Aufbereitung\Gas-DE-2030

Referenzen

# 1 DGMK 1992
# 2 ÖKO 1994
# 3 ESU/PSI/BEW 1996
# 4 ÖKO 2005

Metadaten

Datenqualität mittel (sekundäre/abgeleitete Daten)
Dateneingabe durch Klaus Schmidt
Quelle Öko-Institut
Review Status Review abgeschlossen
Review durch Uwe R. Fritsche
Letzte Änderung 06.12.2005 19:51:43
Sprache Deutsch
Ortsbezug Deutschland
Technologie Energie-Umwandlung
Technik-Status Bestand
Zeitbezug 2030
Produktionsbereich 40.21 Gaserzeugung
SNAP Code 5.3.1 Landgestützte Entschwefelung
GUID {CAD3AA8C-4336-4811-98F0-4BF62104A192}

Verknüpfungen

Produkt liefernder Prozess Bedarf   Transport mit Länge
Hauptinput
Erdgas-DE Xtra-onshore\Gas-DE-2030    
Aufwendungen zur Herstellung
Stahl Metall\Stahl-mix-DE-2000 30,000000 kg/kW
Zement Steine-Erden\Zement-DE-2000 60,000000 kg/kW
Hilfsenergie
Elektrizität Netz-el-DE-Verbund-HS-2030 5,0000*10-3 MWh/MWh
Prozesswärme Gas-Kessel-DE-2030 5,0000*10-3 MWh/MWh
Hauptoutput
Erdgas-DE

Kenndaten

Leistung 1,00000*106 kW
Auslastung 7,00000*103 h/a
Lebensdauer 20,000000 a
Flächeninanspruchnahme 100,000*103 m²
Beschäftigte 0,0000000 Personen
Nutzungsgrad 100,00000 %
Leistung von 500,000*103 bis 2,00000*106 kW
Benutzung von 3,50000*103 bis 8,40000*103 h/a

Direkte Emissionen

CO2-Äquivalent 873,00*10-3 kg/MWh
CH4 34,920*10-3 kg/MWh

Kosten

Brennstoff-/Inputkosten (Erdgas-DE) 84,9366*103 €/a 12,134*10-6 €/kWh
Summe 84,9366*103 €/a 12,134*10-6 €/kWh
Festgelegte Erzeugniskosten 12,134*10-3 €/MWh

Kommentar

Aufbereitung von Erdgas in Deutschland: Die der Förderung nachfolgende Gasaufbereitung (Entschwefelung, Trocknung, CnHm-Abscheidung) erfordert überwiegend Prozeßwärme in der Größenordnung von 0,5 % des Energiegehalts des Gasinputs. Die Nutzung des Gases ist bei "trockenen" Feldern (d.h. ohne Öl- oder Wasseranteile) nur die Abscheidung der schweren Kohlenwasserstoffe sowie des Schwefels (H2S, COS usw.) notwendig, bei "nassem" Gas dagegen auch eine Trocknung. Amerikanische Quellen geben als Richtzahlen Werte für den Prozessenergiebedarf der einzelnen Stufen für die H2S-Entfernung 2,0%, für die Dehydration 1% und für die CnHm-Absorption 0,7% an, jeweils bezogen auf den Heizwert des Gases (vgl. #2). Diese Werte schwanken stark mit der Gaszusammensetzung um etwa den Faktor 2. Bei einem Modellmix von 50 % trockenem und 50 % nassem Gas sowie einer ebenfalls hälftigen Aufteilung für zu entschwefelndes Sauergas und nicht zu entschwefelndes Süßgas (in Anlehnung an #1) ergibt sich als typischer Wert 0,5 % des Gasinputs als Brennstoff für Prozesswärmebereitstellung. Zur CnHm-Absorption wird eine fortschrittliche Technik unterstellt, die einen Strombedarf von rd. 0,5 %, bezogen auf den Gasheizwert, erfordert. Als direkte Emissionen werden die Methanverluste berachtet, die durch diffuse Leckagen entstehen. Als Größenordnung wird in Anlehnung an #1 eine Leckagerate von 0,075 % angenommen, dies ist knapp die Hälfte der Angaben in #3. Da bei der Aufbereitung Wasser abgeschieden wird, ist kein Wasserbedarf anzusetzen. Informationen zu Abwasserinhaltsstoffen sowie festen Reststoffen fehlen bislang. In #3 werden Hinweise auf Quecksilber-Emissionen (Hg) gegeben.