Änderungsgenehmigung einer Anlage zur Erzeugung von Biogas, soweit nicht von Nummer 8.6 erfasst, mit einer Produktionskapazität von 1,2 Million Normkubikmetern je Jahr Rohgas oder mehr; Anlagen zur Erzeugung von Strom, Dampf, Warmwasser, Prozesswärme oder erhitztem Abgas in einer Verbrennungseinrichtung (wie Kraftwerk, Heizkraftwerk, Heizwerk, Gasturbinenanlage, Verbrennungsmotoranlage, sonstige Feuerungsanlage), einschließlich zugehöriger Dampfkessel, ausgenommen Verbrennungsmotoranlagen für Bohranlagen und Notstromaggregate, durch den Einsatz von gasförmigen Brennstoffen (insbesondere Koksofengas, Grubengas, Stahlgas, Raffineriegas, Synthesegas, Erdölgas aus der Tertiärförderung von Erdöl, Klärgas, Biogas), ausgenommen naturbelassenem Erdgas, Flüssiggas, Gasen der öffentlichen Gasversorgung oder Wasserstoff, mit einer Feuerungswärmeleistung von 1 Megawatt bis weniger als 10 Megawatt, bei Verbrennungsmotoranlagen oder Gasturbinenanlagen; Anlagen zur biologischen Behandlung, soweit nicht durch Nummer 8.5 oder 8.7 erfasst, von Gülle, soweit die Behandlung ausschließlich zur Verwertung durch anaerobe Vergärung (Biogaserzeugung) erfolgt, mit einer Durchsatzkapazität von weniger als 100 Tonnen je Tag, soweit die Produktionskapazität von Rohgas 1,2 Mio. Normkubikmetern je Jahr oder mehr beträgt und Anlagen zur Lagerung von Gülle oder Gärresten mit einer Lagerkapazität von 6 500 Kubikmetern oder mehr
Änderungsgenehmigung einer Anlage zur Erzeugung von Strom, Dampf, Warmwasser, Prozesswärme oder erhitztem Abgas in einer Verbrennungseinrichtung (wie Kraftwerk, Heizkraftwerk, Heizwerk, Gasturbinenanlage, Verbrennungsmotoranlage, sonstige Feuerungsanlage), einschließlich zugehöriger Dampfkessel, ausgenommen Verbrennungsmotoranlagen für Bohranlagen und Notstromaggregate, durch den Einsatz von gasförmigen Brennstoffen (insbesondere Koksofengas, Grubengas, Stahlgas, Raffineriegas, Synthesegas, Erdölgas aus der Tertiärförderung von Erdöl, Klärgas, Biogas), ausgenommen naturbelassenem Erdgas, Flüssiggas, Gasen der öffentlichen Gasversorgung oder Wasserstoff, mit einer Feuerungswärmeleistung von 1 Megawatt bis weniger als 10 Megawatt, bei Verbrennungsmotoranlagen oder Gasturbinenanlagen; Anlagen zur biologischen Behandlung, soweit nicht durch Nummer 8.5 oder 8.7 erfasst, von Gülle, soweit die Behandlung ausschließlich zur Verwertung durch anaerobe Vergärung (Biogaserzeugung) erfolgt, mit einer Durchsatzkapazität von weniger als 100 Tonnen je Tag, soweit die Produktionskapazität von Rohgas 1,2 Mio. Normkubikmetern je Jahr oder mehr beträgt sowie einer Anlage zur biologischen Behandlung, soweit nicht durch Nummer 8.5 oder 8.7 erfasst, von nicht gefährlichen Abfällen, soweit nicht durch Nummer 8.6.3 erfasst, mit einer Durchsatzkapazität an Einsatzstoffen von 10 Tonnen bis weniger als 50 Tonnen je Tag (Errichtung und des Betriebs eines weiteren Feststoffdosierers, der Errichtung und des Betriebs einer Hammermühle, der Errichtung und des Betriebs eines Separators sowie die Erhöhung der Input- und Biogasmengen)
Die energielenker Biomethan Drei GmbH, Hafenweg 15 in 48155 Münster beantragte mit Schreiben vom 28. April 2020 beim Salzlandkreis die Genehmigung zur Erweiterung und zum Betrieb nach § 16 und 19 Abs. 1, 2 BImSchG einer Anlage zur biologischen Behandlung, soweit nicht durch Nummer 8.5 oder 8.7 erfasst, von Gülle, soweit die Behandlung ausschließlich zur Verwertung durch anaerobe Vergärung (Biogaserzeugung) erfolgt, mit einer Durchsatzkapazität von weniger als 100 Tonnen je Tag (10,96 t/d), soweit die Produktionskapazität von Rohgas 1,2 Mio. Normkubikmetern je Jahr oder mehr beträgt (2,15 Mio. Nm³/a) Anlagen zur Erzeugung von Strom, Dampf, Warmwasser, Prozesswärme oder erhitztem Abgas in einer Verbrennungseinrichtung (wie Kraftwerk, Heizkraftwerk, Heizwerk, Gasturbinenanlage, Verbrennungsmotoranlage, sonstige Feuerungsanlage), einschließlich zugehöriger Dampfkessel, ausgenommen Verbrennungsmotoranlagen für Bohranlagen und Notstromaggregate, durch den Einsatz von gasförmigen Brennstoffen (insbesondere Koksofengas, Grubengas, Stahlgas, Raffineriegas, Synthesegas, Erdölgas aus der Tertiärförderung von Erdöl, Klärgas, Biogas), ausgenommen naturbelassenem Erdgas, Flüssiggas, Gasen der öffentlichen Gasversorgung oder Wasserstoff, mit einer Feuerungswärmeleistung von 1 Megawatt bis weniger als 10 Megawatt (1,293 MW), bei Verbrennungsmotoranlagen oder Gasturbinenanlagen, am Standort Siedlung 9a in 06420 Könnern OT Belleben Gemarkung: Belleben, Flur: 9, Flurstück: 1053
Die Biogas Immobilien GbR, Schmiedestraße 1 in 06466 Stadt Seeland OT Gatersleben, vertreten durch die IVW Ingenieurbüro für Verkehrs- und Wasserwirtschaftsplanung GmbH, Calbische Straße 17 in 39122 Magdeburg, beantragte mit Schreiben vom 04. Juni 2021 beim Salzlandkreis die Genehmigung zur Erweiterung und zum Betrieb nach § 16 und 19 Abs. 1, 2 BImSchG einer Anlagen zur Erzeugung von Strom, Dampf, Warmwasser, Prozesswärme oder erhitztem Abgas in einer Verbrennungseinrichtung (wie Kraftwerk, Heizkraftwerk, Heizwerk, Gasturbinenanlage, Verbrennungsmotoranlage, sonstige Feuerungsanlage), einschließlich zugehöriger Dampfkessel, ausgenommen Verbrennungsmotoranlagen für Bohranlagen und Notstromaggregate, durch den Einsatz von gasförmigen Brennstoffen (insbesondere Koksofengas, Grubengas, Stahlgas, Raffineriegas, Synthesegas, Erdölgas aus der Tertiärförderung von Erdöl, Klärgas, Biogas), ausgenommen naturbelassenem Erdgas, Flüssiggas, Gasen der öffentlichen Gasversorgung oder Wasserstoff, und Heizöl EL, Dieselkraftstoff, Methanol, Ethanol, naturbelassenen Pflanzenölen oder Pflanzenölmethylestern, naturbelassenen Erdgas, Flüssiggas, Gasen der öffentlichen Gasversorgung oder Wasserstoff mit einer Feuerungswärmeleistung von 1 Megawatt bis weniger als 10 bzw. 20 Megawatt bei Verbrennungsmotoranlagen oder Gasturbinenanlagen, am Standort Am Schwabeplan 6a in 06466 Stadt Seeland OT Gatersleben Gemarkung: Gatersleben, Flur: 1, Flurstück: 499
Der Wasserzweckverband „Saale-Fuhne-Ziethe“, Köthensche Straße 54 in 06406 Bernburg mit Schreiben vom 21. Januar 2021 beim Salzlandkreis die Genehmigung zur Errichtung und zum Betrieb nach § 4 und 19 Abs. 1, 2 BImSchG einer Anlagen zur Erzeugung von Strom, Dampf, Warmwasser, Prozesswärme oder erhitztem Abgas in einer Verbrennungseinrichtung (wie Kraftwerk, Heizkraftwerk, Heizwerk, Gasturbinenanlage, Verbrennungsmotoranlage, sonstige Feuerungsanlage), einschließlich zugehöriger Dampfkessel, ausgenommen Verbrennungsmotoranlagen für Bohranlagen und Notstromaggregate, durch den Einsatz von gasförmigen Brennstoffen (insbesondere Koksofengas, Grubengas, Stahlgas, Raffineriegas, Synthesegas, Erdölgas aus der Tertiärförderung von Erdöl, Klärgas, Biogas), ausgenommen naturbelassenem Erdgas, Flüssiggas, Gasen der öffentlichen Gasversorgung oder Wasserstoff, mit einer Feuerungswärmeleistung von 1 Megawatt bis weniger als 10 Megawatt (1,13 MW), bei Verbrennungsmotoranlagen oder Gasturbinenanlagen, am Standort Am Felsenkeller 7 in 06406 Bernburg Gemarkung: Bernburg, Flur: 84, Flurstück: 4
Primäre Onshore-Öl-Förderung in der Türkei, Daten wie für OPEC: Energie- und Emissionsdaten nach #1, aktualisiert durch #2 und #3, inkl. Explorationsaufwand nach #2: Der Kraftbedarf für Pumpen usw. wird mit 0,2% nach #2 angenommen. Der Aufwand für die Exploration (vgl. unten) liegt umgerechnet bei 0,02% und wurde vernachlässigt. Als Bereitstellungssystem für diese mechanische Energie dient ein Dieselmotor. Für die Ölaufbereitung (heater-treater) wird nach #2 ein Aufwand von 0,5% an Prozesswärme, bezogen auf den Heizwert des gewonnenen Öls, veranschlagt. Als Bereitstellungssystem für diese Prozesswärme dient ein Ölkessel. Bei der Gewinnung von Erdöl werden beträchtliche Mengen von Methan über die Emission von Erdölgas (ca. 77% CH4) frei. Hier wurde nach #3 ein Verhältnis von 150 m3 Erdölgas je geförderte Tonne Rohöl angesetzt. Ein Teil des Erdölgases wird gefasst und weitergenutzt, der Rest abgefackelt. 12,5% dieser Erdölgasmenge werden mit einem Abbrand von 97% (nach #3) abgefackelt. Dies ergibt direkte Emissionen aus der Fackel von 8 kg/TJ für CH4 bzw. 5 kg/TJ für NMVOC, die CO2-Emissionen der Fackel betragen 1.189 kg/TJ des geförderten Rohöl-Heizwerts. Zusätzlich werden diffuse Emissionen von 0,15% des Begleitgases als Verluste berücksichtigt, dies sind 3 kg/TJ CH4 und 2 kg/TJ an NMVOC. Ergänzend wurde auch der Explorationsaufwand nach #2 angesetzt: Bohrbedarf 0,003 m/t Öl. Aufwand je m Bohrung: Stahl 210 kg/m Zement 200 kg/m Diesel 200 l/m Emissionen CH4 1,9 kg/m Emissionen NMVOC 0,65 kg/m Damit ergeben sich gesamte direkte Emissionen von 1228 kg/TJ an CO2, 10,8 kg/TJ an CH4 und 6,8 kg/TH an NMVOC. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 15000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2000 Lebensdauer: 25a Leistung: 1500MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl
Primäre Onshore-Öl-Förderung in der Türkei, Daten wie für OPEC: Energie- und Emissionsdaten nach #1, aktualisiert durch #2 und #3, inkl. Explorationsaufwand nach #2: Der Kraftbedarf für Pumpen usw. wird mit 0,2% nach #2 angenommen. Der Aufwand für die Exploration (vgl. unten) liegt umgerechnet bei 0,02% und wurde vernachlässigt. Als Bereitstellungssystem für die mechanische Energie dienen elektrische Pumpen (Strom aus dem Kraftwerkspark). Für die Ölaufbereitung (heater-treater) wird nach #2 ein Aufwand von 0,5% an Prozesswärme, bezogen auf den Heizwert des gewonnenen Öls, veranschlagt. Als Bereitstellungssystem für diese Prozesswärme dient ein Ölkessel. Bei der Gewinnung von Erdöl werden beträchtliche Mengen von Methan über die Emission von Erdölgas (ca. 77% CH4) frei. Hier wurde nach #3 ein Verhältnis von 150 m3 Erdölgas je geförderte Tonne Rohöl angesetzt. Ein Teil des Erdölgases wird gefasst und weitergenutzt, der Rest abgefackelt. 7,5% dieser Erdölgasmenge werden mit einem Abbrand von 98,5% abgefackelt. Dies ergibt direkte Emissionen aus der Fackel von 2 kg/TJ für CH4 bzw. 1.4 kg/TJ für NMVOC, die CO2-Emissionen der Fackel betragen 724 kg/TJ des geförderten Rohöl-Heizwerts. Zusätzlich werden diffuse Emissionen von 0,075% des Begleitgases als Verluste berücksichtigt, dies sind 1,5 kg/TJ CH4 und 1,4 kg/TJ an NMVOC. Ergänzend wurde auch der Explorationsaufwand nach #2 angesetzt: Bohrbedarf 0,003 m/t Öl. Aufwand je m Bohrung: Stahl 210 kg/m Zement 200 kg/m Diesel 200 l/m Emissionen CH4 1,9 kg/m Emissionen NMVOC 0,65 kg/m Damit ergeben sich gesamte direkte Emissionen von 3,9 kg/TJ an CH4 und 2,4 kg/TH an NMVOC. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 15000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2030 Lebensdauer: 25a Leistung: 1500MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl
Primäre Onshore-Öl-Förderung in der OPEC, Energie- und Emissionsdaten nach #1, aktualisiert durch #2 und #3, inkl. Explorationsaufwand nach #2: Der Kraftbedarf für Pumpen usw. wird mit 0,2% nach #2 angenommen. Der Aufwand für die Exploration (vgl. unten) liegt umgerechnet bei 0,02% und wird vernachlässigt. Als Bereitstellungssystem für die mechanische Energie dient ein Dieselmotor. Für die Ölaufbereitung (heater-treater) wird nach #2 ein Aufwand von 0,5% an Prozesswärme, bezogen auf den Heizwert des gewonnenen Öls, veranschlagt. Als Bereitstellungssystem für diese Prozesswärme dient ein Ölkessel. Bei der Gewinnung von Erdöl werden beträchtliche Mengen von Methan über die Emission von Erdölgas (ca. 77% CH4) frei. Hier wurde nach #3 ein Verhältnis von 150 m3 Erdölgas je geförderte Tonne Rohöl angesetzt. Ein Teil des Erdölgases wird gefasst und weitergenutzt, der Rest abgefackelt. 12,5% dieser Erdölgasmenge werden mit einem Abbrand von 97% (nach #3) abgefackelt. Dies ergibt direkte Emissionen aus der Fackel von 8 kg/TJ für CH4 bzw. 5 kg/TJ für NMVOC, die CO2-Emissionen der Fackel betragen 1.189 kg/TJ des geförderten Rohöl-Heizwerts. Zusätzlich werden diffuse Emissionen von 0,15% des Begleitgases als Verluste berücksichtigt, dies sind 3 kg/TJ CH4 und 2 kg/TJ an NMVOC. Ergänzend wurde auch der Explorationsaufwand nach #2 angesetzt: Bohrbedarf 0,003 m/t Öl. Aufwand je m Bohrung: Stahl 210 kg/m Zement 200 kg/m Diesel 200 l/m Emissionen CH4 1,9 kg/m Emissionen NMVOC 0,65 kg/m Damit ergeben sich gesamte direkte Emissionen von 1228 kg/TJ an CO2, 10,8 kg/TJ an CH4 und 6,8 kg/TH an NMVOC. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 15000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2005 Lebensdauer: 25a Leistung: 1500MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl
Primäre Onshore-Öl-Förderung in der Türkei, Daten wie für OPEC: Energie- und Emissionsdaten nach #1, aktualisiert durch #2 und #3, inkl. Explorationsaufwand nach #2: Der Kraftbedarf für Pumpen usw. wird mit 0,2% nach #2 angenommen. Der Aufwand für die Exploration (vgl. unten) liegt umgerechnet bei 0,02% und wurde vernachlässigt. Als Bereitstellungssystem für diese mechanische Energie dient ein Dieselmotor. Für die Ölaufbereitung (heater-treater) wird nach #2 ein Aufwand von 0,5% an Prozesswärme, bezogen auf den Heizwert des gewonnenen Öls, veranschlagt. Als Bereitstellungssystem für diese Prozesswärme dient ein Ölkessel. Bei der Gewinnung von Erdöl werden beträchtliche Mengen von Methan über die Emission von Erdölgas (ca. 77% CH4) frei. Hier wurde nach #3 ein Verhältnis von 150 m3 Erdölgas je geförderte Tonne Rohöl angesetzt. Ein Teil des Erdölgases wird gefasst und weitergenutzt, der Rest abgefackelt. 12,5% dieser Erdölgasmenge werden mit einem Abbrand von 97% (nach #3) abgefackelt. Dies ergibt direkte Emissionen aus der Fackel von 8 kg/TJ für CH4 bzw. 5 kg/TJ für NMVOC, die CO2-Emissionen der Fackel betragen 1.189 kg/TJ des geförderten Rohöl-Heizwerts. Zusätzlich werden diffuse Emissionen von 0,15% des Begleitgases als Verluste berücksichtigt, dies sind 3 kg/TJ CH4 und 2 kg/TJ an NMVOC. Ergänzend wurde auch der Explorationsaufwand nach #2 angesetzt: Bohrbedarf 0,003 m/t Öl. Aufwand je m Bohrung: Stahl 210 kg/m Zement 200 kg/m Diesel 200 l/m Emissionen CH4 1,9 kg/m Emissionen NMVOC 0,65 kg/m Damit ergeben sich gesamte direkte Emissionen von 1228 kg/TJ an CO2, 10,8 kg/TJ an CH4 und 6,8 kg/TH an NMVOC. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 15000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2005 Lebensdauer: 25a Leistung: 1500MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl
Primäre Onshore-Öl-Förderung in der Türkei, Daten wie für OPEC: Energie- und Emissionsdaten nach #1, aktualisiert durch #2 und #3, inkl. Explorationsaufwand nach #2: Der Kraftbedarf für Pumpen usw. wird mit 0,2% nach #2 angenommen. Der Aufwand für die Exploration (vgl. unten) liegt umgerechnet bei 0,02% und wurde vernachlässigt. Als Bereitstellungssystem für die mechanische Energie dienen elektrische Pumpen (Strom aus dem Kraftwerkspark). Für die Ölaufbereitung (heater-treater) wird nach #2 ein Aufwand von 0,5% an Prozesswärme, bezogen auf den Heizwert des gewonnenen Öls, veranschlagt. Als Bereitstellungssystem für diese Prozesswärme dient ein Ölkessel. Bei der Gewinnung von Erdöl werden beträchtliche Mengen von Methan über die Emission von Erdölgas (ca. 77% CH4) frei. Hier wurde nach #3 ein Verhältnis von 150 m3 Erdölgas je geförderte Tonne Rohöl angesetzt. Ein Teil des Erdölgases wird gefasst und weitergenutzt, der Rest abgefackelt. 11,25% dieser Erdölgasmenge werden mit einem Abbrand von 97,5% abgefackelt. Dies ergibt direkte Emissionen aus der Fackel von 6 kg/TJ für CH4 bzw. 4 kg/TJ für NMVOC, die CO2-Emissionen der Fackel betragen 1.075 kg/TJ des geförderten Rohöl-Heizwerts. Zusätzlich werden diffuse Emissionen von 0,125% des Begleitgases als Verluste berücksichtigt, dies sind 2,5 kg/TJ CH4 und 1,6 kg/TJ an NMVOC. Ergänzend wurde auch der Explorationsaufwand nach #2 angesetzt: Bohrbedarf 0,003 m/t Öl. Aufwand je m Bohrung: Stahl 210 kg/m Zement 200 kg/m Diesel 200 l/m Emissionen CH4 1,9 kg/m Emissionen NMVOC 0,65 kg/m Damit ergeben sich gesamte direkte Emissionen von 8,4 kg/TJ an CH4 und 5,2 kg/TJ an NMVOC. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 15000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2010 Lebensdauer: 25a Leistung: 1500MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl
| Origin | Count |
|---|---|
| Bund | 63 |
| Land | 6 |
| Type | Count |
|---|---|
| Chemische Verbindung | 13 |
| Gesetzestext | 13 |
| Text | 50 |
| Umweltprüfung | 5 |
| unbekannt | 1 |
| License | Count |
|---|---|
| geschlossen | 19 |
| unbekannt | 50 |
| Language | Count |
|---|---|
| Deutsch | 69 |
| Resource type | Count |
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|---|---|
| Boden | 69 |
| Lebewesen und Lebensräume | 55 |
| Luft | 55 |
| Mensch und Umwelt | 69 |
| Wasser | 55 |
| Weitere | 58 |