API src

Found 141 results.

Related terms

Xtra-onshore\Gas-DE-2020

Onshore-Gas-Förderung in Deutschland: Zu Beginn der Nutzung von Gasfeldern ist der Reservoirdruck i.A. so hoch, daß für den Pipe-linetransport keine Kompression erforderlich ist. In älteren Feldern sowie bei kombinierter Öl/Gasförderung ist jedoch eine Verdichtung notwendig. Als zu leistende Kompressionsarbeit (Kraftbedarf) der - aus Gründen des Explosionsschutzes elektrisch betriebenen - Pumpen gehen wir unter Einbeziehung der zukünftig steigenden Fördertiefen und sinkenden Reservoirdrücke von rd. 0,1 % (bezogen auf den Gasheizwert) aus, entsprechend einem Strombedarf von 0,11 %. Dies entspricht nur knapp der Hälfte der Angaben in #3, wo 1% des Gases als Brennstoff für Kompressoren (Gasturbinen) angenommen wird. Als direkte Emissionen werden Methan aus Leckagen, direktem Abblasen und Entlüftung berücksichtigt. Nach #1 liegen diese unter 0,15% für die Gasförderung UND Aufbereitung, nach #3 werden rd. 0,06% für die Förderung alleine angenommen. Hier wird wie in #2 ein Wert von 0,075% für die Förderung angenommen. Alle anderen Daten entstammen #2. Gegenüber 2000 wird ein steigender Energieaufwand und geringere CH4-Emissionen angesetzt nach #4. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 5000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2020 Lebensdauer: 20a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Gase

Xtra-onshore\Gas-DE-2005

Onshore-Gas-Förderung in Deutschland: Als zu leistende Kompressionsarbeit (Kraftbedarf) werden rd. 0,1 % (bezogen auf den Gasheizwert) angenommen, entsprechend einem Brennstoffbedarf von rd. 0,5%. 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 Emissionen werden Methan aus Leckagen, direktem Abblasen und Entlüftung berücksichtigt. Nach #3 liegen diese unter 0,15% für die Gasförderung UND Aufbereitung, nach #2 werden rd. 0,06% für die Förderung alleine (ohne Fackel ) angenommen und 0,25% des Gases über Fackel verbrannt werden. Hier wird wie in #3 ein Wert von 0,075% für die Förderung angenommen. Alle anderen Daten entstammen #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-DE-2000

Onshore-Gas-Förderung in Deutschland: Als zu leistende Kompressionsarbeit (Kraftbedarf) werden rd. 0,1 % (bezogen auf den Gasheizwert) angenommen, entsprechend einem Brennstoffbedarf von rd. 0,5%. 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 Emissionen werden Methan aus Leckagen, direktem Abblasen und Entlüftung berücksichtigt. Nach #3 liegen diese unter 0,15% für die Gasförderung UND Aufbereitung, nach #2 werden rd. 0,06% für die Förderung alleine (ohne Fackel ) angenommen und 0,25% des Gases über Fackel verbrannt werden. Hier wird wie in #3 ein Wert von 0,075% für die Förderung angenommen. Alle anderen Daten entstammen #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-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-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-NL-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-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-NL-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-AT-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-CA-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: 7900h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 5000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2005 Lebensdauer: 20a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Gase

1 2 3 4 5 … 13 14 15