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Energie - Wasserkraftwerke ab 30 kW

Der Kartendienst (WMS-Gruppe) stellt die digitalen Geodaten aus dem Bereich Erneuerbare Energien des Saarlandes dar.:Standorte von Kraftwerken, die die mechanische Energie des Wassers in elektrischen Strom umwandeln. Die Daten stammen aus dem Marktstammdatenregister (MaStR). Stand: 06.09.2022

Xtra-onshore\Öl-roh-RU-2000

Sibirische Öl-Förderung, z.T. sekundäre/tertiäre Technik, Energie- und Emissionsdaten nach #1, aktualisiert wie folgt: Aufgrund des schlechten Zustandes der technischen Infrastruktur in der russischen Erdöl­förderung wurde für der Kraftbedarf für Pumpen usw. um 0,1%-Punkte höher als für sekundäre Fördertechniken in anderen Regionen (0,4% nach #2) angenommen. Ergänzend wurde der Aufwand für die Exploration einbezogen (vgl. unten), der umgerechnet nochmals 0,25% ausmacht. Als Bereit­stel­lungs­system für diese mechanische Energie dient ein Dieselmotor. Für die Ölauf­be­rei­tung (heater-treater) wurde pauschal ein Aufwand von 1% an Prozesswärme, bezo­gen auf den Heizwert des gewonnenen Öls, veranschlagt. Dieser relativ hohe Wert wurde aufgrund der teilweise extremen klimatischen Bedingungen (lange Kälteperioden) und des schlechten Anlagen­zustandes abgeschätzt und liegt doppelt so hoch wie in anderen Öllieferregionen. 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 250 m3 Erdölgas je geförderte Tonne Rohöl angesetzt. Ein Teil des Erdölgases wird gefasst und weitergenutzt, der Rest abgefackelt. 15% dieser Erdölgasmenge werden mit einem Abbrand von 96% (nach #3) abgefackelt. Dies er­gibt direkte Emissionen aus der Fackel von 20 kg/TJ für CH4 bzw. 13 kg/TJ für NMVOC, die CO2-Emissionen der Fackel betragen 2.353 kg/TJ des geförderten Rohöl-Heizwerts. Zusätzlich werden diffuse Emissionen von 0,2% des Begleitgases als Verluste berücksichtigt, dies sind 6,8 kg/TJ CH4 und 4,3 kg/TJ an NMVOC. Ergänzend wurde auch der Explorationsaufwand nach #2 angesetzt: 0,05 m/t Öl Bohrleistung, Aufwand dafür je m Bohrleistung: Stahl 210 kg/m Zement 200 kg/m Wasser 3000 kg/m Diesel onshore 200 l/m Diesel offshore 500 l/m Emissionen CH4 1,9 kg/m Emissionen NMVOC 0,65 kg/m Emissionen CO2 530 kg/m Damit ergeben sich insgesamt direkte Emissionen von 3003 kg/TJ für CO2 und 29,4 kg/TJ an CH4 bzw. 17,8 kg/TJ an NMVOC. Auslastung: 7900h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 10000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2000 Lebensdauer: 25a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl

Xtra-onshore\Öl-roh-RU-2005

Sibirische Öl-Förderung, z.T. sekundäre/tertiäre Technik, Energie- und Emissionsdaten nach #1, aktualisiert wie folgt: Aufgrund des schlechten Zustandes der technischen Infrastruktur in der russischen Erdöl­förderung wurde für der Kraftbedarf für Pumpen usw. um 0,1%-Punkte höher als für sekundäre Fördertechniken in anderen Regionen (0,4% nach #2) angenommen. Ergänzend wurde der Aufwand für die Exploration einbezogen (vgl. unten), der umgerechnet nochmals 0,25% ausmacht. Als Bereit­stel­lungs­system für diese mechanische Energie dient ein Dieselmotor. Für die Ölauf­be­rei­tung (heater-treater) wurde pauschal ein Aufwand von 1% an Prozesswärme, bezo­gen auf den Heizwert des gewonnenen Öls, veranschlagt. Dieser relativ hohe Wert wurde aufgrund der teilweise extremen klimatischen Bedingungen (lange Kälteperioden) und des schlechten Anlagen­zustandes abgeschätzt und liegt doppelt so hoch wie in anderen Öllieferregionen. 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 250 m3 Erdölgas je geförderte Tonne Rohöl angesetzt. Ein Teil des Erdölgases wird gefasst und weitergenutzt, der Rest abgefackelt. 15% dieser Erdölgasmenge werden mit einem Abbrand von 96% (nach #3) abgefackelt. Dies er­gibt direkte Emissionen aus der Fackel von 20 kg/TJ für CH4 bzw. 13 kg/TJ für NMVOC, die CO2-Emissionen der Fackel betragen 2.353 kg/TJ des geförderten Rohöl-Heizwerts. Zusätzlich werden diffuse Emissionen von 0,2% des Begleitgases als Verluste berücksichtigt, dies sind 6,8 kg/TJ CH4 und 4,3 kg/TJ an NMVOC. Ergänzend wurde auch der Explorationsaufwand nach #2 angesetzt: 0,05 m/t Öl Bohrleistung, Aufwand dafür je m Bohrleistung: Stahl 210 kg/m Zement 200 kg/m Wasser 3000 kg/m Diesel onshore 200 l/m Diesel offshore 500 l/m Emissionen CH4 1,9 kg/m Emissionen NMVOC 0,65 kg/m Emissionen CO2 530 kg/m Damit ergeben sich insgesamt direkte Emissionen von 3003 kg/TJ für CO2 und 29,4 kg/TJ an CH4 bzw. 17,8 kg/TJ an NMVOC. Auslastung: 7900h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 10000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2005 Lebensdauer: 25a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl

Xtra-onshore\Gas-ES-2000

Onshore-Gas-Förderung, Daten nach Deutschland außer Methanverluste: Der spezifische Energieaufwand liegt nach #1 bei 0,1% des Gasheizwertes (als mechanische Energie) bzw. bei rd. 0,5% als Brennstoffbedarf. In #2 wird ein Brennstoffbedarf von 1% des Gasheizwerts für die Förderung, Pipelinetransport und Aufbereitung angenommen (in #3 sind es 1,3%), was relativ gut mit dem hier gewählten Wert übereinstimmt, wenn die separat modellierte Gasaufbereitung einbezogen wird. Für die Bereitstellung des Kraftbedarfs wird aus Gründen des Explosionsschutzes der Strombezug aus dem Kraftwerkspark unterstellt. Als direkte Methanemissionen aus der Förderung (inkl. Fackelemissionen) werden aufgrund der onshore-Situation 0,125% der Rohgasförderung angenommen, während #2 für die Methanverluste ohne Fackel von 0,06% ausgeht und 0,25% des Gases über Fackel verbrannt werden. Alle anderen Daten stammen aus #1. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 5000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2000 Lebensdauer: 20a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Gase

Xtra-onshore\Gas-US-2000

Onshore-Gas-Förderung, Daten nach Deutschland außer Methanverluste: Der spezifische Energieaufwand liegt nach #1 bei 0,1% des Gasheizwertes (als mechanische Energie) bzw. bei rd. 0,5% als Brennstoffbedarf. In #2 wird ein Brennstoffbedarf von 1% des Gasheizwerts für die Förderung, Pipelinetransport und Aufbereitung angenommen (in #3 sind es 1,3%), was relativ gut mit dem hier gewählten Wert übereinstimmt, wenn die separat modellierte Gasaufbereitung einbezogen wird. Für die Bereitstellung des Kraftbedarfs wird aus Gründen des Explosionsschutzes der Strombezug aus dem Kraftwerkspark unterstellt. Als direkte Methanemissionen aus der Förderung (inkl. Fackelemissionen) werden aufgrund der onshore-Situation 0,125% der Rohgasförderung angenommen, während #2 für die Methanverluste ohne Fackel von 0,06% ausgeht und 0,25% des Gases über Fackel verbrannt werden. Alle anderen Daten stammen aus #1. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 5000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2000 Lebensdauer: 20a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Gase

Xtra-onshore\Gas-FR-2000

Onshore-Gas-Förderung, Daten nach Deutschland außer Methanverluste: Der spezifische Energieaufwand liegt nach #1 bei 0,1% des Gasheizwertes (als mechanische Energie) bzw. bei rd. 0,5% als Brennstoffbedarf. In #2 wird ein Brennstoffbedarf von 1% des Gasheizwerts für die Förderung, Pipelinetransport und Aufbereitung angenommen (in #3 sind es 1,3%), was relativ gut mit dem hier gewählten Wert übereinstimmt, wenn die separat modellierte Gasaufbereitung einbezogen wird. Für die Bereitstellung des Kraftbedarfs wird aus Gründen des Explosionsschutzes der Strombezug aus dem Kraftwerkspark unterstellt. Als direkte Methanemissionen aus der Förderung (inkl. Fackelemissionen) werden aufgrund der onshore-Situation 0,125% der Rohgasförderung angenommen, während #2 für die Methanverluste ohne Fackel von 0,06% ausgeht und 0,25% des Gases über Fackel verbrannt werden. Alle anderen Daten stammen aus #1. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 5000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2000 Lebensdauer: 20a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Gase

Xtra-onshore\Gas-ES-2005

Onshore-Gas-Förderung, Daten nach Deutschland außer Methanverluste: Der spezifische Energieaufwand liegt nach #1 bei 0,1% des Gasheizwertes (als mechanische Energie) bzw. bei rd. 0,5% als Brennstoffbedarf. In #2 wird ein Brennstoffbedarf von 1% des Gasheizwerts für die Förderung, Pipelinetransport und Aufbereitung angenommen (in #3 sind es 1,3%), was relativ gut mit dem hier gewählten Wert übereinstimmt, wenn die separat modellierte Gasaufbereitung einbezogen wird. Für die Bereitstellung des Kraftbedarfs wird aus Gründen des Explosionsschutzes der Strombezug aus dem Kraftwerkspark unterstellt. Als direkte Methanemissionen aus der Förderung (inkl. Fackelemissionen) werden aufgrund der onshore-Situation 0,125% der Rohgasförderung angenommen, während #2 für die Methanverluste ohne Fackel von 0,06% ausgeht und 0,25% des Gases über Fackel verbrannt werden. Alle anderen Daten stammen aus #1. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 5000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2005 Lebensdauer: 20a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Gase

Xtra-onshore\Gas-FR-2005

Onshore-Gas-Förderung, Daten nach Deutschland außer Methanverluste: Der spezifische Energieaufwand liegt nach #1 bei 0,1% des Gasheizwertes (als mechanische Energie) bzw. bei rd. 0,5% als Brennstoffbedarf. In #2 wird ein Brennstoffbedarf von 1% des Gasheizwerts für die Förderung, Pipelinetransport und Aufbereitung angenommen (in #3 sind es 1,3%), was relativ gut mit dem hier gewählten Wert übereinstimmt, wenn die separat modellierte Gasaufbereitung einbezogen wird. Für die Bereitstellung des Kraftbedarfs wird aus Gründen des Explosionsschutzes der Strombezug aus dem Kraftwerkspark unterstellt. Als direkte Methanemissionen aus der Förderung (inkl. Fackelemissionen) werden aufgrund der onshore-Situation 0,125% der Rohgasförderung angenommen, während #2 für die Methanverluste ohne Fackel von 0,06% ausgeht und 0,25% des Gases über Fackel verbrannt werden. Alle anderen Daten stammen aus #1. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 5000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2005 Lebensdauer: 20a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Gase

Xtra-onshore\Gas-US-2005

Onshore-Gas-Förderung, Daten nach Deutschland außer Methanverluste: Der spezifische Energieaufwand liegt nach #1 bei 0,1% des Gasheizwertes (als mechanische Energie) bzw. bei rd. 0,5% als Brennstoffbedarf. In #2 wird ein Brennstoffbedarf von 1% des Gasheizwerts für die Förderung, Pipelinetransport und Aufbereitung angenommen (in #3 sind es 1,3%), was relativ gut mit dem hier gewählten Wert übereinstimmt, wenn die separat modellierte Gasaufbereitung einbezogen wird. Für die Bereitstellung des Kraftbedarfs wird aus Gründen des Explosionsschutzes der Strombezug aus dem Kraftwerkspark unterstellt. Als direkte Methanemissionen aus der Förderung (inkl. Fackelemissionen) werden aufgrund der onshore-Situation 0,125% der Rohgasförderung angenommen, während #2 für die Methanverluste ohne Fackel von 0,06% ausgeht und 0,25% des Gases über Fackel verbrannt werden. Alle anderen Daten stammen aus #1. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 5000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2005 Lebensdauer: 20a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Gase

Xtra-onshore\Gas-RU-2000

Onshore-Gasförderung in Rußland (Sibirien): Die Prozeßkette für Gas aus der GUS basiert #1, in der verschiedene zusammenfassende Studien ausgewertet wurden. Für die Erdgasförderung wird ein Bedarf von mechanischer Energie von 0,1% bezogen auf den Heizwert des geförderten Gases unterstellt. Diese mechanische Arbeit wird über elektrische Motoren bereitgestellt, deren Stromversorgung über ein Gasturbinenkraftwerk am Förderstandort realisiert wird. Bei den direkten CH4-Emissionen wird aufgrund schlechterer Wartung und Instandhaltung (u.a. klimatische, technische und logistische Bedingungen) von einer Leckagerate von 0,5% ausgegangen (inkl. diffuser Emissionen), wobei auch Angaben aus #2 bewertet wurden. Dieser Wert entspricht zusammen mit denen von Gasaufbereitung und Ferntransport bei der Annahme von 1% Gesamtemission in #1 sowie den pauschalierten Angaben in ETH 1995a, ist aber viermal höher als der (unrealistische) Wert in #3. Für eine detaillierte Diskussion vgl. #1. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 5000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2000 Lebensdauer: 20a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 90,1% Produkt: Brennstoffe-fossil-Gase

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