierfür ist es wesentlich, dass eine respektable Vertrau- ensbasis zwischen der Bevölkerung und dem Gasnetzbe- treiber oder einer dritten Partei geschaffen wird. In das Kommunikationskonzept sollen neue Medien und soziale Netzwerke einbezogen werden. Informationen und Meinungsaustausche lassen sich dort proaktiv ge- stalten. Die Kommunikation muss langfristig und trans- parent angelegt sowie gleichzeitig faktischer und emotio- naler werden. Für das Vertrauen und die Meinungsbildung auch bei Ereignissen sind diese Medien sehr wichtig.

PROAKTIVES RISIKOMANAGEMENT FÜR PIPELINE-INTEGRITÄT NUTZEN Ricardo Almandoz, Debora Veitia > ROSEN Germany “Wenn das Risikomanagement nicht reaktiv, sondern proaktiv erfolgt, sollten die Betreiber in der Lage sein, vorbeugende und mildernde Maßnahmen rechtzeitig anzuwen-den, um einen Ausfall der Pipeline zu verhin-dern. Darüber hinaus würde die Einführung einer proaktiven / präventiven Strategie eine effektive Nutzung der Ressourcen für die Opti-mierung von Wartungsplänen ermöglichen.Ricardo Almandoz

54 PIPELINE TECHNOLOGY JOURNAL FORSCHUNG / ENTWICKLUNG / TECHNOLOGIE vorliegenden Treibern sowie für die im Falle eines Versa- gens potentiell erhöhten Folgewirkungen auf die Rezep- toren, sondern hilft vielmehr auch bei der Bestimmung, wann und wo P&M-Maßnahmen anzuwenden sind. Das Erreichen dieses Zustandes hängt jedoch entscheidend von aussagekräftigen Beurteilungsergebnissen ab, die oft schwer zu bekommen sind. Verschiedene grundlegende Aspekte müssen entspre- chend behandelt werden, um so weit zu kommen, dass man Risiken effektiv managen kann. Dazu gehören: Eine effektive Strategie ermöglichen: Der Risikoansatz sollte Kernprinzipien erfüllen (z.B.: ein fester Bestand- teil des IM-Prozesses sein), die Entscheidungsfindung unterstützen, systematisch, fortlaufend, transparent und durchgängig sein, einen Rahmen zur Umsetzung haben, gut kommuniziert werden und kontinuierlich durch- geführt und überwacht werden. Die ISO-Norm 31000 [Ref.1] bietet generische Leitlinien für die Prinzipien, den Rahmen und die Prozesse, die sich auf Risikomanage- ment anwenden ließen. Andere Pipeline-spezifische Leitlinien wie z.B. ASME B31.8S [Ref. 2], IGEM TD/2 [Ref. 3] oder DNV RP F116 [Ref. 4] enthalten Empfehlungen für Integritäts- und Risikomanagement. Betreiber nehmen häufig auf diese Leitlinien Bezug bei der Erstellung ihrer eigenen unternehmensspezifischen Prozesse. Eine effektive Strategie sollte die kontinuierliche Verbesse- rung und Erweiterung des Risikomanagements in einer Organisation umfassen. Ein effektives Risikomodell definieren: Es gibt dokumen- tierte und bekannte Risiko-Modellklassen, die von ein- fachen „qualitativen“ Modellen, welche weitgehend auf Thematik, Expertenbeurteilung und einer Erstellung von relativen Risikoergebnissen basieren, bis zu komplexe- ren „quantitativen“ Modellen reichen, die große Mengen numerischer Eingabedaten erfordern, das subjektive Ele- ment aus der Beurteilung herausnehmen und Ergebnisse in absoluten Zahlen liefern. Um Risiken zu beurteilen, sind effektive Risikomodelle und -strukturen gefordert, damit die Risikofaktorenergebnisse abgeschätzt wer- den können. Das Risikomodell ist ein Satz strukturierter Regeln (Algorithmen), die verfügbare Daten und Daten- beziehungen nutzen, um die Leistung des Systems aus einer Risikoperspektive einzuschätzen. Obwohl es mehrere Leitliniendokumente zur Risikobeur- teilung von Pipelines gibt wie z.B. ASME B31.8S [Ref. 2] für Onshore Gas-Pipelines oder DNV RP F116 [Ref. 4] für Offshore-Pipelines, gibt es keinen Industriestandard, der ein einheitliches Risikomodell vorschreibt. So weichen die in der Industrie entwickelten und angewandten Modelle beträchtlich in Komplexität, Struktur, Effektivität und Nutzbarkeit voneinander ab. Es ist eine Kunst und Fertigkeit, das richtige Gleichgewicht zu finden zwischen solchen Faktoren wie Datenverfügbarkeit, Komplexität, Subjektivität und absoluten Daten sowie Modelle auf spezifische Bedingungen zuzuschneiden und Ergebnis- transparenz, Stimmigkeit und Interpretierbarkeit bei der Festlegung effektiver Modelle zu gewährleisten. Effektive Daten sammeln und integrieren: Allein ein Mo- dell zu haben, schafft noch keine Risikoergebnisse; ein Risikomodell ist eigentlich ein Platzhalter und erst wenn es mit Daten aufgefüllt wird, werden Profile der Risiko- faktoren generiert. Die Datenverwaltung kann mit meh- reren Herausforderungen verbunden sein. Dazu gehören unter anderem der Zugang für und die Bearbeitung durch mehrere Nutzer, Verfügbarkeit, Qualität und Sicherheit, Inkonsistenz mit Formaten und Datenbankformaten, Verarbeitung, Abgleich und Integration an einem zentra- len Datenort, steigende Datenvolumina sowie Ressour- cenverfügbarkeit. Wie im vorstehenden Punkt erläutert, sind Datenverfügbarkeit und -genauigkeit ein wichtiger Einflussfaktor für die Erstellung maßgeschneiderter Risikomodelle; manchmal wird ein gestufter Ansatz zur Aktualisierung und Feinabstimmung von Modellen be- zogen auf die Datenverfügbarkeit empfohlen. Daten sind gewöhnlich eine Momentaufnahme und deshalb ist es wichtig, kontinuierlich Daten zu sammeln, zu verarbeiten und zu integrieren, um Risiken über den gesamten Le- benszyklus der Anlage hinweg zu beurteilen. Die recht- zeitige und durchgängige Verfügbarkeit, Genauigkeit und Integration von Daten ist auch entscheidend für die Erzielung aussagekräftiger Risikoergebnisse. Aussagekräftige, interpretierbare und durchgängige Ergebnisse erzielen: Die Pipeline-Branche tendiert eher zu semi-quantitativen und quantitativen Risi- koansätzen, welche objektive Messungen von Wahr- scheinlichkeit, Folgen und Risikofaktoren erfordern. Aus Analysen gewonnene Ergebnisse sollten deshalb quantifizierbar, messbar und vergleichbar sein. Analy- sen können umfangreiche Ergebnisse liefern, aber was zählt, ist die Wiedergabe der Messgrößen in einer Art und Weise, welche die Entscheidungsfindung optimal unterstützt. Der Einsatz kombinierter Darstellungen von Matritzen, Grafiken, Tabellen und Karten hilft bei der Visualisierung, Beurteilung, dem Verständnis und der Kommunikation von Ergebnissen sowie der Planung von Behandlungsmaßnahmen. Jedoch sind Transparenz und Durchgängigkeit der Ergebnisse sowie die Beurteilung unterschiedliche Detailgrade, welche von Übersichtspro- filen bis zu hin zur Ursachenfindung reichen, ebenso nötig. Die aus einer Analyse stammenden Ergebnisse werden gewöhnlich mit einem Tolerierungskriterium abgeglichen, um Bereiche zu identifizieren und differen- zieren, die annehmbare Grenzwerte überschreiten und deshalb eine Behandlung erfordern.

56 PIPELINE TECHNOLOGY JOURNAL FORSCHUNG / ENTWICKLUNG / TECHNOLOGIE relevant) werden dann verglichen mit der modifizierten Ausfallhäufigkeit, um ein verfeinertes Ausfallhäufig- keitsprofil entlang der Pipeline zu generieren. Das Ergebnis ist ein äußerst genaues Profil des modi- fizierten (bzw. verfeinerten) Ausfallhäufigkeitswertes, der die Abweichung relativ zur historischen Häufigkeit zeigt. So wird bestimmt wo die Pipeline mehr oder we- niger anfällig für Ausfälle ist als der Durchschnitt (die Baseline) und um wie viel. FOLGENABSCHÄTZUNG Ziel der Folgenabschätzung ist es, die relative Aus- wirkungen auf Rezeptoren in unmittelbarer Nähe und entlang der Pipeline zu bestimmen, sollte die Pipeline versagen. Dazu setzt das QPRAM einen gängigen vier- stufigen Prozess ein: 1. Charakterisierung der wahrscheinlichsten Ausfalls- zenarien: Wenn eine Pipeline aufgrund einer spe- zifisch denkbaren Gefährdung versagt, dann wird die Wahrscheinlichkeit des Ausfallmodus‘ (Leck vs. Bruch über den gesamten Querschnitt) beurteilt. Bei Freisetzung des Mediums in die Umwelt werden unterschiedliche denkbare Ausfallszenarien evalu- iert, was zur Entwicklung eines Ereignisbaums führt. Übliche, vereinfachte Szenarien sind der Bruch der Pipeline gefolgt von einer unmittelbaren Entzündung des Produktes in Form eines Jet Fires oder eine Leckage der Pipeline, der keine Entzündung folgt. 2. Berechnung der Gefahrenzone: Abhängig vom beurteilten Szenario könnte die Wirkung eine Zone betreffen, die vom Ausfallpunkt entlang der Pipeline bestimmt wird. Zum Beispiel: Beim Szenario eines Pipeline-Bruches mit unmittelbarer Entzündung des Mediums in Form eines Jet Fires entsteht Wärme- strahlung. Die Intensität dieser Strahlung bei unter- schiedlichen Abständen zum Feuer ließe sich mit ei- ner Punktquellen-Methode [Ref. 5] bestimmen. Unter Berücksichtigung tolerierbarer Wärmestrahlungs-In- tensitätsgrenzwerte ließen sich entsprechende Wirkungsradien berechnen, um Gefährdungszonen zu bestimmen. 3. Bestimmung der wahrscheinlich betroffenen Re- zeptoren: Sogenannte Rezeptoren – also z. B. Menschen, die Umwelt oder Infrastruktur, die vom Ausfall betroffen sein könnten – werden bestimmt. Die Pipeline und umgebenden Rezeptoren werden in einem Geographischen Informations-System (GIS) verortet und genaue räumliche Anfragen werden in regelmäßigen Abständen entlang der Pipeline durch- geführt, um festzustellen, wo Rezeptoren möglicher- weise von einem potentiellen Ausfallszenario in der Gefahrenzone betroffen sein könnten. 4. Abschätzung des Schadenspotential bei betroffenen Rezeptoren: Die Schwere der Auswirkung auf die Re- zeptoren im jeweiligen Szenario wird sowohl einzeln als auch ganzheitlich mithilfe einer gemeinsamen Messgröße abgeschätzt. Diese ließe sich beispiels- weise kostenspezifisch bemessen, in erwartetem Personenschaden oder Lieferunterbrechung. Nicht nur die Auswirkungen auf physikalische Rezepto- ren in der Gefahrenzone werden geschätzt, sondern auch die wirtschaftlichen Folgen (einschließlich Verlust von Produkt und Produktion sowie Repara- tur- und Wiederinbetriebnahmekosten) aber auch weniger greifbare Auswirkungen wie auf das Image des Unternehmens (einschließlich Vertrauen, Akti- enpreis, etc.) werden beurteilt. RISIKOBEURTEILUNG Das Ausfallrisiko ist das Ergebnis der Wahrscheinlich- keit von Ausfallergebnissen (aus der Gefahrenanalyse) und den Konsequenzen dieser Ausfallergebnisse (aus der Folgenabschätzung). Die Wahrscheinlichkeit, Folgen und Risikowerte lassen sich in Kategorien darstellen und auf der Grundlage solcher Messgrößen wie der Unternehmensrisiko-Matritze. Es lassen sich zusätz- liche Risikometriken wie entfernungsbasierte Profile der Risikowerte generieren, welche das Gesamtrisiko aufzeigen oder das Risiko bei denkbaren Gefährdungen vergleichen; solche Profile stellen relevante Punkte oder Bereiche heraus. Risikofaktorenprofile lassen sich auch auf einer Kartenübersicht visualisieren, um bestimmte Segmente mit erhöhter Wahrscheinlichkeit, entspre- chenden Folgen oder Risiken in Verbindung zu bringen mit raumbezogenen Datensätzen wie bewohnten Berei- chen, Infrastrukturdichte oder ökologischen Hotspots. BESCHREIBUNG DES IMP Ein Integritäts-Management-Plan (IMP) wird entwi- ckelt, um die Anforderungen an zukünftige Inspektio- nen, Überwachungs- und Instandhaltungsmaßnahmen festzulegen, um denkbare Integritätsgefährdungen und -risiken zu kontrollieren bzw. mindern. Der Plan ver- gleicht historische Maßnahmen mit den letzten risiko- und integritätsbezogenen Beurteilungen, um die Ange- messenheit und Häufigkeit zukünftiger Maßnahmen zu bestimmen. Beispiele integritätsbezogener Beurteilun- gen, die in einen IMP integriert werden könnten, sind Gebrauchseignungs- und Risikobeurteilungen. Die in einem IMP beschriebenen Maßnahmen und deren Häufigkeit sollten dabei helfen, Medien unter sicheren und verlässlichen Bedingungen zu transportieren. Risi- kobeurteilung und IMP sollten regelmäßig überprüft wer- den, um zu gewährleisten, dass denkbare Gefährdungen ordnungsgemäß bearbeitet werden. Änderungen beim Betrieb einer Pipeline oder in ihrer Umgebung sollten eine Überprüfung oder Neubeurteilung auslösen.

58 PIPELINE TECHNOLOGY JOURNAL FORSCHUNG / ENTWICKLUNG / TECHNOLOGIE Abbildung 2: Ergebnisse der Risikobeurteilung: PoF, CoF & Risikoprofile

60 PIPELINE TECHNOLOGY JOURNAL FORSCHUNG / ENTWICKLUNG / TECHNOLOGIE Abbildung 5: Risikobeurteilungs-Ergebnisse: Driver Mitigation Ratio TPD Qualitätsüberprüfung der für die Beurteilung einge- setzten Daten vorgenommen werden muss. Zusätzliche Datenerhebung oder -analyse könnte ebenfalls erforder- lich sein, um etwaige bezüglich der Analyse bestehenden Unsicherheiten auszuräumen. Die Tabellen zum Trei- ber-Minderungsverhältnis (engl. driver mitigation ratio – DMR) bieten einen guten Anhaltspunkt für die Ursachen/ wichtigen Faktoren, welche die Anfälligkeit erhöhen; das ist für die Bestimmung, wo die Ressourcen eingesetzt werden sollen, hilfreich. Abbildung 5 zeigt die DMR-Profi- le entlang der Leitung für jeden Drittschaden-Treiber. Abbildung 5 zeigt die Treiber für Drittschäden, die entlang der Leitung am meisten variieren. Das sind die Röhrenan- ordnung, Bevölkerung in der Nähe des Verlaufs, parallel verlaufende Pipelines (gleicher Betreiber) und für externe Einwirkungen anfällige Bereiche entlang der Leitung. Eine Empfehlung zur Minderung dieses Effektes ist die Erhö- hung der Patrouillen dieser letzten 25 Leitungskilometer auf zweimal jährlich, vor allem, weil dieses ein Bereich ist, wo ein Drittschaden beträchtliche Folgen nach sich ziehen würde. Eine weitere Empfehlung könnte sein, die lokale Bevölkerung und Grundbesitzer zu informieren, eventuell mit Unterstützung der öffentlichen Informationsorgane und die Wirksamkeit selbiger zu gewährleisten. IMP Wie bereits gesagt, vergleicht der IMP historische Maßnahmen mit den letzten risiko- und integritätsbe- zogenen Beurteilungen, um den Instandhaltungsplan festzulegen. Für den fraglichen Fall, wurden auch Daten der Gebrauchstauglichkeitsbeurteilungen, Inspektions- aufzeichnungen sowie die Überwachungs- und Instand- haltungsintervalle berücksichtigt. Betrachtet man TPD, also Schäden durch Dritte, als kritischste Gefährdung in diesem Falle, dann sollten wichtige Erkenntnisse aus der Gesamtbeurteilung nicht unerwähnt bleiben: • Die Pipeline verläuft vornehmlich durch ländliches Gebiet und nur selten in der Nähe von Dörfern (~15%). • Die nominale Verlegtiefe beträgt 0,9 Meter und die • • Leitung ist über die gesamte Länge unterirdisch verlegt mit Ausnahme von drei oberirdischen Kreu- zungen. Diese Standorte sind als solche mit einer erhöhten Wandstärke von 10,31 Millimetern vermerkt, um Stoßeinwirkungen zu mindern. Eine Beule wurde von der ILI nicht angezeigt, da sie außerhalb der Detektionsleistung des Molches lag. Dieser Top-of-Line-Defekt wurde als mögliche Aus- hubspur eingeordnet und könnte deshalb auf eine Beschädigung durch Dritte zurückzuführen sein. Der Defekt wurde ursprünglich 2013 entdeckt, danach wurde der Abschnitt neu beschichtet. Es gibt kein Verfahren für die regelmäßige Informati- on der Grundbesitzer über die Existenz einer Pipeline noch über die möglichen Gefahren bei ihrer Beschä- digung. Es besteht eine gesetzgeberische Anforde- rung, 200 Meter Wegerecht bei Hochdruck-Gaspipe- lines einzuhalten. Die Überwachung dieses Gebietes wird in regelmäßigen (jährlichen) Abständen durch- geführt, aber die Überwachungs-Intervalle berück- sichtigen die Bevölkerungsdichte nicht. Aufgrund der durchgeführten Analyse könnten einige Empfehlungen zur Unterstützung eines fortlaufenden sicheren, zuverlässigen und umweltbewussten Betriebes der Pipeline in Betracht gezogen werden, wie: • Ein Programm zum Schutz vor Schäden durch Dritte sollte entwickelt werden, welches die Zusammen- arbeit mit den anliegenden Grundeigentümern und Öffentlichkeitsarbeit generell einschließt. Nach der Umsetzung sollte die Wirksamkeit des Programms regelmäßig überprüft werden. • Überwachungsmaßnahmen sollten unter Nutzung eines risikobasierten Ansatzes geplant und durchge- führt werden, der Gebieten mit schweren Folgewirkun- gen Priorität einräumt. Allgemein gesprochen decken diese Gebiete die letzten 25 Kilometer der Pipeline ab.

62 PIPELINE TECHNOLOGY JOURNAL FORSCHUNG / ENTWICKLUNG / TECHNOLOGIE Abbildung 8: Risikobeurteilungs-Ergebnisse: Kumuliertes Risiko (nach Minderungsmaßnahmen zum TPD) Wie sichtbar wird, kann die Umsetzung einiger Minde- rungsmaßnahmen das Risiko signifikant senken. Tabelle 2 zeigt den Vergleich zwischen der Gesamtlänge in jeder Risikokategorie vor und nach den Minderungsmaßnah- men. Die 78-prozentige Senkung der Gesamtlänge in der Hochrisiko-Kategorie ist bemerkenswert. und zwar durch Sensitivitätsanalysen, die ihnen helfen, die optimierten Risikobehandlungsoptionen zu bewer- ten. In der Folge wird die reaktive Wartung in dem Maße zurückgehen, wie die proaktive zunimmt. Dies wird zu einer Senkung des Instandhaltungsbudgets führen und in letzter Konsequenz zu einem zuverlässigeren System. Risikokategorie Sehr niedrig Niedrig Mittel Hoch Original Länge (m) 108662.90 12702.83 2668.36 1505.85 Nach Minderung Länge (m) 108662.90 12810.85 3727.69 338.51 Referenzen [1] [2] [3] [4] [5] ISO 31000, Risk Management, 2015 ASME B31.8S, Managing system integrity of gas pipelines, 2016 IGEM/TD/2 Edition 2, Transmission and Distribution (TD) – Assessing the risks from high pressure natural gas pipelines, 2015 DNV RP F116, Integrity Management of submarine pipeline systems, 2017 C-FER Report 99068, A Model for Sizing High Consequence Areas associated with Natural Gas Pipelines, 2000 Tabelle 2: Länge nach Risikokategorie-Vergleich Nach Umsetzung dieser einfachen Maßnahmen liegt der Hochrisikowert bei 100 BLV/Jahr für ~111.000 m, was einem bewohnten Gebiet entspricht. Beim vorherigen Standort mit höchstem Risiko für ~121.000 m wurde der Risikowert auf 97 BLV/Jahr gesenkt. Mit diesen Maßnah- men wurde das kumulierte Risiko um 6 Prozent gesenkt (kumuliertes Risiko liegt jetzt bei 3,058 BLV/Jahr). Autoren Ricardo Almandoz ROSEN Germany Risiko- und Integritätsingenieur r.almandoz@rosen.com FAZIT Wie erläutert ist das Quantitative Pipeline Risk As- sessment Model (QPRAM) von ROSEN eine Methodik, welche die besonderen Bedingungen jedes Betreibers berücksichtigt und so anderen verfügbaren Methoden gegenüber große Vorteile bietet. Besonders erwähnenswert ist die Möglichkeit, diese Art der Analyse nach der Risikobeurteilung durchzu- führen – damit ist sie ein wertvolles Instrument zur Ressourcenoptimierung für Betreiber. Das ist bei Ein- schränkungen besonders willkommen. Betreiber können auch einen Instandhaltungsplan auf der Grundlage ihrer Möglichkeiten und verfügbaren Ressourcen erstellen, Debora Veitia ROSEN Germany Risiko- und Integritätsingenieurin d.veitia@rosen.com

64 PIPELINE TECHNOLOGY JOURNAL BRANCHENNACHRICHTEN DENSO GROUP GERMANY – SCHWEISSNAHTUMHÜLLUNG MIT DENSOLEN® AUF ERDGAS- HOCHDRUCKLEITUNG IN OBERBAYERN, DEUTSCHLAND Die DENSO Group Germany, füh- render Hersteller von Korrosions- schutzsystemen für Schweißnah- tumhüllungen, Rehabilitierungen und komplette Rohrbeschichtun- gen, liefert für den Neubau der Transportleitung MONACO östlich von München den Korrosions- schutz für ca. 3.000 Schweißnähte an Stahlrohren. Über eine Strecke von rund 40 km wird das seit Jahrzehnten bewährte DENSOLEN®-2-Band-System auf Nennweiten mit bis zu DN 1200 mit technisch ausgereiften Verar- beitungsgeräten appliziert. Das DENSOLEN®-N60/-S20 System wird speziell bei hohen Dauerbetriebstemperaturen einge- setzt, wie auch für diese Erdgas- fernleitung, welche einem Druck von bis zu 100 bar standhält. Bewiesen hat sich das verwendete Korrosionsschutz für ca. 3.000 Schweißnähte Applikationssicherheit mit DENSOMAT®-11 Bandsystem bereits u.a. auf den Pipeline-Großprojekten OPAL und NEL in Deutschland. Sichere und exakte Verarbeitung von Korrosionsschutzbändern mit maschineller Applikation Kundenseitig liegt der Schwer- punkt auf der Automatisierung. Die benzin- oder elektrobetriebe- nen DENSOMAT®-11 Wickelma- schinen garantieren eine hohe Applikationssicherheit mit der automatischen Einhaltung einer konstanten Wickelspannung und Überlappungsbreite. Drei dieser Geräte stehen auf der Trasse zur Verfügung. Herr Bockstaele, Leiter QSHE des ausführenden Bauunternehmens

66 PIPELINE TECHNOLOGY JOURNAL BRANCHENNACHRICHTEN TAL - TRANSALPINE PIPELINE NIMMT DAS WELTWEIT ERSTE ROHÖL-PIPELINE-KRAFTWERK IN BETRIEB Der Rohölfluss wird zu Strom - zumindest in den österreichi- schen Alpen. Die TAL - Transal- pine Pipeline - die Rohöl von Triest, Italien, über die Alpen nach Deutschland und Öster- reich liefert, hat am 21. Sep- tember 2018 das weltweit erste Rohöl-Pipeline-Kraftwerk in Betrieb genommen. Die Anlage ist in der Lage, emissionsfreien Strom nach dem gleichen Prinzip wie Was- serkraftwerke zu erzeugen: Die kinetische Energie des Rohöls wird zum Antrieb einer Turbine genutzt, die den Strom erzeugt. Die lokale Geographie macht dies möglich, denn eine der großen Herausforderungen für die TAL sind die Höhenunterschiede entlang der Pipe- line-Trasse, die sich auf 1.600 Meter summieren. TAL hat nun diese innovative Methode zur Stromerzeugung ent- lang des längsten Sturzes auf seiner Strecke entwickelt. Die kinetische Energie des Rohöls wird durch den Sturz aufgebaut und treibt eine Turbine im Tal an. Bemerkens- wert ist, dass es sich um eine Francis-Turbine handelt, die erstmals in einer Rohölleitung installiert wurde. Die Turbine ist ein Produkt der österreichischen Firma Global Hydro und wurde von TAL auf der Taimeralm in der Gemeinde Mittersil auf einer Höhe von 1.335 Metern über dem Meeresspiegel installiert. Alessio Lilli, General Manager der TAL-Gruppe, betonte, dass “die TAL mit diesem weltweit einzigartigen Projekt einen Beitrag zur umweltfreundlichen Energieversor- gung in Österreich leisten und ihre Energieeffizienz deutlich steigern wird”. 2.000 1.500 1.000 500 Höhe (m) 0 Projektleiter Markus Mühlmann beschreibt die Leis- tungsfähigkeit des einzigartigen Projekts bei der feierlichen Einweihung des Werks: “Die Jahresarbeits- kapazität beträgt rund 11,5 GWh. Die maximale Dau- erleistung im Normalbetrieb beträgt 2.500 kW.” Die erzeugte Energiemenge entspricht rund zwölf Prozent des aktuellen Energieverbrauchs des lokalen Segments der Transalpinen Pipeline und könnte 3.000 Haushalte versorgen. Im Jahr 2017 flossen 42,4 Millionen Tonnen Rohöl durch die TAL. Im Vergleich zum Vorjahr ist dies ein Plus von 2,4 Prozent. Die ILF Consulting Engineers Austria GmbH war für die Planung der Anlage verantwortlich. Der Bau dauerte drei Jahre und erforderte eine Investition von 11 Millionen Euro. Ein weiteres Merkmal der Taimeralm-Anlage ist ihre Lage im Herzen eines Nationalparks. Um sicherzustellen, dass sich die Anlage gut in die Umgebung einfügt, wurde sie mit einem Gründach und einer Holzfassade gebaut. Hochpunkt Felbertauern (1.573m) Taimeralm (1.336m)

68 PIPELINE TECHNOLOGY JOURNAL KONFERENZEN / SEMINARE / AUSSTELLUNGEN 14. PIPELINE TECHNOLOGY CONFERENCE Pipeline T Europas führende Pipeline Konferenz und Ausstellung 18.-21. MÄRZ 2019, ESTREL CONVENTION CENTER, BERLIN Conference 2010 18 März 2019: ptc Side conferences und seminare Veranstaltungs-Vorschau 700+ TEILNEHMER 80+ AUSSTELLER 50+ VERSCHIEDENE NATIONEN Vom 18. bis 21. März 2019 findet Europas führende Konferenz und Ausstellung für Rohrleitungssysteme, die Pipeline Technology Confe- rence (ptc), zum 14. Mal statt. Die eigentliche ptc (19-21) wird durch zwei side conferences und eine Reihe von Seminaren ergänzt, die am Vortag stattfinden werden. Die ptc 2019 bietet Betreibern sowie Technologie- und Dienstleistungsanbietern erneut die Möglichkeit, sich über die neuesten Onshore- und Offshore-Pipeline-Technologien sowie über die neusten Entwicklungen zur Unterstützung der Energiestrategien weltweit auszutau- schen. Zur Veranstaltung werden mehr als 700 Teilnehmer und 80 ausstellende Firmen erwartet. Die Praxisnähe der ptc basierte immer schon auf der Zusammenarbeit mit unseren technischen und wissenschaftlichen Unterstützern und auf einem hochkarätigen internationalen Netzwerk, dem ptc Advisory Committee. Die Konferenz umfasst Vorträge und Präsentationen zu allen Aspekten rund um Öl-, Gas- und Wassertransport im Hoch-, Mittel- und Niederdruckbereich. Bitte schauen Sie sich die Broschüre “First Announcement and Call for Papers” genauer an und engagieren Sie sich jetzt, in dem Sie sich als Teilnehmer anmelden oder einen Stand buchen.

70 PIPELINE TECHNOLOGY JOURNAL KONFERENZEN / SEMINARE / AUSSTELLUNGEN Platinum Sponsors Golden Sponsors Silver Sponsors ptc Marketing Power Nutzen Sie die Reichweite und Leistungsfähigkeit der ptc mit unserem vielseitigen Marketingprogramm, das speziell auf die Sponsoren der ptc 2019 zugeschnitten ist. Pre-Event Marketing • Werbeanzeigen in Partnermedien • ptc Webseite • Pipeline Technology Journal (ptj) • ptc und ptj Newsletter • Presseinformationen • Aktivitäten in den sozialen Medien • Broschüren und Printerzeugnisse • Direct Mailings • Promotion bei Networking-Events Während der ptc • Materialien in den Konferenztaschen • Aktivitäten in den sozialen Medien • Networking Events • Konferenzpausen in der Ausstellungshalle Nach der ptc • Pressemitteilungen • ptc und ptj Newsletter • Abschlussbericht • Aktivitäten in den sozialen Medien • ptc Website • Pipeline Technology Journal (ptj)      30K Verifizierte Adressen 22 Media Partner 16 Unter- stützende Verbände 42 Advisory Committee Mitglieder >2K Followers in Sozialen Netzwerken Kontaktieren Sie uns um mehr über unsere Sponsoring-Angebote zu erfahren.

72 PIPELINE TECHNOLOGY JOURNAL KONFERENZEN / SEMINARE / AUSSTELLUNGEN JOB & CAREER MARKET IHRE CHANCE, FACHLEUTE UND HIGH POTENTIALS ANZUWERBEN. Die internationale Pipeline-Community braucht zusätzliches Personal. Wir brauchen mehr erfahrene Fach- leute, aber wir brauchen auch junge Leute.Absolventen, die sich unseren Reihen anzuschließen. Trotz attrakti- ver Arbeitsbedingungen, stoßen viele Unternehmen bei der Suche nach po- tenziellen Rekruten auf Probleme. Es gibt viele konkurrierende Branchen, die ebenfalls Bedarf haben an High Potentials. Daraus ergeben sich viele freie Stellen in der Pipeline Communi- ty für Betreiber, Technologieanbieter und Dienstleister gleichermaßen. Diese Notwendigkeit hat uns veranlasst, einen neuen Service für die globale Rohrleitungsindustrie zu entwickeln. Aus diesem Grund organisieren wir die ers- te ptc Side Conference zum Thema Qualifizierung und Rekrutierung. ptc Side Conference zum Thema Qualifizierung und Rekrutierung 18 März 2019 Estrel Convention Center Berlin Im Rahmen der

74 PIPELINE TECHNOLOGY JOURNAL COMPANY DIRECTORY Armaturen & Fittings Beschichtung 2/2 AUMA Germany www.auma.com Zwick Armaturen Germany www.zwick-armaturen.de Automatisierung Siemens Germany www.siemens.com Yokogawa Japan www.yokogawa.com Baumaschienen Maats Pipeline Professionals Netherlands www.maats.com Worldwide Group Germany www.worldwidemachinery.com VIETZ Germany www.vietz.de Beschichtung 1/2 Denso Germany www.denso.de Kebulin-gesellschaft Kettler Germany www.kebu.de Polyguard Products United States www.polyguard.com Premier Coatings United Kingdom www.premiercoatings.com/ RPR Technologies Norway www.rprtech.com/ Shawcor United States www.shawcor.com TDC International Switzerland www.tdc-int.com TIAL Russia www.tial.ru TIB Chemicals Germany www.tib-chemicals.com Beschilderung Franken Plastik Germany www.frankenplastik.de/en Betreiber TRAPIL France www.trapil.com/en/ Forschung & Entwicklung Pipeline Transport Institute (PTI LLC) Russia www.en.niitn.transneft.ru Grabenlose Technologien GSTT - German Society for Trenchless Technology Germany www.gstt.de Rädlinger Primus Line Germany www.primusline.com

76 PIPELINE TECHNOLOGY JOURNAL COMPANY DIRECTORY Konstruktion 2/2 VACUWORX Netherlands www.vacuworx.com Vlentec The Netherlands www.vlentec.com Leckerkennung Asel-Tech Brazil www.asel-tech.com Atmos International United Kingdom www.atmosi.com Direct-C Canada www.direct-c.ca Entegra United States www.entegrasolutions.com GOTTSBERG Leak Detection Germany www.leak-detection.de MSA Germany www.MSAsafety.com/detection OptaSense United Kingdom www.optasense.com Pergam Suisse Switzerland www.pergam-suisse.ch PSI Software Germany www.psioilandgas.com sebaKMT Germany www.sebakmt.com SolAres (Solgeo / Aresys) Italy www.solaresweb.com Messtechnik Krohne Messtechnik Germany www.krohne.com Oberflächenvorbereitung MONTI - Werkzeuge GmbH Germany www.monti.de Pumpen- und Verdichterstationen TNO The Netherlands www.pulsim.tno.nl Reinigung Reinhart Hydrocleaning Switzerland www.rhc-sa.ch/rhc/ Reparatur CITADEL TECHNOLOGIES United States www.cittech.com Clock Spring United States www.clockspring.com RAM-100 United States www.ram100intl.com T.D. Williamson United States www.tdwilliamson.com Sicherheit DEHN & SÖHNE Germany www.dehn-international.com/en HIMA Germany www.hima.de

78 PIPELINE TECHNOLOGY JOURNAL KONFERENZEN / SEMINARE / AUSSTELLUNGEN LERNEN SIE KENNEN Euro Institute for Information and Technology Transfer Dr. Klaus Ritter Geschäftsführer Eitep Konferenzen & Ausstellungen Marketing & Kommunikation Dennis Fandrich Vice President Rana Alnasir-Boulos Vice President Marian Ritter Director Exhibitions Admir Celovic Director Publications Projektassistenten Stand vom 25.10.2018 Das EITEP Institut bietet Know-how- und Technologietransfer durch internationale Konferenzen, Seminare und Publikationen. Unser oberstes Ziel ist es den internationalen Austausch von State-of-the-Art-Technologien zu fördern, um die neuesten Produkte und Dienstleistungen dort anzubieten, wo sie gebraucht werden. EITEP ist in zwei Abteilungen organisiert, die vom Geschäftsführer des Unternehmens Dr. Ritter geleitet werden. Er war als Geschäftsführer mehrerer Fachverbände der deutschen Energie- und Wasserversorgung tätig, bevor er Gründer und Präsident von EITEP wurde. Konferenzen & Ausstellungen Die Abteilung Konferenzen & Ausstellungen ist verantwortlich für die Organisation von EITEP-Veran- staltungen, darunter die Pipeline Technology Conferen- ce. Außerdem werden alle mit diesen Veranstaltungen verbundenen Ausstellungen von dieser Abteilung ge- plant und durchgeführt. Sie wird von Dennis Fandrich geleitet, der Ihr Ansprechpartner für alle Fragen rund um die Konferenzen ist. Die Ausstellungen werden von Marian Ritter organisiert, der Ihnen bei allen Fragen rund um die Messen zur Seite steht. Marketing & Kommunikation Die Abteilung Marketing & Kommunikation plant und führt alle Aktivitäten im Zusammenhang mit der Vermarktung von EITEP-Veranstaltungen durch. Sie ist verantwortlich für die Herausgabe von Fachzeitschriften wie dem Pipeline Technology Journal (ptj). Die Abteilung wird von Rana Alnasir-Boulos geleitet, sie ist Ihr Ansprechpartner für Mar- keting, Vertrieb und Seminare. Verantwortlich für unsere Publikationen ist Admir Celovic. Er hilft Ihnen bei Fragen zu den redaktionellen Inhalten der Zeitschriften und den Werbemöglichkeiten. EITEP wird durch ein Advisory Commitee unterstützt, der aus über 40 erfahrenen Pipeline-Profis aus der ganzen Welt besteht. Sie bringen die notwendige Berufsverbindung und wertvolles technisches Know-how ein. Alle Präsentationen, die während unserer Konferenzen gehalten werden, und alle von EITEP veröffentlichten Publikationen werden von dem AdCo überprüft, bevor sie frei- gegeben werden. Das AdCo wird derzeit von Heinz Watzka, ehemaliger Managing Director Technical Services bei Deutschlands größtem Pipeline-Betreiber Open Grid Europe, und Dirk Strack, Technical Director der TAL Group, geleitet. Heinz Watzka Dirk Strack

Pipeline Technology Journal Sie haben interessante Inhalte, die Sie mit der globalen Pipeline-Community teilen möchten? Möchten Sie Ihre internationale Sichtbarkeit im Fach erhalten oder ausbauen? Reichen Sie einen Artikel ein! Buchen sie eine Anzeige ! Verwenden Sie ptj als Plattform um über Ihre Erfahrungen zu berich- ten. Reichen Sie Ihre technischen Aufsätze ein, damit sie für kom- mende Ausgaben der ptj berücksichtigt werden können. Nordamerika 37,8% Europa 33.4% Mena Region 6.8% Afrika 2.5% Südamerika 4.5% Asien 12.6% China special e-mail list of 20.000 recipients Ozeanien 2.5% Die Marke ptj bietet eine Vielzahl von Anzei- gen-Möglichkeiten um Ihre Sichtbarkeit zu erhöhen und um Ihre Reputation im Fach aufzubauen. Nutzen Sie das umfangreiche ptj-Portfolio und unsere Reichweite von ungefähr 30.000 Profis weltweit. ptc ADVISORY COMMITTEE / ptj EDITORIAL BOARD Empfänger der ptj CHAIRMEN Heinz Watzka, Senior Advisor, EITEP Institute Dirk Strack, Technical Director, TAL - Deutsche Transalpine Oelleitung MEMBERS Ulrich Adriany, Senior Technical Expert, ARCADIS Deutschland Arthur Braga, Country Manager, ITF Brazil Jens Focke, CEO, BIL Maximilian Hofmann, Managing Director, MAX STREICHER Dirk Jedziny, Vice President - Head of Cluster Ruhr North, Evonik Industries Dr. Andreas Liessem, Managing Director, Europipe Ralf Middelhauve, Head of Central Dept. Process Industrie / Plant Engineering and Operation, TÜV NORD Systems Dr. Prodromos Psarropoulos, Structural & Geotechnical Engineer, National Technical University of Athens Uwe Ringel, Managing Director, ONTRAS Gastransport Muhammad Sultan Al-Qahtani, General Manager, Pipelines, Saudi Aramco Filippo Cinelli, Senior Marketing Manager, Baker Hughes, a GE company Andreas Haskamp, Pipeline Joint Venture Management, BP Europa SE Dr. Thomas Hüwener, Managing Director Technical Services, Open Grid Europe Cliff Johnson, President, PRCI - Pipeline Research Council International Michael Lubberger, Senior Prod- uct Manager Pipeline, BU Utility Tunnelling, Herrenknecht Steffen Paeper, Offshore Engineering, South Stream Juan Arzuaga, Executive Secretary, IPLOCA Dr. Marion Erdelen-Peppler, Secretary General, EPRG - European Pipeline Research Group Jörg Himmerich, Managing Di- rector / Technical Expert, Dr.-Ing. Veenker Ing.-ges. Mark David Iden, Director, Gov- ernment Relations, Floating Leaf Mike Liepe, Head Business Solu- tion Line O&G Pipelines, Siemens Brigham McCown, Chairman and CEO, Nouveau Bruno Pomaré, Technical Director, Spiecapag Frank Rathlev, Manager of Network Operations, Thyssengas Dr. Joachim Rau, Managing Director, DVGW CERT Hermann Rosen, President, ROSEN Group Michael Schad, Head of Sales International, DENSO Joblevel der Empfänger 11% CEO 20% Director 26% Manager 43% Executive Unternehmensarten 23% Betreiber 61% Techn. / Service Provider 11% Forscher 4% Behörden Dr. Adrian Schaffranietz, Coordi- nator Government Relations, Nord Stream 2 Prof. Dr. Jürgen Schmidt, Manag- ing Director, CSE Center of Safety Excellence Ulrich Schneider, Business Development Manager Continental Europe, KTN Guntram Schnotz, Expert / Pipeline, TÜV SÜD Industrie Service Carlo Maria Spinelli, Technology Planner, eni gas & power Anand Kumar Tewari, Executive Director, Indian Oil Corporation Eine vielfältige Datenbank Asle Venas, Senior Pipeline Special- ist, DNV GL Paul Waanders, Int. Sales Manager, Maats Pipeline Equipment George Ziborov, Leading expert, Foreign Economic Relations Department, Transneft Bernd Vogel, Head of Network Department, GASCADE Gastransport Tobias Walk, Director of Projects – Pipeline Systems, ILF Consulting Engineers Roger Vogel, Sales Manager - EURA, Baker Hughes, a GE company Thomas Wolf, CEO, NDT Global Wir liefern Inhalte gleichermaßen an regionale Fachkräfte und globale Entscheidungsträger, wodurch die Marke ptj ein geeignetes Medium für die globale Wissensverteilung, sowie die Entwicklung und Erhaltung der allgemeinen Sichtbarkeit in der weltweiten Pipeline-Indus- trie darstellt.