EP2536839A1 - Verfahren und anlage zur herstellung von cbm (compressed biomethane) als treibhausgasreduzierter kraftstoff - Google Patents

Verfahren und anlage zur herstellung von cbm (compressed biomethane) als treibhausgasreduzierter kraftstoff

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EP2536839A1
EP2536839A1 EP11704934A EP11704934A EP2536839A1 EP 2536839 A1 EP2536839 A1 EP 2536839A1 EP 11704934 A EP11704934 A EP 11704934A EP 11704934 A EP11704934 A EP 11704934A EP 2536839 A1 EP2536839 A1 EP 2536839A1
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EP
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ghg
gas
biogas
regenerative
methane
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Withdrawn
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EP11704934A
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English (en)
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Inventor
Michael Feldmann
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Meissner Jan A
Original Assignee
Meissner Jan A
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Publication date
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Definitions

  • C0 2 carbon dioxide
  • CH methane
  • N 2 0 nitrous oxide
  • the various fluorocarbons, sulfur hexafluoride (SF 6 ), nitrogen trifluoride (NF 3 ) and other gases greenhouse gases (hereinafter also GHG) with a variety of Greenhouse gas effects are standardized and quantified using C0 2 equivalents. These are usually related to consumed energy units (eg gC0 2 -eq / kWh or gC0 2 -eq / MJ) or traveled distances (gC0 2 -eq / km).
  • the LCA consideration of, for example, gasoline also includes the emissions of (fossil) C0 2 , which are generated in the process chain by the crude oil tankers, by the pipelines, by the refineries, by the power plants that generate the electricity required in the production line. and be caused by the gas stations.
  • the greenhouse gas pollution results from the sum of the greenhouse gas emissions of all energies or all energy carriers that are involved in the cultivation of biomass, in their storage, in their transport, in their conversion to biogas, in the treatment of biogas to bio methane and in the compression and Ein - Supply of BioMethane in a natural gas network and its distribution are used.
  • corn Since corn not only requires a relatively large amount of mineral fertilizer, but also absorbs a relatively large amount of carbon from the soil, the most important fermentation substrate used for anaerobic bacterial fermentation (corn accounts for around 80% of the renewable resources used in biogas plants in Germany, approx. 60% of the total German biogas production comes from corn) in the sub-process "cultivation" is excessively burdened with the emission of greenhouse gases, in addition to the greenhouse gas effects resulting from the use of fossil diesel fuel in the various cultivation and harvesting processes (pre-treatment of the field, sowing Fertilization, treatment with fungicides and pesticides, harvest, etc.).
  • the processed bio methane is fed into a natural gas grid. Natural gas networks are under considerable pressure. Therefore, the bio methane must be brought to the respective pressure level during the feed-in with energy-intensive compressors. Usually electricity from the regional electricity mix is used here. In Germany this is
  • bio methane fed into the natural gas network is transported regionally during distribution.
  • Compressors are also used, which either use fossil natural gas or electricity from the regional electricity mix as energy.
  • the activities taking place in this sub-process lead to greenhouse gas emissions. This additionally pollutes the LCA greenhouse gas balance of the product "BioMethan”.
  • bio-methane produced from corn over the whole production process is 140 gC0 2 -equivalent / kWh-methane to 234 gC-0, depending on the design of the production route 2 equivalents / kWh-methane loaded.
  • conventionally produced BioMethane achieves a reduction of 23% to 54%, a greenhouse gas freedom or a so-called C0 2 neutrality energy content not more than 0 g of (fossil) C0 2 equivalents are emitted per kWh, but is far from given.
  • BioMethan is not per se C0 2 -free, but pollutes the environment to a considerable extent.
  • the invention is therefore based on the object to eliminate the lack of GHG burden of conventional bio methane and to create a process and a usable plant for the conversion of biomass, which have as an energy source whose greenhouse gas pollution is significantly lower than that of conventionally produced bio-methane, and which can be used as greenhouse-gas-reduced fuels, preferably as greenhouse-gas-free and particularly preferably as greenhouse gas-negative fuels in traffic.
  • greenhouse gas reduced in this disclosure means, depending on the context, a reduction in fossil greenhouse gas (GHG) emissions to levels below either the LCA value of conventional bio methane (140-234 g C0 2 -equivante / kWh) or below the LCA value of natural gas (233 - 245 gC0 2 -equivalent / kWh) or below the LCA value of gasoline and diesel (302 gC0 2 -equivalent / kWh).
  • GSG fossil greenhouse gas
  • the GHG balance is optimized by additionally carrying out a GHG-oriented control of the energy input in each of the process steps, i. the greenhouse gas load is minimized in each case. This is done both on the fiction, contemporary selection of each used in the process steps energy sources and energy as well as on the design of the individual process steps themselves.
  • sub-methods are preferably used in the individual process steps, which burden the GHG balance less than other possible sub-methods.
  • greenhouse gas-free straw greenhouse gas-free agricultural residues such as straw-containing straw and mixtures of straw and liquid manure and greenhouse gas-poor organic waste are used, ie substrates that do not need to be specially grown and therefore in the process step " Substrate cultivation / harvest "until collection are not contaminated or to a very limited extent with greenhouse gases.
  • the design of the overall process using the optional process steps reveals that the resulting product "BioMethane” or "CBM” (Compressed BioMethane) becomes greenhouse gas-negative, the shares of low-greenhouse NawaRo or possibly also of greenhouse gas-rich NawaRo at Frischmasse input until the LCA greenhouse gas balance of BioMethan or CBM has barely changed from negative to positive. The generated energy sources thus remain at least greenhouse gas free.
  • tractors and / or trucks are used, which are powered by greenhouse gas-free or greenhouse gas-negative bio-methane or a mixture of fossil diesel, greenhouse gas-free or greenhouse gas-negative bio-methane and fossil natural gas or with a corresponding natural gas equivalent, so that the greenhouse gas pollution of the process step " Transport "even with a blend of bio methane and natural gas with fossil diesel to a mixed fuel very low precipitates and the GHG load preferably due to a greenhouse gas neutrality of the fuel mixture even goes back to zero
  • substrate acceptance and intermediate storage of the substrates in the biogas plant is as in Care should be taken to ensure substrate storage that no emissions of methane or ammonia or nitrous oxide occur, and that rotting processes are prevented as far as possible, with the result that this sub-process also remains GHG-free.
  • the pretreatment of the straw and the straw-containing feedstocks takes place in such a way that the energy expenditure used in this process step is smaller than the additional energy yield attributable to the pretreatment.
  • the use of greenhouse gas-free energy ensures that this sub-process also remains GHG-free.
  • GHG-negative bio-methane or a corresponding natural gas equivalent produced by this method is used so that the greenhouse gas emissions load of diesel fuel also used is compensated and the overall GHG balance of this process step remains neutral.
  • greenhouse gas-free energies are also used in a modified fermentation process or in a modified biogas plant, preferably greenhouse-gas-free electricity produced by the conversion plant itself and greenhouse gas-free heat generated by it itself.
  • the "conversion" sub-process also does not contribute, or hardly does so, to any greenhouse gas emissions that contribute to a poor greenhouse gas balance of the energy sources produced (biogas, bio methane, alternative fuel, bioethanol, if applicable) and the generated energies (electricity, heat).
  • the generated biogas and the biogas supplied from external sources are distributed among the 3 utilization strands and sub-processes "power generation”, “biogas scrubbing / C0 2 separation” including the subsequent “C0 2 recuperation” and “C0 2 reforming ".
  • biogasau preparation includes the deposition of C0 2 according to one of the known methods (inter alia, pressure swing absorption, non-pressurized A- minissesche, cryogenic cooling technology).
  • the C0 2 is geologically stored (sequestered), but it can also be used in a further sub-process "Substitution of fossil CO?" used as a material substitute for fossil C0 2 or in the subprocess "CO ⁇ reforming" to a regenerative energy source, preferably according to the known Sabatier process to synthetic methane (CH 4 ) or according to the known methods (steam reforming, Bertau / Piserold / Singliar-V) to synthetic methanol (CH 3 OH).
  • the biogas produced according to the method and / or the biogas recuperated from external sources and / or the recuperated regenerative CO 2 can be reformed into bio-methane and / or bio-methanol in the optional "CO? -Reforming" sub-process as described above, for example for methanol synthesis
  • the steam reforming (sub-) processes of steam reforming have been in use for decades in other applications, but the required amounts of electricity and heat are covered by regenerative or at least low-GHG sources of energy for the methanation of C0 2
  • the well-known Sabatier process can be used, whereby the hydrogen required for this purpose is to be generated electrolytically by means of GHG-free electricity, so that the hydrogen thus produced is not burdened with GHG emissions (hitherto hydrogen is mostly made from fossil, GHG-contaminated Natural gas or produced as a waste product of the chemical industry).
  • the C0 2 reformer When the C0 2 reformer releases synthetic methane, it is physically added to biogas from biogas scrubbing; in the GHG balance, it replaces fossil natural gas and, if natural gas replaces diesel fuel or gasoline, with diesel and gasoline. In the case of the production of bio-methanol, this energy source is supplied separately for use, preferably as a greenhouse gas reduced fuel component. BioMethanol also replaces fossil fuels, resulting in GHG credits attributed to BioMethan.
  • the bio methane produced in accordance with the process is preferably fed into an existing natural gas grid in the feed-in subsystem.
  • "Since gas networks are usually under considerable gas pressure, it is necessary to compress the bio methane using energy-intensive compressors, which become more efficient with increasing size , in the upstream sub-process "Compression". It is therefore not least beneficial for the GHG balance if the compression quantities and thus also the feed-in quantities are as large as possible.
  • THG-free electricity is also used as the current in this process step, so that the fed-in bio-methane remains at least THG-free, but preferably GHG-negative.
  • the gases "BioMethan” and “Regenerative C0 2 " produced in accordance with the process can be delivered in the liquid state.
  • the energy used for this purpose originates from regenerative sources which are preferably low in greenhouse gases and particularly preferably produced free of greenhouse gases and in particular by the conversion plant itself GHG balance for liquefied gases GHG-free or GHG-negative
  • the gasses "BioMethan” and “Regeneratives C0 2 " in the gaseous state are required, then it is necessary to fill and deliver them in pressure tanks energy-intensive compressors in the sub-process "bottling".
  • greenhouse gas-reduced electricity is used, preferably low-GHG electricity, particularly preferably greenhouse gas-free electricity and in particular greenhouse gas-negative electricity.
  • the intermediate storage and filling of the liquid energy carriers takes place. It may be necessary to cool the filled tanks. This cooling also takes place with low-GHG or THG-free electricity or with dry ice produced from regenerative C0 2 according to the process, so that the energy sources generated remain GHG-free or THG-negative.
  • the sequestration of regenerative C0 2 has the greatest effect on the GHG balances of the process or on the energy products obtained by the process. This is not a computational assignment, the C0 2 is rather physically stored in deep geological formations.
  • the effective CO reduction (final removal of the regenerative C0 2 from the C0 2 cycle) is attributed to the main product of the process, the bio-methane, which is the main reason for the GHG-freedom or GHG negativity of the produced BioMethans.
  • Another positive effect of the GHG effect is that the residual energy contained in the fermentation residues is harnessed in an optional sub-process "fuel production.”
  • alternative fuel pellets prepared from fermentation substitute fossil greenhouse gas-releasing fuel oil or fossil greenhouse gas-releasing natural gas or even fossil fuel Greenhouse gas-releasing coal: These avoided greenhouse gas emissions are also attributed to BioMethan, which further improves its GHG balance sheet.
  • the BioMethane is mixed with natural gas, which can be physically mixed before the BioMethane feeds into the natural gas grid by extracting and decompressing the natural gas from the grid and using the pressureless BioMethane. mixed and then compressed together with this again and returned to the network. It is more elegant and advantageous if the BioMethan and / or the SynMethan is first brought to the pressure level of the network into which it is to be fed, if it is mixed with the natural gas taken from the gas network but still under pressure, and when finally a return to the natural gas network takes place.
  • the "BioMethan” and “Regenerative C0 2 " gases are distributed either via gas pipelines or, as in the case of BioMethanol, with mobile tanks.
  • the distribution of the BioMethan is preferably carried out using trucks with or without greenhouse gas-free or greenhouse gas-negative BioMethane a mixture of fossil diesel, greenhouse gas-free or greenhouse gas-negative bio-methane and fossil natural gas or a corresponding natural gas equivalent are driven, so that the greenhouse gas pollution of the process step "distribution” even when mixing the bio methane and natural gas with fossil diesel to a mixed fuel very low and the GHG load may even decrease to zero due to greenhouse gas neutrality of the fuel mixture.
  • the overall objective of the invention is the production of greenhouse-gas-reduced energy carriers, preferably the production of greenhouse-gas-free energy carriers and, particularly preferably, the production of greenhouse gas-negative (! Energy carriers. While fossil
  • the energy carriers generated by the method disclosed here should significantly undercut the GHG load of 120 gC0 2 -equivalent kWh and, ideally, reach -468 gC0 2 -equivalent / kWh.
  • the greenhouse gas reduction of the bio methane produced in accordance with the innovative process should go so far that the energy source "bio methane / natural gas mixture” has a GHG emission of ⁇ 120 gC0 2 -equivalent / kWh and thus be used as a greenhouse gas-reduced energy source
  • Another goal is the use of energy sources as fuel in traffic, preferably in a mixture of bio methane and natural gas as greenhouse gas-poor fuel with a GHG load of ⁇ 50 gC0 2 -equivalent / kWh, particularly preferably as greenhouse gas-free fuel and in particular as a greenhouse gas-negative fuel.
  • THG negative bio methane can be generated by the method disclosed herein.
  • the THG-negative bio methane can then be mixed with fossil and thus greenhouse gas-loaded natural gas (CNG) with a corrugated load of about 233 - 245 gC0 2 -equivalent / kWhcNG Mixed gas any GHG load between -468 gC0 2 -
  • CNG greenhouse gas-loaded natural gas
  • GHG reduction effects can be achieved. These can reach 35% or 50% or 60% or 80% or even 100% if the mixing ratio is appropriate.
  • CNG GHG-contaminated natural gas
  • the particular advantage of mixing GHG-negative bio methane with fossil, GHG-contaminated natural gas (CNG) is that the GHG reduction effect of natural gas is added to the GHG reduction effect of BioMethane.
  • FIGS. 1 to 18 show exemplary embodiments of the method according to the invention, namely:
  • Figure 1 is a schematic block diagram of the essential process steps for the production of biogas from GHG-rich NawaRo, the deposition of C0 2 and the use of GHG-reduced bioMethane as GHG-reduced or THG-free energy source
  • Figure 2 is a schematic block diagram of a development of in 1, comprising a feed of greenhouse-gas-reduced bio-methane into a natural gas grid, an outfeed of an energy equivalent and its use as a THG-reduced or THG-free fuel
  • FIG. 3 shows a schematic block diagram of a development of the method described in FIG. 2 with low-GHG NawaRo as the fermentation substrate
  • Figure 4 is a schematic block diagram of a development of the method described in Figure 3 with THG-free or low-GHG organic waste as a fermentation substrate
  • FIG. 5 shows a schematic block diagram of a development of the method described in FIG. 4 with straw and straw-containing starting materials as fermentation substrates
  • FIG. 6 shows a schematic block diagram of a development of the method described in FIG. 5 comprising a pretreatment of the fermentation substrates straw and straw-containing feedstocks
  • Figure 7 is a schematic block diagram of a development of the method described in Figure 6 comprising the optional use of low-GHG and / or GHG-rich renewable resources as additional fermentation substrates
  • FIG. 8 shows a schematic block diagram of a development of the preceding method variants, comprising a selection from a wide range of starting materials and the use of regenerative and greenhouse gas-poor energies in the various method steps
  • FIG. 9 shows a schematic block diagram of a development of the method described in FIG. 8 comprising a net-external mixing of the produced bio-methane with natural gas
  • FIG. 10 a schematic block diagram of a development of the method described in FIG. 9 comprising an optional reforming of the CO 2 contained in the THG-reduced biogas to THG -reduced SynMethan and / or to GHG-reduced SynMethanol
  • FIG. 11 shows a schematic block diagram of a development of the method described in FIG. 10, comprising an optional reforming of separated regenerative CO 2 to give THG-reduced bio-methane and / or to THG-reduced bio-methanol
  • FIG. 12 shows a schematic block diagram of a development of all the methods described above, comprising a substitution of fossil CO 2 by deposited regenerative CO 2
  • FIG. 13 shows a schematic block diagram of a development of all the methods described above, including an optional generation of electricity from GHG-reduced biogas
  • Figure 14 is a schematic block diagram of one embodiment of all the methods described above including optional liquefaction of greenhouse gas reduced bio methane or mixed gas consisting of greenhouse gas reduced biomethane and natural gas
  • Figure 15 is a schematic block diagram of a development of the method described in Figure 8 comprising an optional utilization of the digestate as a mineral fertilizer substitute
  • FIG. 16 shows a schematic block diagram of a development of the method described in FIG. 15, comprising an optional extraction of plant nutrients from the fermentation residues and their optional utilization in a fertilizer production
  • FIG. 17 shows a schematic block diagram of a further development of the method described in FIG. 16, comprising an optional preparation of the solid fermentation residues for alternative fuel
  • FIG. 18 shows a schematic block diagram of a further development of the method described in FIG. 17 comprising an optional recuperation of the fuel ash and its utilization as fertilizer component.
  • FIGS. 1 to 18 show processes as a rectangle and substances or products as a rectangle with cut corners.
  • plants or devices are shown as a rectangle and fabrics or products as a rectangle with cut corners.
  • Figures 19 to 39 show embodiments of the system according to the invention, namely:
  • Figure 19 is a schematic block diagram of the essential components of a biogas plant for the production of greenhouse gas reduced bio methane and regenerative C0 2 and the use of greenhouse gas reduced BioMethans as a greenhouse gas reduced or greenhouse gas free gas fuel
  • FIG. 20 shows a schematic block diagram of a development of the system described in FIG. 19, comprising the use of a fermentation substrate mixture improved with regard to the GHG balance
  • FIG. 21 shows a schematic block diagram of a further development of the plant described in FIG. 20, comprising the use of straw and straw-containing feedstocks as fermentation substrates.
  • FIG. 22 shows a schematic block diagram of a development of the plant described in FIG. 21, comprising a housed acceptance area and an enclosed intermediate storage facility
  • FIG. 23 shows a schematic block diagram of a development of the plant described in FIG. 22, comprising plants for the pretreatment of straw and straw-containing starting materials
  • FIG. 24 shows a schematic block diagram of a development of the plant described in FIG. 23, comprising the additional use of organic waste as a fermentation substrate
  • FIG. 25 shows a schematic block diagram of a further development of the system described in FIG. 24, comprising the additional use of low-GHG and GHG-rich renewable raw materials as a fermentation substrate
  • FIG. 26 shows a schematic block diagram of a development of the system described in FIG. 25, comprising the additional or alternative use of regenerative CO 2 as substitute for fossil CO 2
  • FIG. 27 shows a schematic block diagram of a further development of the system described in FIG. 26, comprising the additional use of digestate as a substitute for mineral fertilizer.
  • FIG. 28 shows a schematic block diagram of a development of the system described in FIG. 27, comprising a secondary fermenter
  • FIG. 29 shows a schematic block diagram of a further development of the plant described in FIG. 28, comprising a compressor for compressing the generated greenhouse-reduced bio-methane (Compressed BioMethane CBM) and at least one feed-in point for the feed of this bio-methane into a natural gas or a bio-methane network
  • a compressor for compressing the generated greenhouse-reduced bio-methane Compressed BioMethane CBM
  • FIG. 30 shows a schematic block diagram of a development of the system described in FIG. 29, comprising at least one exit point for the outfeed of BioMethane or BioMethan substitute or BioMethane / natural gas mixtures or corresponding energy equivalents from a natural gas network.
  • FIG. 31 shows a schematic block diagram of a development the plant described in Figure 30, comprising facilities for converting the produced greenhouse gas reduced biogas to GHG-reduced electricity
  • FIG. 32 shows a schematic block diagram of a development of the plant described in FIG. 31, comprising a plant for reforming biogas into bio-methane or bio-methanol
  • FIG. 33 shows a schematic block diagram of a development of the plant described in FIG. 32, comprising a connection from the C0 2 capture and recrystallization plant to the C0 2 reformation plant for introducing recuperated regenerative C0 2 into the C0 2 reformation plant
  • FIG. 34 shows a schematic block diagram of a further development of the system described in FIG. 33, comprising a device for the net-external mixing of greenhouse-reduced bio-methane with natural gas, for compressing the mixed gas and for feeding the compressed mixed gas into a natural gas network
  • FIG. 35 shows a schematic block diagram of a development of the plant described in FIG. 34, comprising a plant for the liquefaction of greenhouse-gas-reduced bio-methane or a gas mixture consisting of greenhouse-gas-reduced bio-methane and natural gas
  • FIG. 36 shows a schematic block diagram of a development of the plant described in FIG. 35, comprising a plant for extracting plant nutrients from the resulting fermentation residues
  • FIG. 37 shows a schematic block diagram of a development of the plant described in FIG. 36, comprising a fertilizer treatment plant for processing the extracted organic nutrients into fertilizers and fertilizer components
  • Figure 38 is a schematic block diagram of a development of the system described in Figure 37, comprising systems for processing the solid part of digestate to alternative fuel
  • Figure 39 is a schematic block diagram of a development of the system described in Figure 38, comprising a boiler with devices for recuperation of the digestate
  • FIG. 1 shows the simplest embodiment of the method. It reproduces the common basic principle of a biogas plant, but with the additions a) separation of regenerative C0 2j b) recuperation of the separated regenerative C0 2 , c) geological disposal (sequestering) of the separated and recuperated regenerative C0 2 and d) use of the GHG-reduced BioMethans as a greenhouse gas-reduced energy source.
  • Subvariants of this embodiment variant may consist in the fact that the bio-methane is used as a greenhouse gas-reduced fuel or (not shown) as a greenhouse gas-free or greenhouse gas-negative energy carrier or as a greenhouse gas-free or greenhouse gas-negative fuel.
  • the respective fuel is preferably used in traffic (see claims 2 and 5).
  • the conventionally generated (GHG-loaded) biogas and possibly supplied from external sources biogas in the process steps "biogas scrubbing / CO ⁇ -Abborgung” and "recuperation of regenerative CO?" processed into bio methane.
  • the biogas is "washed" in a gas treatment plant, ie the biogas with about 39 - 47% contained C0 2 and other gases (sulfur, ammonia, nitrogen, oxygen, which together contain about 5% in the biogas) are separated This is done with conventional methods (inter alia with a pressure swing process) or with the (sub-) process of pressureless amine scrubbing, but preferably with a previously unused refrigeration process (cryo-technology) .
  • the deposited regenerative CO 2 is not as usual but released for further use (recuperated) and possibly stored or fed into a gas line (see address 1)
  • the uses of the recuperated C0 2 include the geological disposal (sequestering), its reforming into synthetic methane ( SynMethan) or synthetic methanol (SynMethanol) and the material substitution fossil C0 2 (see claim 1).
  • GHG greenhouse gas
  • the C0 2 can be stored geologically only at selected locations, it usually has to be transported from the deposition apparatus to the sequestering location. This is done cooled in liquid tanks or in gaseous form in pressure tanks or in solid form as dry ice or in gaseous form via a C0 2 line . Apart from transport by means of a dedicated gas line, trucks which use GHG-free fuel (see claim 1) are preferably used as the means of transport.
  • the GHG balance of the resulting bio methane drastically improves: the biogas produced conventionally from the conventional feedstock "GHG-rich NawaRo" is initially burdened with GHG emissions (when using maize according to the latest studies) with 140-234 GC0 2 -.
  • the method illustrated in FIG. 2 is an advantageous development of the embodiment variant of the method described in FIG.
  • the process is improved by distributing the THG-reduced or THG-free BioMethan or CBM after an appropriate feed via a natural gas or bio methane network. This modification reduces the distribution costs and lowers the energy input.
  • Process step preferably uses THG-reduced, preferably THG-free, stream (see claim 1). Compressing converts the pressureless or moderately pressurized BioMethane into so-called “compressed bio-methane” (also referred to below as CBM).
  • the CBM is fed into the intended section of a natural gas or bio-methane network in accordance with the "feed-in” process step (see claim 2.)
  • the feed is also preferably carried out using GHG-reduced, preferably preferably THG-free, electricity (cf. Claim 1). Since there are strong volume effects when feeding BioMethane into natural gas grids, it is advantageous if the volumes fed in have a minimum size (see claim 7).
  • the physical or virtual / statistical transport of the bio methane fed into a natural gas or bio methane network takes place to the consumer, where the fed bio methane mixes with the natural gas in the network (see claim 2)
  • the fed bio methane mixes with the natural gas in the network
  • they can also be mixed in such a way that natural gas is taken from the natural gas network and mixed with the CBM outside the natural gas network (see the embodiment of FIG.
  • the most elegant and advantageous is when the mixing is done only statistically / virtually, for example, such that pure BioMethan or a mixture of bio methane, propane and / or butane is fed into a natural gas network and this mixture is mixed in the natural gas network with natural gas.
  • the gas finally taken by the consumer from the natural gas network has a certain amount of THG-negative bio-methane relative to a certain amount of energy (energy or natural gas equivalent) and therefore corresponding excess amounts of (mixed) gas be taken from the natural gas network.
  • the possible withdrawal quantities result from the GHG target load, i. the higher the permitted GHG pollution of the withdrawal gas, the greater the possible withdrawal quantity (see claim 2).
  • gas fed out is compared with the gas fed in via energy or natural gas equivalents or at the same energy content of the gases over standard quantities (Nm). If the quantities of energy fed out and fed in correspond to the outgassing quantities, they can be referred to as "pure CBM.” If the amounts of energy expelled are greater than the amounts of energy fed in, then the gas expelled is by definition a CBM / CNG mixture GHG possible negativity of the CBM may still have a GHG load of 0 GC02 eq / kWh i SC H gas with the removed CBM / CNG mixture.
  • an energy-equivalent quantity plus an additional quantity of natural gas can be taken at any exit point of the natural gas network, which can be extracted by virtual / statistical clearing with exactly the same (negative) Physically, the extracted gas is not identical with the injected CBM, but other than the natural gas consumers connected to the designated exit point use it to a greater or lesser extent without knowing it Ultimately, it does not matter for the global climate, where the GHG saving takes place.
  • the end consumers emit correspondingly lower amounts of long-term, fossil C0 2. Stoichiometrically, the resulting C0 2 amount remains unchanged Only a certain proportion of the "short" C0 2 cycle is from the long-term fossil C0 2 cycle.
  • the amount of energy expelled corresponds exactly to the amount of CBM fed in, then it is possible to accurately attribute the GHG effects of the fed CBM to an outgassed gas quantity. If the exit quantity measured in Nm is greater than the CBM feed amount, then a dilution of the GHG effect takes place, and this dilution can be continued until the desired GHG value is reached. For example, if the GHG "load" of the injected CBM is -468 gC0 2 -
  • Equivalent / kWhc BM and a TGH-free mixed gas is to be fed, can at a dedicated exit point in total per 1 kWh of fed CBM approx. 2.98 kWh of gas (1 kWhc of BM with a GHG load of -468 gC0 2 - eq / kWhc BM and 1.98 kWhcNG with a GHG load of +236 gC0 2 -eq / kWhcNG gives 2.98 kWh Ausspeisegas with a THG-load of 0 GC0 2 eq / kWh a usspeisegas) - The common or average GHG load is then at 0 GC0 2 equivalents / kWliAuss eisegas- Ausspeisegas This can inter alia as GHG reduced or GHG free fuel can be used (see claim 5).
  • the dilution may also go so far as to achieve a GHG value between 0 and 235 gC0 2 -eq / kWh of feed gas or between 0 and 301 gC0 2 -eq / kWh feed gas.
  • Ausspeisegase then apply in the first case as compared. Natural gas (CNG) GHG reduced and in the second case as compared to. Gasoline GHG reduced.
  • CBM is considered to be Conventionally produced from maize produced bio methane GHG-reduced, if its GHG value (according to most recent studies approx. 140 - 234 gC0 2 -Equivalent / kWhBioMethan) is fallen below. If the GHG load of the exhaust gas at 0 gC0 is 2 equivalents / kWh "cBM" > then the discharged "CBM" can be designated as greenhouse gas-free fuel and used as such.
  • the discharged "CBM” can be designated as greenhouse gas-negative fuel and used as such. If the GHG load of the fed-out "CBM” is above 0 gC0 2 -equivalents / kWh "cB", but still below 236 gC0 2 -equivalent / kWh "cBM”> then the fed-out "CBM” can be compared to. Natural gas is a greenhouse gas-reduced energy source.
  • CBM / CNG blended feeds: if their GHG load is between 0 and 235 gCO2 equivalents / kWti of mixed gas, the mixed gas is GHG-reduced, the GHG load is exactly 0 gC0 2- equivalent / kWh mixed gas, then it is THG-free mixed gas, if it is below it, then the mixed gas is GHG negative. It is advantageous to use the discharged "CBM” and the “CBM” / CNG mixtures as greenhouse gas-reduced or in greenhouse gas-free fuels, preferably in traffic (see claim 5).
  • the method illustrated in FIG. 3 is an advantageous development of the embodiment variant of the method described in FIG.
  • the GHG balance of the process is improved by using to a greater extent also low-GHG NawaRo as fermentation substrate in the process step "substrate selection.”
  • GHG arms NawaRo are, for example, landscaped property, growth of extensively cultivated land, grass and miscanthus. Maize and fertilizer-intensive substrates such as green cereal crop cut are not low greenhouse gas NawaRo, they are therefore used in this embodiment only in second choice as a fermentation substrate.
  • the GHG effect is all the more positive, the higher the proportion of low-GHG NawaRo in the fresh mass.
  • the biogas is already GHG-reduced, because in particular low-GG substrates are used (those introduced in the variants of FIGS. 1 and 2) Process changes only affect the GHG value of the BioMethane, not the GHG value of the biogas produced in the manufacturing process).
  • the process step "substrate selection” is configured in FIG. 5 such that exclusively greenhouse-free straw and greenhouse gas-free agricultural residues (including farmyard manure) were selected as the fermentation substrates (cf claim 3) harvest "almost completely. Straw must be e.g. only pressed into bales and collected, with solid manure eliminates the pressing, he only has to be collected. With regard to the greenhouse gas effect, this selection is the conventional feedstocks (meaning the maize, cereal whole plant cut, cereal grains, grass silage, beets) are given a first advantage, that is to say, until including the process step "substrate cultivation", a zero or almost zero GHG load is used ,
  • substrate storage care is taken in accordance with the method disclosed here that the stored feed materials do not exhale methane or nitrous oxide (cf claim 1.)
  • the various mastic are taken immediately after their removal from the barn and into a BGA-internal , enclosed and with a vacuum bleeding tion provided temporary storage. Also rotting processes are prevented if possible, because the oxidation processes taking place are connected with the production of C0 2 .
  • the straw is stored dry, so that no (aerobic) rotting processes can take place and thus no C0 2 enters the atmosphere.
  • substrate transport are used in the transport of biomass from the place of the attack to biogas plant according to the invention innovative tractors and trucks that are operated with greenhouse gas free, preferably with greenhouse gas-negative bio methane or with a mixture of fossil diesel, greenhouse gas-free or greenhouse gas-negative bio-methane and fossil Natural gas or with a corresponding natural gas or energy equivalent (cf claim 1) .
  • the greenhouse gas pollution of the process step “transport” is therefore very low, even if the bio methane and natural gas are mixed with fossil diesel, preferably the GHG pollution of the fuel used even back to zero.
  • it has a positive effect that the means of transport are covered during transport of the biomass, except when transporting straw.
  • substrate acceptance and intermediate substrate storage care is taken to avoid emissions of methane or nitrous oxide, which is possible, for example, if the substrate assumption in the biogas plant is in a completely enclosed acceptance area
  • the buffer is also completely enclosed, and both areas are connected to a negative pressure vent, which in turn vented into the combustion air flow of CHP.Recovery processes are as far as possible prevented, so that as far as possible no C0 2 is released.
  • FIG. 6 shows a positive development of the method described in FIG.
  • it is gas-yielding to subject these fermentation substrates to a pretreatment. This is done in the optional process step "pretreatment" (see claim 4) .
  • pretreatment see claim 4 .
  • a higher gas yield per tonne of input means that ultimately more fossil energy sources are being replaced and thus an increased amount of greenhouse gases is avoided.
  • Pretreatments include, in particular, the mechanical pretreatment of the milling, the chemical pretreatment of the soaking in acidic solutions, the thermochemical pretreatment with saturated steam, the thermomechanical pretreatment by means of steam explosion, the thermochemical pretreatment by means of thermal pressure hydrolysis and the chemical pretreatment by means of mixing with solid manure or manure and the addition of exo-enzymes in question (see claim 4).
  • the pretreatment of the straw and the straw-containing feedstocks takes place in such a way that the energy expenditure used in this process step is smaller than the additional energy yield attributable to the pretreatment.
  • low-THG, particularly preferably THG-free, energy or energy carriers are used in this process step.
  • Procedural steps should show that the resulting product "bio methane" is greenhouse gas negative, and the target is a GHG-free CBM, then the proportions of cultivated biomass with a lower GHG load than corn or possibly also greenhouse gas loaded corn at the fresh mass input until the greenhouse gas balance of the CBM just now does not change from a negative emission value (GHG load ⁇ 0 gC0 2 -equivalent / kWh) to a positive emission value (GHG load> 0 gC0 2 -equivalent / kWh). If the other fermentation substrates are not available in sufficient quantities, it may be advantageous if the proportion of NawaRo is as high as possible, because they are always available for purchase.
  • FIG. 8 shows the possibility of using any substance from the range of straw, straw-containing feedstocks, organic waste, low-GHG NawaRo and THG-rich NawaRo as fermentation substrate in the process. It should be expressly pointed out that the process described in this embodiment can in principle be carried out with other fermentation substrates than the listed starting materials and without the process steps "compression” and / or "feed”.
  • substrate transport are used in the transport of biomass from the place of the attack to biogas plant according to the invention.
  • innovative tractors and trucks that are operated with greenhouse gas free, preferably with greenhouse gas-negative bio methane or with a mixture of fossil diesel, greenhouse gas-free or greenhouse gas-negative bio-methane and fossil Natural gas or equivalent natural gas equivalents (see claim 1)
  • the various masticates are loaded immediately after their removal from the barn and brought into a BGA-internal, enclosed and provided with a vacuum venting intermediate storage
  • the greenhouse gas pollution of the process step "substrate transport” falls This means that even when mixing the (GHG-negative) bio methane and the natural gas with fossil diesel very low, preferably the GHG load of the fuel used even goes back to zero. Another positive factor is that the
  • Means of transport are covered during transport of the biomass except when transporting straw.
  • substrate acceptance / intermediate storage care is taken to ensure that no methane or nitrous oxide evaporates, for example if the substrate assumption in the biogas plant is in a completely enclosed acceptance area
  • the buffer is also completely enclosed, and both areas are connected to a negative pressure vent, which in turn vented into the combustion air flow of CHPs.Restation processes are as far as possible prevented, so that as far as possible no C0 2 is released.
  • Greenhouse gases is contaminated. Therefore it should also be subsumed here that in all procedural Steps in which electricity or heat are used, they come from renewable sources or have particularly low, preferably no GHG emissions (see claim 1).
  • the goal of GHG reduction is also achieved if there is no optimization with regard to greenhouse gas effects at each individual process step or in each individual sub-process.
  • the use of GHG-free or GHG-reduced energies in one or more process steps can also be dispensed with.
  • the effect resulting from the sequestering of the regenerative C0 2 alone is sufficient with almost complete CO 2 deposition, recuperation and sequestering to negate the THG exposure of the CBM (which results in a positive THG effect overall).
  • the design element of the C0 2 sequestration can - but not necessarily - be supplemented by other elements with the effect of a GHG reduction or avoidance or be replaced by other design elements.
  • the GHG-reduced BioMethane 1 originating from the process steps “biogas scrubbing / CO 2 precipitation” and “CO 2 recuperation” is already present in the process step “non-grating mixing” Feed into the natural gas network mixed with natural gas (cf claim 2).
  • This off-grid mixing can take place at different pressure levels: a) without pressure, ie at the level of ambient air, b) at the pressure level of the natural gas extracted from a natural gas network, and c) at any pressure level between a) and b).
  • the pre-compressed BioMethane is physically mixed with the CNG extracted from the natural gas network and not decompressed. After mixing outside the network, the precompressed mixed gas is compressed a little further so that it can be fed into the natural gas network against the pressure.
  • the energies used in this process step should originate from regenerative sources, which are preferably low in greenhouse gas and particularly preferably free from greenhouse gas.
  • This process step of the net-external mixing of greenhouse-gas-reduced bio-methane and CNG can be incorporated as an independent process step in any other embodiment of the process, for example in a process in which the BioMethan is not generated by a C0 2 -Abborgung from the biogas, but by a reforming of the C0 2 component contained in the biogas (see below). In this respect, it is also immaterial whether or not further method steps or modules are added to the embodiments listed above.
  • the GHG-reduced biogas from the anaerobic bacterial fermentation is supplemented or alternative to the process steps "biogas scrubbing / C0 2 separation” and “C0 2 -recuperation” in a process step "C0 2 - reforming".
  • the GHG-reduced BioMethan 2 (SynMethan) is either mixed with or replaced by the BioMethane 1 originating from the "Biogas scrubbing / C0 2 separation" process step, ie the BioMethan 2 is mixed with either CNG instead of the BioMethan 1 in the latter case and fed into the natural gas grid or pure or mixed with propane and / or butane highly compressed to slightly above the pressure level of a natural gas network and then fed into this natural gas network.
  • the use is the same as described in FIG.
  • C0 2 reforming The amounts of electricity and heat required in process step "C0 2 reforming" are preferably covered by regenerative or at least low greenhouse gas energy sources (see claim 1) .
  • Co 2 reforming also has volume effects (scale effects), so that it is advantageous is when the volume flow of the supplied C0 2 is as large as possible (see claim 7.)
  • volume effects scale effects
  • biogas production and C0 2 reforming plants are located farther apart - as is the case, for example, with biogas parks, or if several smaller biogas plants supply a larger separation unit with biogas - transport of the biogas is required Advantage, because it is less expensive technically and economically, if this transport over a biogas line he follows (see claim 7).
  • any electricity suitable for electrolysis is reduced to ⁇ 100 gC0 2 equivalents / kWhei greenhouse gas.
  • electricity is used from wind or hydroelectric power or from geothermal energy or from solar plants or electricity obtained by means of photovoltaics.
  • electricity which was generated according to the method disclosed here (see Figure 13 f.) And atomic and fusion current (see claim 1). Under certain circumstances, it may make sense to accept GHG emissions, for example if the electricity required for the electrolysis is particularly favorable.
  • regenerative C0 2 are used in the industry when the other two options are not available.
  • the simplest is the substitution of dry ice, which can be produced by Kxyo-V experienced without special effort already in this process step as a finished product.
  • FIG. 13 shows a method step which can be integrated into all variants of embodiment: partial or complete conversion of the greenhouse gas reduced biogas produced by anaerobic bacterial fermentation.
  • the electricity generated is also reduced by GHG. If the volumes of electricity produced from the biogas meet the needs of the process, the process becomes energy self-sufficient. As long as the C0 2 capture and C0 2 reforming options are unavailable, it is beneficial to exhale all biogas. Since BioMethan, which was produced according to the method disclosed here, is usually more valuable than effluent biogas - especially when used as a fuel - it may be advantageous to minimize the biogas content that goes into the process step "power generation" in that the Bio gasver flow is limited to its own use (see claim 5).
  • the bio-methane produced according to the process can also be delivered in a liquid state In liquid form, the energy density is much greater, which reduces the transport costs.
  • the gases are cooled in this process step (see claim 1.)
  • the energies used for this purpose should originate from renewable sources, preferably are low greenhouse gas and particularly preferably greenhouse gas free (cf claim 1.)
  • the cooling can also be carried out according to the process of regenerative C0 2 produced dry ice, possibly via heat exchangers.
  • CNG can be added to the greenhouse gas-reduced bio methane before or during liquefaction.
  • Per kWh BioMethan can be mixed between 0,1 kWh and 20 kWh CNG (see above).
  • the liquefied greenhouse gas-reduced bio-methane or the liquefied bio-methane / CNG mixture is preferably used as a THG-reduced or THG-free fuel.
  • the process step "liquefaction" can be integrated including the provision of any CNG necessary in each embodiment of the method and thus all the above variants.
  • the user of the process can decide as follows: a) which feedstocks are used in which fractions, b) whether or not they should be pretreated, c) with which proportion the GHG-reduced biogas goes into which recycle line, i ) with which share the recuperated C0 2 in which recovery strand is, e) whether the greenhouse gas reduced BioMethan generated is to be liquefied or not, f) if the gaseous greenhouse gas reduced BioMethan is mixed in the natural gas network or outside the network with natural gas and g) if the "CBM "is to be used as GHG-free or as GHG-reduced fuel, ie in what ratio it is mixed with CNG.
  • FIG. 15 shows an alternative embodiment of the method described in FIG. 8, the fermentation residues occurring during anaerobic bacterial fermentation being used as a mineral fertilizer substitute (cf claim 1).
  • the substitution of mineral fertilizer avoids additional GHG emissions associated with the production and application of the mineral fertilizer. This avoidance of GHG emissions is attributed to the main product of the process, the CBM. Both the GHG balance sheet of the process and the GHG balance sheet of CBM improve considerably.
  • the process step "nutrient extraction” and the process step “fertilizer production” are added to the process described in FIG.
  • the vegetable nutrients contained in the fermentation residues are extracted. This is done by first mechanically dehydrating the fermentation residues, preferably with at least one
  • the liquid phase is dehydrated a second time, preferably with at least one decanter.
  • the liquid phase of the decanter is first subjected to an ultrafiltration before a pre-filtration and only then ultrafiltration.
  • the permeate from the ultrafiltration is subjected either to a precipitation or to a reverse osmosis.
  • organic nutrients are extracted, mainly nitrates, potassium and phosphates, possibly also magnesium and various salts.
  • This GHG effect becomes even more positive if energies from regenerative sources are used in one or both process steps, which are preferably low in greenhouse gases and particularly preferably free of greenhouse gas (cf. claim 1).
  • the fuel pellets replace fossil fuel (heating oil, coal or natural gas), thus avoiding large amounts of GHG emissions.
  • This GHG prevention is ascribed to the process or the main product GHG-reduced bio methane or CBM, which further improves the GHG balance sheets. It is advantageous for each embodiment in terms of energy, to integrate the fuel production in the process - which is quite possible and should be protected hereby.
  • the fuel pellets continue to replace fossil fuel (heating oil, coal or natural gas). It is advantageous for each embodiment variant to integrate the recuperation of the fermentation residue and its utilization in the respective process variant - e.g. This is quite possible and should be protected as well as the integration of the two process steps "fuel production” and "ash recovery” in any other variant.
  • the GHG balances of the process or of the CBM can still be improved by a whole series of process modifications.
  • the process step “conversion” according to the invention only low-GHG or greenhouse gas-free energies can be used, preferably self-generated greenhouse gas-free electricity and self-generated greenhouse gas-free heat (cf claim 1.)
  • the process step “conversion” thus also contributes little or no greenhouse gas effects a poor greenhouse gas balance of the biogas produced, the other energy sources generated (bio-methanol, alternative fuel) and the energy generated (electricity, heat).
  • the GHG balance of the product BioMethan not or hardly burden with greenhouse gases (see claim 1).
  • the method was selected according to the invention, which has the highest conversion rates and the lowest equipment costs, ie the best combination of substrate efficiency and system efficiency and thus the best overall efficiency. This is the anaerobic bacterial fermentation (see claim 1).
  • substrate selection In order to avoid the initially high greenhouse gas pollution of cultivated biomass, in a first process step "substrate selection" fermentation substrates are selected which do not have this greenhouse gas pollution or only to a small extent: greenhouse-gas-free residues, including solid manure (see claim 3), greenhouse gas-poor organic waste ( see claim 3) and renewable raw materials (NawaRo), which are preferably low greenhouse gas in the process step "cultivation” (see claim 3).
  • the "internal transport" step can be a significant source of greenhouse gas pollution GHG-negative bio-methane or a corresponding natural gas equivalent is used as fuel for the wheeled or telescopic loader, so that the greenhouse gas emissions of the likewise used natural gas and diesel fuels are compensated (see claim 1).
  • Stationary conveyors are electrically operated. For this purpose, use is made of THG-reduced, preferably THG-free, current (cf claim 1).
  • biogas distribution By integrating the process step "biogas distribution" into the overall process, a flexible control or regulation of the respective biogas components is possible, so that the generation of the various energy sources can be adapted to the changing conditions.Technically, the biogas flow is controlled by simple valves in the corresponding gas lines.
  • the gases "BioMethan” and “Regeneratives C0 2 " are required in a gaseous state. This is the case with BioMethan, for example, when there is no natural gas grid. Since there is (still) no public C0 2 network, it is necessary to then fill and deliver these two gases in pressure tanks. This happens with power-intensive compressors in the Again, greenhouse-gas-reduced electricity is used, preferably low-greenhouse gas electricity, particularly preferably greenhouse-gas-free electricity and, in particular, greenhouse gas-negative electricity.
  • the distribution of the gases "BioMethan” and “Regeneratives C0 2 " takes place either via gas pipelines or, as in the case of BioMethanol, with mobile tanks If trucks are to be used for the distribution of the gases, they should be treated with greenhouse gas-free or greenhouse gas-negative BioMethane or with a mixture of fossil diesel, greenhouse-gas-free or greenhouse-gas-negative bio methane and fossil natural gas or with a corresponding natural gas equivalent, the greenhouse gas load of the process step "distribution” is then very low, even if bio-methane and natural gas are mixed with fossil diesel to form a mixed fuel If necessary, the greenhouse gas emissions of the fuel mixture are even reduced to almost zero due to the greenhouse gas neutrality of the fuel mixture.
  • volume effects (scale effects or economies of scale) occur in several process steps. It is therefore in each embodiment of advantage to build the largest possible biogas plants and operate (see claim 7).
  • GHG-reduced preferably low-GHG, particularly preferably GHG-free and especially GHG-negative BioMethan can be produced whose GHG reduction effect compared.
  • Natural gas (CNG) is at least 100 gC0 2 -equivalent / kWh B i 0 methane or 180 gC0 2 -equivalent / kWh-methane or 236 gC0 2 -equivalent / kWh-3-methane and 336 gC0 2 -equivalent / kWh-3-methane, respectively.
  • the preferably GHG-negative BioMethan can then be mixed with fossil and thus greenhouse gas-loaded natural gas (CNG, THG load well-to-wheel at 236 gC0 2 -equivalent / kWhcNG) that the resulting mixed gas any GHG Load between -468 gC0 2 -equivalent / kWhMisch as and +236 gC0 2 -equivalent / kWliMischgas exhibits.
  • CNG greenhouse gas-loaded natural gas
  • THG load well-to-wheel at 236 gC0 2 -equivalent / kWhcNG any GHG Load between -468 gC0 2 -equivalent / kWhMisch as and +236 gC0 2 -equivalent / kWliMischgas exhibits.
  • CNG greenhouse gas-loaded natural gas
  • THG load well-to-wheel at 236 gC0 2 -equivalent / kWhcNG any GHG Load between
  • FIG. 19 shows the simplest embodiment variant of the system according to the invention. It represents the common modules of a biogas plant, but with an additional conditioning module for separating regenerative C0 2 from the produced biogas, an additional conditioning module for the recuperation of the deposited regenerative C0 2 (in the figures 19 ff., The conditioning module "C0 2 "Recuperation” is not shown separately, but together with the plant module "Biogas Laundry / C0 2 - Separation"), an additional, remote geological repository for sequestering the recovered and recuperated renewable C0 2 and using the greenhouse gas reduced BioMethans produced in the plant as GHG-reduced or THG-free gas fuel (see claim 8).
  • GHG-contaminated biogas will at least produce GHG-reduced bio methane (g EU-RED calculated LCA value will be ⁇ 137 g C0 2 -equivalent / kWh B joMethaji), Preferably GHG free BioMethan (according to EU-RED LCA calculated value at 0 g C0 2 - equivalent / kWhßioMethan) (and especially preferably GHG negative BioMethan according to EU-RED calculated LCA-value ⁇ 0 g C0 2 equivalents / kWh B i 0 methane)
  • the GHG negativity of BioMethane makes it possible to mix the GHG negative bio methane with natural gas, without the GHG balance of the mixed gas exceeding the zero line, ie 0 gC0 2 -equivalent / kWl mixing gas. Therefore, especially the system arrangements according to the invention for mixing greenhouse gas-reduced bio-methane with (fossil) natural gas are to be protected, in particular plant arrangements for mixing greenhouse-gas-negative bio-methane with (fossil) natural gas (see claim 9).
  • FIGS. 29 et seq The corresponding embodiment variants are described in FIGS. 29 et seq. It is expressly understood, however, that the additional plant modules described in these figures may be added to any embodiment of the plant.
  • Subvariants of the embodiment of the system described in Figure 19 may consist in that the BioMethan is not reduced greenhouse gas, but even greenhouse gas or greenhouse gas negative, or that the bio methane is not used as fuel, but quite generally as a greenhouse gas reduced or greenhouse gas free or greenhouse gas negative energy source or in that the bio-methane is used as fuel in traffic (see claim 10).
  • the C0 2 can be stored geologically only at selected locations, it usually has to be transported from the deposition and recuperation device to the sequestering location. This is done cooled in liquid tanks or gaseous in pressure tanks or in solid form as dry ice or gaseous via a C0 2 line . Except for transport by means of dedicated gas line, trucks and / or ships which use GHG-free fuel are preferably used as means of transport.
  • FIG. 20 shows as a block diagram that the GHG load or the GHG balance of the BioMethane produced in the plant can be further improved solely by selecting the starting materials according to the invention.
  • the conventional, GHG-rich fermentation substrates corn, cereal crop, beets and cereal grains are not used, but GHG poor substrates such.
  • Landscaped land, the cultivation of extensively cultivated land, grass and miscanthus reduces the GHG burden on the biogas produced. Conventional biogas thus becomes GHG-reduced biogas.
  • the GHG reduction is greater, the higher the proportion of low-GHG renewable raw material in the total fresh mass input.
  • the selection of the starting materials comprises in the embodiment of Figure 21 exclusively greenhouse gas-free straw and greenhouse gas-free agricultural residues (including straw-containing farmyard manure).
  • These feedstocks eliminate the GHG-intensive substrate cultivation and the likewise GHG-intensive substrate harvest.
  • straw only needs to be pressed into bales and collected, and the straw-laden solid manure eliminates the need to squeeze it just has to be collected.
  • Regarding the greenhouse gas pollution of the biogas is compared with this selection. All NawaRo (greenhouse gas-rich and greenhouse gas-poor NawaRo) achieved a first lead, that is, up to and including the substrate harvest is operated with a zero or zero GHG load. As mentioned above, there are even GHG credits for the use of ammonia-containing manure.
  • GHG emission during substrate storage and substrate transport may even be negatively affected by GHG.
  • innovative tractors and trucks are used, which are operated with greenhouse gas free, preferably with greenhouse gas negative BioMethan or with a mixture of fossil diesel, greenhouse gas or greenhouse gas negative BioMethan and fossil natural gas or with a corresponding natural gas equivalent (see claim 1).
  • the greenhouse gas load on the transport is therefore very low, even if bioMethane and natural gas are mixed with fossil diesel.
  • the GHG load of the fuel used for the biomass transport even goes back to zero.
  • it has a positive effect that the means of transport are covered during transport of the biomass, except when transporting straw.
  • the block diagram of FIG. 22 depicts an advantageous development of the system described in FIG.
  • the biogas plant will be given a facility called "substrate acceptance / storage", which will be equipped with facilities that capture and neutralize emissions of methane or nitrous oxide, for example if the substrate assumption in the biogas plant is completely enclosed Acceptance area takes place, the buffer is also completely housed, and both areas are connected to a vacuum venting, which in turn vented into the combustion air flow of CHP ..
  • Figure 23 shows a positive development of the plant described in Figure 22.
  • it is gas-yielding to subject these fermentation substrates to a pretreatment, which is done in optional plants for the pretreatment or digestion of straw Gas yield per tonne of input means that ultimately more fossil fuels will be replaced and thus an increased amount of greenhouse gases will be avoided.
  • plants for the pretreatment of straw and / or straw-containing feedstocks are in particular mills (hammer mills, ball mills) into consideration, for soaking the straw or the straw-containing feedstocks in acidic solutions tank and container for the pre-treatment of the straw with a shredding of the straw Saturated steam
  • Pre-treatment plants using steam explosion and pretreatment plants using thermal pressure hydrolysis and pretreatment of the straw by mixing with solid manure or areas with liquid manure or silo facilities and spraying or distribution facilities for the addition of exo-enzymes.
  • the plants for the pretreatment of the straw and the straw-containing feedstocks are selected and configured such that the final energy input used in these plants is less than the additional final energy yield from the feedstocks due to the use of these additional plants.
  • FIG. 24 shows a system with which the GHG balance can be determined by the use of organic waste (the organic portion of household waste and commercial waste) as a fermentation substrate is kept low (see claim 13).
  • organic waste the organic portion of household waste and commercial waste
  • FIG. 24 shows a system with which the GHG balance can be determined by the use of organic waste (the organic portion of household waste and commercial waste) as a fermentation substrate is kept low (see claim 13).
  • the use of organic waste in the biogas plant is advantageous if in the catchment area of the biogas plant not enough straw and straw-containing feed materials are to be found. Since organic waste is hardly contaminated with GHG emissions, an improvement in the GHG value of the biogas is achieved solely by switching from NawaRo to organic waste. Together with the C0 2 already shown in FIGS. 19 to 23 -
  • FIG. 25 shows the possibility of using any substance from the range of straw, straw-containing feedstocks, organic waste, low-GHG renewable raw materials and THG-rich NawaRo as a fermentation substrate in the plant. It should be expressly pointed out that the plant described in this embodiment can in principle also be operated with organic fermentation substrates other than the listed starting materials and without the plant modules "acceptance area and intermediate storage” and / or "pretreatment plants”.
  • innovative tractors and trucks are used that are operated with greenhouse-gas-free, preferably greenhouse-gas-negative bio methane or with a mixture of fossil diesel, greenhouse gas-free or greenhouse gas-negative bio methane and fossil natural gas or with a corresponding natural gas equivalent (cf claim 1).
  • the various mats are loaded immediately after their removal from the barn and brought into a BGA-internal, enclosed and provided with a vacuum vent interim storage (s.u.).
  • the greenhouse gas load caused by the means of transport is therefore very low, even if biomethane and natural gas are mixed with fossil diesel, and the GHG burden of the fuel used is preferably even zero.
  • Another positive factor is that the means of transport are covered when transporting the biomass except when transporting straw.
  • regenerative C0 2 are used in the industry when the alternative of C0 2 sequestering is not available.
  • the simplest method is the substitution of dry ice with dry ice, which can be produced by Cryo technique without any further additional effort after the C0 2 -reecuperation.
  • FIG. 27 shows an advantageous embodiment of the system configuration described in FIG. 26, wherein the fermentation residues accumulating in the at least one fermenter are used as a mineral fertilizer substitute.
  • the substitution of mineral fertilizer avoids additional GHG emissions associated with the production and application of the mineral fertilizer. This avoidance of GHG emissions is attributed to the main product of the plant, BioMethan, whose GHG balance sheet is significantly improved.
  • FIG. 28 shows an advantageous development of the system configuration listed in FIG.
  • the fermentation residues from the at least one fermenter are fed into at least one additional secondary fermenter, whereby additional greenhouse gas reduced biogas is produced.
  • Additional biogas from the same input amount means an increase in substrate efficiency.
  • To produce the same amount of GHG-reduced gas fuel fewer feedstocks are required at a higher substrate efficiency. This is for the operator of the facilities of considerable advantage.
  • the system module "secondary fermenter" can also be integrated into all other system configurations, that is also into the system configurations described in Figures 19 to 26. These combinations should also be protected.
  • the system configuration shown in FIG. 29 is an advantageous further development of the embodiment variant of the system described in FIG.
  • the plant will be improved by distributing the GHG-reduced BioMethane after it has been fed in via a natural gas grid.
  • the resulting from the gas scrubbing GHG reduced bio methane is compressed by means of at least one compressor module to a slightly higher pressure level, as in the natural gas network section prevails, in which it is to be fed.
  • Compressors are usually power-intensive. However, the relative, related to a certain amount of gas power consumption decreases with increasing size of the compressor module. It is therefore not least of advantage for the GHG balance if the feed-in quantity is as large as possible (cf claim 1 1).
  • As a current as possible GHG-reduced, preferably GHG-free stream is used in this system module (see claim 1). Compression turns the pressureless or moderately pressurized BioMethan into so-called "Compressed BioMethane" (also referred to below as CBM).
  • the CBM will be fed into the designated section of a natural gas or bio-methane network.
  • a natural gas or bio-methane network In the physical or virtual-statistical transport of the fed and compared.
  • Conventional BioMethane greenhouse gas reduced CBM to the consumer, the fed BioMethan mixes with the natural gas in the network, it can not physically be separated from the natural gas. This mixing is intentional, because it is not intended to market pure CBM, but just a mixture of CBM and natural gas (CNG) or a corresponding natural gas equivalent.
  • CNG natural gas
  • the additional compressor module can be integrated in any of the above embodiments of the system. This optional integration should also be protected.
  • the system configuration shown in the block diagram in FIG. 30 is an advantageous further development of the embodiment variant of the system described in FIG. Due to the impossible physical separation of CBM and CNG, gas fed in is compared with the gas fed in via energy equivalents or with the same energy content of the gases over standard quantities (Nm 3 ). When the quantities of energy fed out and fed in are equal, the outgassing quantities can be termed "pure CBM.” If the amounts of energy expelled are greater than the amounts of energy supplied, then the outgassed gas is a "CBM" / CNG mixture.
  • an energy-equivalent quantity of natural gas can be produced at any exit point of the network.
  • CBM BioMethane
  • Equivalent / kWhc BM and a TGH-free mixed gas is to be fed, can be fed at a dedicated exit point a total of 2.98 kWh (1 kWhc BM with a GHG load of -468 gC0 2 -eq / kWh CB M and 1, 98 kWhc NG with a GHG load of +236 gC0 2 -eq / kWhcNG) -
  • the common or average GHG load is then 0 gC0 2 -equivalent / kWh AuS feedgas-
  • This exit gas can be used as GHG or GHG -free fuel can be used.
  • the dilution can also go so far that a GHG value 0-235 GC0 2 eq / is achieved kWliAus feed gas or 0-301 GC0 2 eq / kWh A u S feed gas.
  • These exit gases then apply in the first case as compared to.
  • BioMethan is considered to be Conventional bio-methane GHG-reduced if its GHG value (bio methane produced from corn according to latest studies approx. 140 - 234 gC0 2 -equivalent / kWh-methane) is undercut.
  • the discharged CBM can be designated and used as a non-GHG fuel and if it is above 0 gC0 for the discharged CBM 2 -equivalent / kWhcBM, but still below 236 gC0 2 -equivalent / kWhcBM, then the fed-out "CBM” can be referred to as greenhouse gas reduced energy carrier or fuel compared to natural gas
  • the mixed gas is Natural gas GHG reduced; if the GHG load is 0 gC0 2 equivalents / kWl mixed gas, then it is GHG-free mixed gas, if it is lower, then the mixed gas is GHG negative.
  • the GHG reduction compared to gasoline is 262 gC0 2 equivalents / kWh or approximately 87%, at A GHG load of the "CBM" / CNG mixed gas of 0 gC0 2 equivalents / kWh M ischgas 302 gC0 2 - equivalents / kWh mixed gas or approx. 100%.
  • FIG. 31 shows a system configuration that can be integrated into all variants of the embodiment: the partial or complete generation of power of the greenhouse gas-reduced biogas produced in the biogas plant.
  • the electricity generated and the heat generated are also reduced by GHG.
  • the system becomes energy self-sufficient.
  • the options of C0 2 capture and the C0 2 -Reformierung are not available, it is advantageous to flow the entire biogas (see claim 11).
  • BioMethan which was produced in one of the embodiments described here, is usually more valuable than effluent biogas, especially as a fuel, it may be advantageous to minimize the proportion of biogas that goes into the power plants. This happens u.a. in that the biogas power generation is limited to its own use.
  • GHG values are as it were given to the self-generated electricity and the self-generated heat when used internally by the system, whereby the system modules in which this GHG-reduced or GHG-free electricity and the GHG-reduced or GHG-free Heat are used and relieved of their GHG values.
  • the GHG-reduced biogas from the at least one fermenter and the at least one post-fermenter is supplemented or optionally added to the plant modules "biogas scrubbing / CO 2 precipitation”. and "C0 2 -reecuperation" as well
  • the SynMethanol is preferably used as a GHG-reduced fuel component.
  • the at least GHG-reduced SynMethan is either mixed with or replaced by the BioMethane originating from the "biogas scrubbing / C0 2 capture" and "C0 2 recuperation” plant modules, ie in the latter case, the SynMethane changes to bio methane instead
  • the quantities of electricity and heat required in the "C0 2 Reformation" system module are preferably covered by regenerative or at least low-GHG energy sources (see claim 1) .
  • Co 2 reforming also has volume effects (scale effects), which makes it an advantage is, if the volume flow of the supplied gases is as large as possible (see claim 1 1).)
  • volume effects scale effects
  • the implementation of each of the listed measures to reduce GHG emissions is advantageous or mandatory.
  • this hydrogen should come from renewable sources or not be contaminated with GHG emissions, which prohibits the use of fossil sources and / or energy sources
  • the current used for this purpose should preferably originate from regenerative sources (cf claim 1) .
  • each current is suitable for electrolysis, which in accordance with LCA ⁇ 100 gC0 2 - equivalent / kWh e is greenhouse gas reduction i
  • electricity from wind or water power or geothermal or solar panels or by means of photovoltaic recovered stream or produced from biomass stream is used in question here is also current that was generated by the presently disclosed system configuration.. (see Figures 31 et seq.) And atomic and fusion current (see claim 1.) Under certain circumstances it may sense mac to accept GHG emissions, eg if the electricity required for the electrolysis is particularly favorable.
  • FIG. 33 based on the plant configuration described in FIG. 32, an advantageous embodiment variant is described in which the recuperated C0 2 is not completely guided into a geological repository, but rather into the CO 2 reforming plant.
  • the recuperated C0 2 is not completely guided into a geological repository, but rather into the CO 2 reforming plant.
  • the GHG balance and / or the manufacturing costs and / or the economic contribution margin it may be advantageous if the largest possible amount of the deposited and recuperated C0 2 is passed into the C0 2 reforming, where from the regenerative C0 2 a regenerative energy source is produced that substitutes fossil fuels (see above).
  • the GHG-reduced bio-methane originating from the plant modules "biogas scrubbing / CO 2 precipitation” and "C0 2 recuperation” is led into a plant module for off-grid mixing, where it already exists the feed into the natural gas network with natural gas, preferably with compressed natural gas (CNG) is mixed.
  • This off-grid mixing can take place at different pressure levels: a) without pressure, ie at the level of ambient air, b) at the pressure level of the natural gas extracted from a natural gas network, and c) at any pressure level between a) and b).
  • the pre-compressed BioMethane is physically mixed with the CNG extracted from the natural gas network and not decompressed. After mixing outside the network, the precompressed mixed gas is compressed a little further so that it can be fed into the natural gas network against the pressure.
  • the energy used in this plant module should come from renewable sources, which are preferably low greenhouse gas and particularly preferably greenhouse gas free.
  • This system module for the net external mixing of greenhouse-gas-reduced bio-methane and CNG can also be installed as an independent system module in any other system combination listed so far, for example in a system in which the BioMethan is not isolated from the biogas in a C0 2 -Abborgevorraum, but the C0 2 - proportion of biogas is reformed in a reforming plant to BioMethan, so that the entire biogas is BioMethan. In this regard, it is also immaterial whether the installation variants listed above are added or not.
  • the advantageous embodiment of Figure 35 corresponds to the system described in Figure 34, but also includes the system module "liquefaction.”
  • the BioMethan generated in the system can also be dispensed in a liquid state when using this system module It makes sense to use GHG-reduced bio methane as a fuel in regions without a gas grid connection.
  • the energy density in liquid form is considerably higher, which reduces the transport effort.
  • the gases in the system module are cooled (cf.
  • the energy carriers or energy used for this purpose are to originate from regenerative sources, which are preferably low in greenhouse gases and particularly preferably free from greenhouse gases. Cooling can also be carried out with dry ice produced in the plant from regenerative C0 2 , possibly via heat exchangers.
  • CNG may be added to the GHG-reduced BioMethan before or during liquefaction.
  • Per kWh BioMethan between 0,1 kWh and 20 kWh CNG can be added (see above).
  • the liquefied greenhouse-gas-reduced bio-methane or the liquefied bio-methane / CNG mixture or their natural gas equivalent is preferably supplied to the market for use as a THG-reduced or THG-free fuel (cf claim 16).
  • the "Condensing" system module including the provision of any necessary CNG, can be integrated into every variant of the system and thus also in all the above versions.
  • the operator of such a plant can decide the following: a) which ingredients are used in which proportions, b) whether they should be pretreated or not, c) with what proportion of the GHG-reduced biogas is fed into which utilization strand, d ) is the proportion with which the recuperated out C0 2 in which recovery strand, e) whether the greenhouse gas reduced BioMethan generated is to be liquefied or not, f) if the gaseous BioMethan greenhouse gas reduced in G) whether the "CBM" is to be used as GHG-free or GHG-reduced fuel, ie in what proportion it is mixed with CNG.
  • the protection should not only include the complete plant configuration but also changes and modifications to the disclosed plant configuration and its variants.
  • variants of execution are also to be protected which lack individual system modules, e.g.
  • the plant module "nutrient extraction” is added to the plant configuration described in Figure 35.
  • the plant module "nets outside mixing” or the plant module “pretreatment” or the plant module “compressor plant.”
  • the plant nutrients contained in the liquid phase of the digestate are extracted in several stages. This is done by first mixing the fermentation residues with water in a post-fermenter and then mechanically dehydrating them in a screw press or a comparable device (other suitable presses, extruders).
  • the liquid phase is dehydrated a second time, preferably with at least one decanter.
  • the liquid phase of the decanter is first passed through a pre-filter before being fed into the ultrafiltration plant and only then into the ultrafiltration plant.
  • the permeate of the ultrafiltration plant is either fed into a precipitation plant or into a reverse osmosis plant.
  • the organic nutrients are extracted, essentially nitrates, potassium and phosphates, possibly also magnesium and various salts.
  • the organic nutrients substitute mineral fertilizer or mineral fertilizer components, thereby avoiding the GHG emissions resulting from the production and application of the mineral fertilizer.
  • the positive effect on GHG emissions is attributed to the plant's main product, BioMethan or CBM.
  • the GHG effect is even more positive if energies from renewable sources are used in this plant module, which are preferably low in greenhouse gases and particularly preferably free of greenhouse gases.
  • the plant module "Nutrient Extraction" can be integrated into any of the previously described variants as well as any other variant.
  • FIG. 37 shows an advantageous embodiment variant of the system configuration described in FIG.
  • the extracted organic nutrients are additionally fed into a fertilizer plant, where fertilizers and / or fertilizer components are produced from them. These substitute mineral fertilizers, thereby avoiding the GHG emissions resulting from the production and application of the mineral fertilizer.
  • the positive effect on GHG emissions is attributed to the plant's main product, BioMethan or CBM.
  • the GHG effect is even more positive if, in the production of fertilizers, energies from regenerative sources are used, which are preferably low in greenhouse gases and particularly preferably free of greenhouse gases.
  • the plant module "fertilizer plant” can be integrated into any of the variants already described, as well as into any other embodiment variant.
  • the variant of FIG. 38 corresponds to that of FIG. 37, but advantageously supplemented by the plant module "fuel production”.
  • the solid phase from the mechanical dehydrogenation 1 (which is made with a screw press or similar device) is no longer used untreated as Mineral Domaingersubstitut, but in a dryer (belt or drum dryer) guided, dried there, then in a crushing device (hammer or Ball mill), crushed there and finally fed into a pellet press to be pelletized there to fermentation residue pellets.
  • this plant module Preferably in this plant module low-GHG and particularly preferably propellant gas-free energies and energy sources are used, which reduces the C0 2 -Fußabuba the plant or the BioMethans considerably.
  • the digestate pellets replace fossil fuel (heating oil, coal or natural gas), thus avoiding large amounts of GHG emissions.
  • This GHG prevention is ascribed to the process or the main product GHG-reduced bio methane or CBM, which further improves the GHG balance sheets.
  • a mixing of wood and digestate for fuel production is particularly advantageous if only so the statutory emissions can be met.
  • the embodiment of Figure 39 corresponds to the system described in Figure 38, but supplemented by the recuperation of the ash of the digestate pellets or the mixed pellets.
  • the ash of the spent fermentation residual pellets and / or the mixed pellets is collected and fed as a valuable fertilizer component of a fertilizer production (see claim 1).
  • the advantages of energetic use are thus the great advantages of an almost closed nutrient cycle.
  • the fuel pellets continue to replace fossil fuel (heating oil, coal or natural gas).
  • the plants were selected according to the invention, which have the highest conversion rates and the lowest capital expenditure, ie the best combination of substrate efficiency and system efficiency and thus the best overall efficiency. These are the plants for anaerobic bacterial fermentation (see claim 8).
  • substrate substrates are already selected for fermentation substrates which do not or only to a minor extent have greenhouse gas emissions: greenhouse gases-free residues, including solid manure, low-greenhouse bio-waste and renewable raw materials, which are preferably greenhouse-friendly during cultivation. are low in gas (see claims 13).
  • the entire plant with all its plant modules is designed so that the BioMethan ends up being greenhouse gas negative (eg by using the optional plant modules "nutrient extraction” and / or “fuel production” or by an appropriate selection of the energy and energy sources to be used in the various plant modules or by dividing the biogas into the 3 utilization strands or by using the "C0 2 sequestration” system module) and the aim is "greenhouse gas-free CBM", then the proportion of greenhouse gas-intensive renewable resource can be increased to the fresh mass, so far Until the greenhouse gas load of the product "BioMethan” just does not tilt from negative to positive, that means maize and green rye are also suitable as a fermentation substrate, because corn and green rye have the advantages of high yields per hectare and high availability.
  • GHG-negative bio-methane or a corresponding natural gas equivalent produced by this process is used as fuel for the wheeled or telescopic loader used, so that the greenhouse gas emissions of the likewise used fuels natural gas and diesel are compensated (cf claim 1) ).
  • Stationary conveyors are electrically operated. THG-reduced, preferably THG-free, current is used for this purpose (compare claim 1).
  • biogas distribution By drawing in the diverter "biogas distribution" into the overall plant, a flexible control or regulation of the respective biogas components is possible, so that the generation of the various energy sources can be adapted to the changing conditions.Technically, the control of the biogas flow by simple valves in the corresponding gas lines.
  • volume effects occur in the case of several plant modules. It is therefore in each embodiment of advantage to build the largest possible biogas plants and operate (see claim 1 1).
  • GHG-reduced preferably GHG-poor, especially GHG- free and in particular GHG-negative BioMethan be produced whose GHG reduction effect compared.
  • Natural gas (CNG) is at least 100 or 180 or 236 or 336 gC0 2 - equivalents / kWh of methane.
  • the GHG negative bio methane can then be mixed with fossil and thus greenhouse gas loaded natural gas (CNG; THG load well-to-wheel at 236 gC0 2 -equivalent / kWhcNG) so that the resulting mixed gas can handle any GHG pollution between -468 gC0 2 -equivalent / kWli ischgas and +236 gC0 2 -equivalent / kWliMischgas has.
  • CNG greenhouse gas loaded natural gas
  • THG load well-to-wheel at 236 gC0 2 -equivalent / kWhcNG greenhouse gas loaded natural gas
  • the new plants can produce a whole range of mixed gases with different GHG reductions as well as an absolutely GHG-free mixed gas and even various GHG-negative mixed gases. These mixed gases can be used as fuel in traffic.

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Abstract

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren und Anlagen zur Erzeugung von treibhausgasreduziertem Biogas, zu dessen Aufbereitung zu treibhausgasreduziertem BioMethan und regenerativem Kohlenstoffdioxid (CO2), zur Vermischung von treibhausgasreduziertem BioMethan und Erdgas (CNG) zu einem treibhausgasreduzierten Mischgas und zur Verwendung des treibhausgasreduzierten BioMethans und/oder des treibhausgasreduzierten Mischgases als treibhausgasreduzierte Energieträger, insbesondere als treibhausgasreduzierter Kraftstoff im Verkehr.

Description

VERFAHREN UND ANLAGE ZUR HERSTELLUNG VON CBM ( COMPRES SED B I OMETHANE ) ALS
TREIBHAUS GAS REDU IERTER KRAFTSTOFF
Stand der Technik
Da es mit Kohlenstoffdioxid (C02), Methan (CH ), Lachgas (N20), den diversen Fluorkoh- lenwasserstoffen, Schwefelhexafluorid (SF6), Stickstofftrifluorid (NF3) und weiteren Gasen Treibhausgase (im Folgenden auch THG) mit unterschiedlichster Klimawirkung gibt, werden Treibhausgaseffekte mittels C02-Äquivalenten vereinheitlich und quantifiziert. In der Regel werden diese in Bezug gesetzt zu verbrauchten Energieeinheiten (z.B. gC02-Äq/kWh oder gC02-Äq/MJ) oder zu zurückgelegten Fahrstrecken (gC02-Äq/km). Während die von der Au- tomobilindustrie veröffentlichten C02- Werte angeben, wie hoch die effektive stöchiometri- sche C02-Produktion bei der Kraftstoffverbrennung ist, rechnen Umweltinstitute und - behörden den jeweiligen Energieträgern zusätzlich zu, welche C02-Emissionen über deren gesamtes Werden entstanden sind, also über den gesamten Lebenszyklus (Life Cycle) bzw. über die gesamte Produktionsstrecke von der Quelle des Energieträgers bis zum Rad des Au- tos (well-to-wheel). So gehen in die LCA-Betrachtung z.B. von Benzin auch die Emissionen an (fossilem) C02 ein, die in der Prozesskette von den Rohöltankern, von den Pipelines, von den Raffinerien, von den Stromkraftwerken, die den in der Produktionsstrecke benötigten Strom erzeugen, und von den Tankstellen verursacht werden.
In Übereinstimmung mit allen nationalen und internationalen Umweltbehörden (z.B. dem Weltklimarat IPCC = Intergovernmental Panel on Climate Change und dem UNFCCC = United Nations Framework Convention on Climate Change (Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen) und staatlichen Stellen (u.a. dem Bundesministerium für Umwelt und dem Bundesministerium für Finanzen) werden die C02-Emissionen der diversen Energieträger im Folgenden über deren gesamten Entstehungsprozess betrachtet, also auf der Basis einer soge- nannten Life Cycle Analysis (LCA) bzw. well to wheel (WtW).
Im Sektor Verkehr ist die Sensibilität hinsichtlich der Treibhausgaseffekte am höchsten ausgeprägt. Der jeweilige C02-Ausstoß pro km muss in der Europäischen Union z.B. beim Automobilverkauf zwingend angegeben werden. Gemäß EU-Beschluss soll die Besteuerung der Kraftstoffe und Fahrzeuge demnächst C02-orientiert sein. Gerade weil die THG-Reduzierung im Verkehrswesen so schwierig und kostenintensiv ist, wird hier eine THG-Reduzierung am besten honoriert. Abgesehen davon sind THG-reduzierte und THG-freie Kraftstoffe natürlich besser für die Umwelt als die THG-intensiven fossilen Kraftstoffe.
Hersteller von treibhausgasreduzierten und insbesondere von treibhausgasfreien Kraftstoffen werden in der Zukunft mit einer erhöhten Marktnachfrage rechnen können. Gemäß EU- Richtlinie RED 2009/28/EG vom 23. April 2009 soll der Energieverbrauch des Verkehrs in jedem Mitgliedsland der EU bis 2020 zu 10% mit THG-reduzierten (Bio-)Kraftstoffen gedeckt werden. Bis 2050 strebt die deutsche Bundesregierung einen weitgehend THG-freien Verkehr an. Konventionell nach dem bekannten Verfahren der anaeroben bakteriellen Vergärung aus Gülle und Nachwachsenden Rohstoffen (NawaRo) erzeugtes BioMethan hat das Defizit, dass es nicht per se einen umweltfreundlichen Energieträger darstellt, sondern im Gegenteil in erheblichem Maße mit Treibhausgasen belastet ist. Die Treibhausgasbelastung ergibt sich dabei aus der Summe der Treibhausgasbelastungen aller Energien bzw. aller Energieträger, die beim Anbau der Biomasse, bei deren Lagerung, bei ihrem Transport, bei ihrer Konversion zu Biogas, bei der Aufbereitung des Biogases zu BioMethan und bei der Komprimierung und Ein- speisung des BioMethans in ein Erdgasnetz sowie bei dessen Distribution zum Einsatz kommen.
Beim Einsatz von Anbaubiomasse als Gärsubstrat belasten vor allem energieintensive Anbau- und Ernteprozesse die LCA-Treibhausgasbilanz der Produkte„Biogas" und„BioMethan". Insbesondere das in Biogasanlagen (BGA) in großen Mengen und Anteilen zum Einsatz kommende Gärsubstrat„Mais" weist im Prozessschritt„Anbau" aufgrund der erforderlichen intensiven Düngung mit mineralischem Dünger und aufgrund der Kohlenstoff-Frei Setzung aus dem Boden (Humusabbau) hohe Treibhausgasemissionen auf: Bei der Herstellung des mineralischen Düngers kommen erhebliche Mengen an fossilen Energieträgern zum Einsatz. Bei der Ausbringung des mineralischen Düngers entsteht das höchst umweltschädliche Lachgas (N20). Im Wesentlichen sind dafür zwei bakterielle Prozesse verantwortlich: sowohl bei der bakteriellen Nitrifikation von Urea/ Ammonium (NH4) zu Nitrat entsteht Lachgas (N20) als auch bei der bakteriellen Denitrifikation von Nitrat zu N2. Allein der beim Maisanbau stattfindende Abbau von im Boden gebundenem Kohlenstoff (Humus) hat einen Anteil von ca. 70 % an den gesamten THG-Emissionen. Nicht ohne Grund hat der Mais von den Bauern schon in den alten Zeiten den Beinahmen„Bodenräuber" bekommen. Lachgas ist ca. 296-mal so umweltschädlich wie C02, so dass mit mineralischem Dünger gedüngte Anbaubiomasse mehr oder weniger stark mit Treibhausgasemissionen belastet ist. Da Mais nicht nur relativ viel mineralischen Dünger benötigt, sondern auch relativ viel Kohlenstoff aus dem Boden aufnimmt, ist das wichtigste für die anaerobe bakterielle Vergärung ge- nutzte Gärsubstrat (Mais macht in Deutschland rd. 80% der in Biogasanlagen eingesetzten NawaRo aus, rd. 60 % der gesamten deutschen Biogasproduktion stammt aus Mais) in dem Teilprozess„Anbau" übermäßig mit der Emission von Treibhausgasen belastet. Dazu kommen die Treibhausgaseffekte, die sich aus dem Einsatz von fossilem Dieselkraftstoff bei den diversen Anbau- und Ernteprozessen (Vorbehandlung des Ackers, Aussaat, Düngung, Be- handlung mit Fungiziden und Pestiziden, Ernte etc.) ergeben.
Bei der Lagerung der diversen Gärsubstrate kommt es zu biochemischen Prozessen, die ebenfalls in Treibhausgasemissionen resultieren. Der aerobe Oxidationsprozess der Verrottung z.B. erzeugt erhebliche Mengen an C02. Bei der Lagerung von Maissilage rechnet man von Lagerverlusten in Höhe von bis über 5 % der eingelagerten Mengen. Dazu kommt der Ener- gieeinsatz für die Einlagerung, der meist fossilen Ursprungs ist (z.B. Dieselkraftstoff für die Traktoren, die im Fahrsilo die Maissilage festfahren).
Da der Transport der Gärsubstrate vom Feld zum Lagerplatz und vom Lagerplatz zur Biogasanlage i.d.R. mit konventionellen Traktoren oder Lkw vorgenommen wird, für die meist fossiler Diesel als Kraftstoff zum Einsatz kommt, ist auch der Transport der Anbaubiomasse mit Treibhausgaseffekten belastet, denn Dieselkraftstoff setzt wie auch Benzin pro kWh über den gesamten Herstellungs- und Distributionsprozess (Lebenszyklus bzw. well-to-wheel) gesehen rd. 302 g an (fossilen) C02-Äquiva-Ienten frei. Da auch BioDiesel in erheblichem Maße THG-Emissionen aufweist, verbessert die Ersetzung von Dieselkraftstoff durch BioDiesel die THG-Bilanz kaum. Bei der Konversion der Biomasse zu Biogas kommen in konventionellen Biogasanlagen erhebliche Strommengen zum Einsatz (z.B. für die permanente Homogenisierung der Gärmassen), die meist aus dem öffentlichen Stromnetz bezogen werden. Dieser aus verschiedenen Quellen stammende Strom ist in Deutschland zurzeit mit durchschnittlich bis zu 624 gC02- Äquivalenten / kWhei belastet, d.h. auch der Verfahrensschritt„Konversion" belastet die Treibhausgasbilanz des Produkts„BioMethan" in erheblichem Maße. Wenn das über die anaerobe bakterielle Vergärung gewonnene Biogas nicht verströmt wird, sondern eine Aufbereitung zu BioMethan stattfindet, werden für die Kompression des Biogases (z.B. beim Druckwechselverfahren) und/oder für dessen Erhitzung (z.B. beim Verfahren der drucklosen Aminwäsche) nochmals erhebliche Energiemengen (Strom und/oder Wärme) benötigt, die meist fossilen Ursprungs sind. Dieser Input an fossiler Energie belastet die Treibhausgasbilanz des BioMethans weiter.
In der Regel wird das aufbereitete BioMethan in ein Erdgasnetz eingespeist. Erdgasnetze stehen unter einem erheblichen Druck. Das BioMethan muss deshalb bei der Einspeisung mit stromintensiven Kompressoren auf das jeweilige Druckniveau gebracht werden. Hierbei kommt meist Strom aus dem regionalen Strommix zum Einsatz. In Deutschland ist dieser
Strommix wie bereits erwähnt zurzeit mit bis zu 624 gC02-Äquivalenten / kWhei belastet mit der Folge, dass auch der Verfahrensschritt Einspeisung die THG-Bilanz des Produkts„BioMethan" erheblich belastet.
Schließlich wird das ins Erdgasnetz eingespeiste BioMethan bei der Distribution regional transportiert. Hierbei kommen ebenfalls Kompressoren zum Einsatz, die als Energie entweder fossiles Erdgas oder Strom aus dem regionalen Strommix benötigen. In beiden Fällen fuhren die in diesem Teilprozess stattfindenden Aktivitäten zu einer Emission von Treibhausgasen. Diese belastet die LCA-Treibhausgasbilanz des Produkts„BioMethan" zusätzlich.
Wie diverse Studien ergeben haben, ist konventionell aus Mais erzeugtes BioMethan über den gesamten Erzeugungsprozess (bzw. Lebensweg bzw. Life Cycle bzw. well-to-wheel) gesehen je nach Ausgestaltung des Produktions weges mit 140 gC02-Äquivalenten / kWhßioMethan bis 234 gC02-Äquivalenten / kWhßioMethan belastet. Gegenüber der THG-Emission der Kraftstoffe Benzin und Dieselkraftstoff (302 gC02-Äquivalente/kWh) erreicht konventionell erzeugtes BioMethan damit zwar eine Reduktion von 23 % bis 54 %, eine Treibhausgasfreiheit bzw. ei- ne so genannte C02-Neutralität, bei der pro kWh Energiegehalt nicht mehr als 0 g an (fossilen) C02-Äquivalenten ausgestoßen werden, ist aber bei weitem nicht gegeben. BioMethan ist also nicht per se C02-frei, sondern belastet die Umwelt in erheblichem Maße.
Insbesondere wenn BioMethan als Kraftstoff im Verkehr eingesetzt werden soll, spielt dessen Treibhausgas-(THG-)Belastung eine entscheidende Rolle. Eine Reduktion von lediglich 23 - 54 % ggü. Benzin reicht beispielweise für BioMethan, das in neu errichteten Anlagen erzeugt wird, gemäß EU-Richtline„Renewable Energy Directive 2009/28/EG" vom 23. April 2009 ab 2018 nicht mehr aus, denn ab dem 01.01.2018 müssen in neuen Anlagen hergestellte Bio- Kraftstoffe eine THG-Reduktion von mindestens 60% erreichen. Besonders vorteilhaft wäre ein Kraftstoff, der überhaupt nicht mit Treibhausgasen belastet ist, dessen THG-Bilanz also neutral ist - was bedeutet, dass durch die Nutzung des Kraftstoffs kein weiteres (fossiles) C02 in die Atmosphäre gelangt.
Aufgabenstellung
Der Erfindung liegt daher die Aufgabe zugrunde, den Mangel der THG-Belastung von konventionellem BioMethan zu beseitigen und für die Konversion von Biomassen ein Verfahren und eine nutzbare Anlage zu schaffen, die als Output Energieträger haben, deren Treibhaus- gasbelastung deutlich geringer ist als die von konventionell erzeugtem BioMethan, und die als treibhausgasreduzierte Kraftstoffe, vorzugsweise als treibhausgasfreie und besonders vorzugsweise als treibhausgasnegative Kraftstoffe im Verkehr eingesetzt werden können. Mit dem Begriff„treibhausgasreduziert" ist in dieser Offenlegung je nach Zusammenhang eine Minderung des Ausstoßes an fossilen Treibhausgasen (THG) auf Werte gemeint, die entweder unter dem LCA-Wert von konventionellem BioMethan (140 - 234 g C02-Äquivante / kWh) oder unter dem LCA-Wert von Erdgas (233 - 245 gC02-Äquivalente / kWh) oder unter dem LCA-Wert von Benzin und Diesel (302 gC02-Äquivalente / kWh) liegen.
Lösung
Diese Aufgabe wird hinsichtlich des Verfahrens im Wesentlichen durch die im Anspruch 1 aufgeführte Erfindung gelöst und hinsichtlich der Anlage im Wesentlichen durch die im Anspruch 9 aufgeführte Erfindung. Die Erfindungen setzen dabei zum Teil auf die vorbekannten Offenlegungen DE4409487 (Steffen / Grooterhorst), DE19532359 (Winkler), DE19633928 (Vollmer), DE19805045 (Hoffmann / ATB), DE1062 1337 (Hoffmann), DE10026771 (Hoffmann), DE10034279 (Bekon), DE10050623 (Schiedermeier), DE102004054468 (Leh- mann), DE102005029306 (Krausch / Kreidl), DE202006 003293 (Müller), EP1926810 (Bekon), DE 10200702491 1 (Bekon), DE202007010912 (BioSonic) sowie die ebenfalls vorbekannten Offenlegungen des Erfinders (DE102007029700A1 , WO002009000 305A1 ,
WO002009000307A1, WO002009000309A1, DE102010008287.2, US-020100285556A1 und DE102010017818.7) auf. Bis auf die Schriften DE102010008287.2 und
DE102010017818.7 ist keine dieser Offenlegungen auf die Minimierung der Emission von fossilen Treibhausgasen (THG) ausgerichtet. Weder sind die vorgestellten Verfahren insge- samt noch die einzelnen Verfahrensschritte darauf ausgerichtet, die THG-Belastung der Produkte Biogas oder BioMethan zu minimieren.
Das hier offen gelegte, konsequent auf die Minimierung der Emission von fossilen Treibhausgasen ausgerichtete Verfahren zur Herstellung von BioMethan besteht bei voller Nutzung aller Ausführungs- bzw. Ausbaumöglichkeiten aus insgesamt 27 Verfahrensteilschritten. Diese umfassen im Einzelnen die Verfahrensschritte„Substrat-Auswahl",„Substrat- Anbau/- Ernte",„Substrat-Lagerung",„Substrat-Transport",„Substrat-Annahme/-Zwischenlagerung", „Vorbehandlung",„Innerbetrieblicher Transport",„Konversion",„Biogasaufteilung",„Ver- stromung",„Biogaswäsche/C02-Abscheidung",„Rekuperation des regenerativen C02", „Aufteilung des regenerativen C02",„Reforrnierung des regenerativen C02",„Sequestierung des regenerativen C02",„Stoffliche Substitution fossilen C02",„Aufteilung BioMethan", „Netzexterne Vermischung von BioMethan und Erdgas",„Komprimierung",„Einspeisung", „Verflüssigung",„Abfüllung",„Nährstoffextrahierung",„Brennstoffherstellung",„Aschere- kuperation",„Düngemittelherstellung", und„Distribution BioMethan". Davon sind die meisten optional. Die 9 Verfahrensschritte„Substrat-Auswahl",„Biogaswäsche/C02-Abschei- dung",„Rekuperation des regenerativen C02",„C02-Sequestierung des regenerativen C02", „Stoffliche Substitution fossilen C02",„Substitution fossiler Kraftstoffe durch synthetisches Methan",„Nährstoffextrahierung",„Brennstoffherstellung" und„Düngemittelherstellung" haben - wie der Erfinder erstmals so festgestellt hat und wie im Folgenden erläutert wird - besonders gewichtigen Einfluss auf die THG-Bilanz der Endprodukte.
Außer durch die Gestaltung des Gesamtverfahrens wird die THG-Bilanz dadurch optimiert, dass zusätzlich bei jedem einzelnen der Verfahrensschritte eine THG-orientierte Steuerung des Energieeinsatzes erfolgt, d.h. die Treibhausgasbelastung wird jeweils minimiert. Dies geschieht sowohl über die erfindungs gemäße Auswahl der in den Verfahrensschritten jeweils einzusetzenden Energieträger und Energien als auch über die Gestaltung der einzelnen Verfahrensschritte selbst. So werden in den einzelnen Verfahrensschritten vorzugsweise Subverfahren eingesetzt, die die THG-Bilanz weniger belasten als andere mögliche Subverfahren.
Als Gärsubstrat kommt treibhausgasbelastete Anbaubiomasse zunächst nicht zum Einsatz, statt dessen werden erfindungsgemäß möglichst treibhausgasfreies Stroh, treibhausgasarme landwirtschaftliche Reststoffe wie strohhaltiger Festmist und Mischungen aus Stroh und Gülle und treibhausgasarmer Biomüll hergenommen, also Substrate, die nicht eigens angebaut werden müssen und deshalb in dem Verfahrensschritt„Substrat-Anbau/-Ernte" bis zur Einsamm- lung nicht oder in nur sehr geringem Maße mit Treibhausgasen belastet sind. Wenn sich bei der Ausgestaltung des Gesamtverfahrens unter Nutzung der optionalen Verfahrensschritte ergibt, dass das resultierende Produkt„BioMethan" bzw.„CBM" (Compressed BioMethane) treibhausgasnegativ wird, können die Anteile von treibhausgasarmen NawaRo oder ggf. auch von treibhausgasreichen NawaRo am Frischmasse-Input soweit erhöht werden, bis die LCA- Treibhausgasbilanz des BioMethans bzw. des CBM gerade noch nicht vom Negativen ins Positive umschlägt. Die erzeugten Energieträger bleiben so mindestens treibhausgasfrei.
Bei der Substrat-Lagerung wird darauf geachtet, dass es nicht zu Ausdünstungen von Methan oder Ammoniak oder Lachgas kommt. Auch werden Verrottungsprozesse möglichst unter- bunden, weil die dabei stattfindenden Oxidationsprozesse mit der Produktion und Emission von C02 verbunden sind. Dieser Teilprozess bleibt so im Wesentlichen treibhausgasfrei.
Beim Transport der Biomasse werden erfindungsgemäß Traktoren und/oder Lkw eingesetzt, die mit treibhausgasfreiem oder treibhausgasnegativem BioMethan oder mit einer Mischung aus fossilem Diesel, treibhausgasfreiem bzw. treibhausgasnegativem BioMethan und fossilem Erdgas oder mit einem entsprechenden Erdgasäquivalent angetrieben werden, so dass die Treibhausgasbelastung des Prozessschrittes„Transport" auch bei einer Vermischung des BioMethans und des Erdgases mit fossilem Diesel zu einem Mischkraftstoff sehr gering ausfällt und die THG-Belastung vorzugsweise aufgrund einer Treibhausgasneutralität der Kraftstoffmischung sogar auf null zurückgeht. Bei der Substrat- Annahme und Zwischenlagerung der Substrate im Biogaswerk wird wie bei der Substrat-Lagerung darauf geachtet, dass es nicht zu Ausdünstungen vom Methan oder Ammoniak oder Lachgas kommt. Auch werden Verrottungsprozesse möglichst unterbunden mit der Folge, dass auch dieser Teilprozess THG-frei bleibt.
Die Vorbehandlung des Strohs und der strohhaltigen Einsatzstoffe erfolgt so, dass der in die- sem Verfahrensschritt eingesetzte Aufwand an Energie kleiner ist als der auf die Vorbehandlung zurückzuführende zusätzliche Energieertrag. Der Einsatz treibhausgasfreier Energie sorgt dafür, dass auch dieser Teilprozess THG-frei bleibt.
Beim innerbetrieblichen Transport wird nach diesem Verfahren erzeugtes THG-negatives BioMethan oder ein entsprechendes Erdgasäquivalent eingesetzt, so dass die Treibhausgasbe- lastung des ebenfalls eingesetzten Dieselkraftstoffs kompensiert wird und die THG-Bilanz dieses Verfahrensschrittes insgesamt neutral bleibt.
Auch bei der Konversion der bereits treibhausgasarmen Biomasse zu Biogas kommen in einem modifizierten Vergärungsverfahren bzw. in einer modifizierten Biogasanlage erfin- dungsgemäß treibhausgasfreie Energien zum Einsatz, vorzugsweise von der Konversionsanlage selbst erzeugter treibhausgasfreier Strom und von ihr selbst erzeugte treibhausgasfreie Wärme. Der Teilprozess„Konversion" trägt damit ebenfalls nicht oder kaum mehr mit eigenen Treibhausgaseffekten zu einer schlechten Treibhausgasbilanz der erzeugten Energieträger (Biogas, BioMethan, alternativer Brennstoff, ggf. auch BioMethanol,) und der erzeugten E- nergien (Strom, Wärme) bei.
Bei der Biogasaufteilung erfolgt eine Aufteilung des erzeugten Biogases und des ggf. aus externen Quellen zugeführten Biogases auf die 3 Verwertungsstränge und Teilprozesse„Verstromung",„Biogas wäsche/C02-Abscheidung" inkl. nachfolgender„C02-Rekuperation" und „C02-Reformierung". Durch das Einziehen des Teilprozesses„Biogasaufteilung" in die ge- samte Prozessabfolge ist eine flexible Steuerung bzw. Regelung der jeweiligen Biogasanteile möglich, so dass die Erzeugung der diversen Energieträger und die Abscheidung und Rekupe- ration des C02 an die sich ändernden technischen und oder ökonomischen Rahmenbedingungen angepasst werden können.
Da gemäß dem Verfahren erzeugtes THG-reduziertes bzw. THG-freies bzw. THG-negatives BioMethan meist wertvoller ist als verströmtes Biogas, ist es von Vorteil, den Biogasanteil, der in den Verfahrensschritt„Verstromung" geht, zu minimieren. Dies geschieht u.a. dadurch, dass die Biogasverstromung auf den Eigenbedarf des Verfahrens begrenzt wird. Ferner kommen nur Verstromungsanlagen mit höchsten elektrischen Wirkungsgraden zum Einsatz, was die einzusetzenden Biogasmengen ebenfalls minimiert. Bei der Biogaswäsche bzw. CO^-Abscheidung werden das bis zu diesem Verfahrensschritt im Wesentlichen treibhausgasfreie Biogas und ggf. aus externen Quellen zugeführtes Biogas zu BioMethan aufbereitet. Dies geschieht mit treibhausgasfreiem Strom und treibhausgasfreier Wärme, vorzugsweise mit von der Biogasanlage selbst erzeugtem Strom und selbst erzeugter Wärme, so dass auch dieser Verfahrensschritt die THG-Bilanz des Produkts BioMethan nicht oder kaum mit Treibhausgasen belastet. Die Biogasaufbereitung beinhaltet die Abscheidung von C02 nach einem der bekannten Verfahren (u.a. Druckwechselabsorption, drucklose A- minwäsche, Kryo-Kältetechnik).
Rekuperation des regenerativen CO?: Das bei der Biogaswäsche abgeschiedene regenerative C02 wird bei dem hier offen gelegten Verfahren nicht wie bei herkömmlichen Aufbereitungsverfahren in die Umgebungsluft ab- und damit in den (kurzfristigen) C02-Kreislauf zurückgegeben, sondern aufgefangen (rekuperiert) und ggf. zwischengelagert. Die C02-Abscheidung und die C02-Rekuperation können in einer Anlage zusammengefasst werden (vgl. Figuren 19 bis 39 sowie Anspruch 9).
In dem der Rekuperation nachgeordneten Teilprozess„CCySequestierung" wird das C02 geologisch endgelagert (sequestiert). Es kann aber auch in einem weiteren Teilprozess„Substitution fossilen CO?" als stoffliches Substitut für fossiles C02 eingesetzt oder in dem Teilprozess„CO^-Reformierung" zu einem regenerativen Energieträger aufbereitet werden, vorzugsweise gemäß dem bekannten Sabatier-Prozess zu synthetischem Methan (CH4) oder gemäß den bekannten Verfahren (Dampfreformierung, Bertau/Pätzold/Singliar-V erfahren) zu synthetischem Methanol (CH3OH).
Durch die Sequestierung wird regeneratives C02 aus dem C02-Kreislauf entnommen, was deutlich mehr ist als eine Vermeidung von weiteren THG-Emissionen. Ohne sonstige Maßnahmen und Verfahrensschritte kann allein der Verfahrensschritt„Sequestierung" die Treibhausgasbilanz des nach der Abscheidung des C02-Anteils zurückbleibenden BioMethans so weit entlasten, dass sie stark negativ (!) wird. Im besten Fall kann die THG-„Belastung" des BioMethans zusammen mit den anderen beschriebenen Maßnahmen sogar bis zu -468 gC02- Äquivalente / kWhßi0Methan erreichen.
Der beste Fall wird erreicht, wenn das aufgefangene regenerative C02 wie oben beschrieben sequestiert wird, im Verfahren gleichzeitig THG-freie Energien und Energieträger eingesetzt werden, ferner gleichzeitig eine Nährstoffextrahierung erfolgt, die mit einer Düngemittelherstellung verbunden ist (s.u.), außerdem die Gärreste aus der anaeroben bakteriellen Vergärung zu alternativen Brennstoffen aufbereitet und als Heizöl- oder Gas- oder Kohlesubstitut genutzt werden (s.u.) und zudem die Asche der alternativen Brennstoffe rekuperiert wird und mineralische Düngemittel ersetzt, kurz, wenn alle oben beschriebenen 27 Verfahrensteilschritte zum Einsatz kommen. Das gemäß dem Verfahren erzeugte Biogas und/oder aus externen Quellen zugeführtes Biogas und/oder das rekuperierte regenerative C02 können im optionalen Teilprozess„CO?- Reformierung" wie oben beschrieben zu BioMethan und/oder BioMethanol reformiert werden. Z.B. ist das für die Methanolsynthese erforderliche (Sub-) Verfahren der Dampfreformie- rung (steam reforming) in anderen Anwendungen seit Jahrzehnten im Einsatz. Die benötigten Strom- und Wärmemengen werden bei dem hier offen gelegten Verfahren jedoch aus regenerativen oder zumindest treibhausgasarmen Energieträgern gedeckt. Für die Methanisierung des C02 kann der bekannte Sabatier-Prozess genutzt werden, wobei der dafür erforderliche Wasserstoff elektrolytisch mittels THG-freiem Strom erzeugt werden soll, so dass der so er- zeugte Wasserstoff nicht mit THG-Emissionen belastet ist (bislang wird Wasserstoff meist aus fossilem, THG-belastetem Erdgas oder als Abfallprodukt der chemischen Industrie hergestellt).
Durch die energetische Nutzung des C02-Anteils des Biogases wird der ansonsten erforderliche Einsatz von fossilen Energieträgern vermieden. Dieser Vermeidungseffekt wird dem Hauptprodukt des Verfahrens zugeschrieben, was die THG-Bilanz des Methananteils des Biogases bzw. des BioMethans ganz erheblich verbessert.
Wenn die C02-Reformierung synthetisches Methan abwirft, wird dieses physisch dem Bio- Methan aus der Biogaswäsche hinzugefügt, in der THG-Bilanz ersetzt es fossiles Erdgas und - wenn das Erdgas Dieselkraftstoff oder Benzin ersetzt - eben auch Diesel und Benzin. Im Fall der Produktion von BioMethanol, wird dieser Energieträger separat einer Verwendung zugeführt, vorzugsweise als treibhausgasreduzierte Kraftstoffkomponente. Das BioMethanol ersetzt ebenfalls fossile Kraftstoffe, was zu THG-Gutschriften führt, die dem Produkt BioMethan zugerechnet werden.
Das gemäß dem Verfahren erzeugte BioMethan wird vorzugsweise im Teilprozess Einspei- sung" in ein bestehendes Erdgasnetz eingespeist. Da die Erdgasnetze meist unter erheblichem Gasdruck stehen, ist es erforderlich, das BioMethan zu verdichten. Dies erfolgt mit stromintensiven Kompressoren, die mit zunehmender Größe effizienter werden, im vorgeschalteten Teilprozess ..Komprimierung". Es ist daher nicht zuletzt für die THG-Bilanz von Vorteil, wenn die Komprimierungsmengen und damit auch die Einspeisemengen möglichst groß sind. Als Strom wird auch in diesem Verfahrensschritt möglichst THG-freier Strom eingesetzt, so dass das eingespeiste BioMethan mindestens THG-frei, vorzugsweise aber THG-negativ bleibt. Alternativ zu einer gasförmigen Abgabe, können die gemäß dem Verfahren erzeugten Gase „BioMethan" und„Regeneratives C02" in flüssigem Zustand abgegeben werden. Für BioMe- than ist das z.B. sinnvoll, wenn in Regionen ohne Erdgasnetzanbindung BioMethan als Kraftstoff zur Verfügung stehen soll. Dazu werden die Gase im Teilprozess„Verflüssigung" so weit abgekühlt, dass sie flüssig werden. Die dafür eingesetzte Energie entstammt gemäß der obigen Direktive regenerativen Quellen, die vorzugsweise treibhausgasarm sind und besonders vorzugsweise treibhausgasfrei und insbesondere von der Konversionsanlage selbst erzeugt wurden. Damit bleibt die THG-Bilanz auch für verflüssigte Gase THG-frei bzw. THG- negativ. Ggf. werden die Gase„BioMethan" und„Regeneratives C02" in gasförmigem Zustand benötigt. Dann ist es erforderlich, sie in Drucktanks abzufüllen und auszuliefern. Dies geschieht mit stromintensiven Kompressoren im Teilprozess„Abfüllung". Auch hier wird treibhausgas- reduzierte Strom eingesetzt, vorzugsweise treibhausgasarmer Strom, besonders vorzugsweise treibhausgasfreier Strom und insbesondere treibhausgasnegativer Strom. In diesem Teilpro- zess erfolgt auch die Zwischenspeicherung und Abfüllung der flüssigen Energieträger. Hierbei ist es ggf. erforderlich, die befüllten Tanks zu kühlen. Diese Kühlung erfolgt ebenfalls mit THG-armen bzw. THG-freiem Strom oder mit aus regenerativem C02 gemäß dem Verfahren erzeugtem Trockeneis, so dass die erzeugten Energieträger THG-frei bzw. THG-negativ bleiben. Von allen Verfahrensschritten und Maßnahmen hat die Sequestierung von regenerativem C02 den größten Effekt auf die THG-Bilanzen des Verfahrens bzw. auf die mit dem Verfahren gewonnenen Energieprodukte. Hierbei handelt es sich nicht um eine rechnerische Zuordnung, das C02 wird vielmehr physisch in tiefen geologischen Formationen endgelagert. Die effektive CO -Minderung (endgültige Entfernung des regenerativen C02 aus dem C02-Kreislauf) wird dem Hauptprodukt des Verfahrens, dem BioMethan, zugerechnet, was der Hauptgrund für die THG-Freiheit bzw. THG-Negativität des erzeugten BioMethans ist.
Bei den anderen Optionen der C02- Verwertung, der C02-Reformierung und der stofflichen Substitution fossilen Kohlenstoffdioxids, ergibt sich„lediglich" eine Q, -V er meidung. C02 aus fossilen Quellen, z.B. Rohöl oder aus Erdgas erzeugtes C02 wird durch regeneratives C02 aus dem hier beschriebenen Verfahren ersetzt. Das nicht benötigte fossile C02 wird nicht länger erzeugt, was die Umwelt entlastet. Dies geschieht im Verfahrensschritt„Stoffliche Substitution fossilen C02". Auch dieser Vermeidungseffekt wird dem BioMethan zugerechnet.
Eine zusätzliche Verbesserung der THG-Bilanz entsteht für das BioMethan, wenn die in den Einsatzstoffen und Gärresten enthaltenen pflanzlichen Nährstoffe in einem Teilprozess„Nähr- stoffextrahierung" abgetrennt und rekuperiert werden. Nach Überführung der Nährstoffe in den Teilprozess„Düngemittelherstellung" können die resultierenden organischen Düngemittel Mineraldünger substituieren, der meist unter erheblichem energetischem Aufwand aus und mit fossilen Energieträgern erzeugt wird. Diese Substitution vermeidet eben diesen Einsatz fossiler Energien, was eine geringere Freisetzung zusätzlicher Treibhausgase bedeutet. Auch diese THG-Vermeidung wird dem BioMethan zugerechnet, wodurch sich dessen THG-Bilanz weiter verbessert.
Ein weiterer positiver THG-Effekt ergibt sich, wenn die in den Gärresten enthaltene Restenergie in einem optionalen Teilprozess„Brennstoffherstellung" nutzbar gemacht wird. Aus Gärresten aufbereitete alternative Brennstoffpellets substituieren in diesem Fall fossiles, Treibhausgase freisetzendes Heizöl oder fossiles, Treibhausgase freisetzendes Erdgas oder auch fossile, Treibhausgas freisetzende Kohle. Auch diese vermiedenen Treibhausgasbelastungen werden dem BioMethan zugerechnet, wodurch sich dessen THG-Bilanz nochmals verbessert.
Rekuperation der Pelletasche: Besondere Vorteile ergeben sich, wenn die Asche von Gär- restpellets bzw. Gärrestbriketts rekuperiert und in die Düngemittelherstellung geführt wird. So können auch die in der festen Phase der Gärreste enthaltenen pflanzlichen Nährstoffe, insbesondere das voraussichtlich noch vor dem Rohöl zur Neige gehende Phosphat, großenteils in den Nährstoffkreislauf zurückgeführt werden. Die rekuperierten Nährstoffe ersetzen mineralischen Dünger, was die THG-Bilanz des Produkts BioMethan weiter verbessert. Das im Teilprozess„CO^-Reformierung" erzeugte synthetische Methan (SynMethan) wird wie das im Teilprozess Biogaswäsche bzw. CC Abscheidung erzeugte BioMethan im weiteren Teilprozess„Einspeisung" in ein Erdgas- oder BioMethannetz eingespeist (s.o.).
Im Teilprozess„Vermischung" wird das BioMethan mit Erdgas vermischt. Die Vermischung kann physisch vor der Einspeisung des BioMethans ins Erdgasnetz erfolgen, indem das Erd- gas aus dem Netz entnommen und entspannt wird und mit dem drucklosen BioMethan ver- mischt und dann zusammen mit diesem wieder komprimiert und in das Netz zurückgeführt wird. Eleganter und vorteilhafter ist es, wenn das BioMethan und/oder das SynMethan zunächst auf den Druckniveau des Netzes gebracht wird, in das es eingespeist werden soll, wenn dann eine Vermischung mit dem aus dem Gasnetz entnommenen aber noch unter Druck ste- henden Erdgas erfolgt und wenn schließlich eine Rückspeisung ins Erdgasnetz erfolgt. Am elegantesten und vorteilhaftesten ist es, wenn die Vermischung lediglich statistisch/virtuell erfolgt, etwa dergestalt, dass aufbereitetes BioMethan und/oder SynMethan in ein Erdgasnetz eingespeist wird, es sich im Erdgasnetz mit Erdgas vermischt und dass das vom Verbraucher aus dem Erdgasnetz entnommene Gas nur rechnerisch (statistisch/virtuell) einen bestimmten Anteil an BioMethan aufweist. Je nach gewünschter THG-Reduktion können dann entsprechende Mehrmengen an (Misch-)Gas aus dem Erdgasnetz entnommen werden. Bei einem gewünschten BioMethananteil von z.B. 50 % an dem Mischgas kann das Doppelte der energetischen BioMethan-Einspeisemenge als Mischgas entnommen werden. Dies ist von besonderem Vorteil, weil sich dadurch indirekt die verfügbare Menge an Endenergie erhöht. Der als Engpass auftretende Produktionsfaktor„Biomasse" kann über den Multiplikatoreffekt des zugemischten Erdgases besser ausgenutzt werden.
Im Teilprozess„Distribution" erfolgt die Verteilung der Gase„BioMethan" und„Regeneratives C02" entweder über Gasleitungen oder wie beim BioMethanol mit mobilen Tanks. Vorzugsweise werden bei der Distribution des BioMethans Lkw eingesetzt, die mit treibhausgas- freiem oder treibhausgasnegativem BioMethan oder mit einer Mischung aus fossilem Diesel, treibhausgasfreiem bzw. treibhausgasnegativem BioMethan und fossilem Erdgas oder einem entsprechenden Erdgasäquivalent angetrieben werden, so dass die Treibhausgasbelastung des Prozessschrittes„Distribution" auch bei einer Vermischung des BioMethans und des Erdgases mit fossilem Diesel zu einem Mischkraftstoff sehr gering ausfällt und die THG-Belastung vorzugsweise aufgrund einer Treibhausgasneutralität der Kraftstoffmischung sogar auf null zurückgeht. D.h., die THG-Bilanz des distribuierten Bio-/SynMethans bleibt so gut wie diejenige des noch nicht distribuierten Bio-/SynMethans.
Übergeordnetes Ziel der Erfindung ist die Erzeugung von treibhausgasreduzierten Energieträgern, vorzugsweise die Erzeugung von treibhausgasfreien Energieträgern und besonders vor- zugsweise die Erzeugung von treibhaus gasnegativen (!) Energieträgern. Während fossiles
Benzin und fossiler Dieselkraftstoff gemäß Life Cycle Analysis (LCA) jeweils mit 302 gC02- Äquivalenten/kWh zum Treibhauseffekt beitragen und Erdgas (CNG) mit 233 - 245 gC02- Äquivalenten/kWh sowie konventionell aus Mais erzeugtes BioMethan mit etwa 140 bis 234 gC02-Äquivalenten/kWh, sollen die Energieträger, die nach dem hier offenbarten Verfahren erzeugt werden, die THG-Belastung von 120 gC02-Äquivalenten kWh deutlich unterschreiten und im Idealfall bis zu -468 gC02-Äquivalente/kWh erreichen. Insgesamt soll die Treibhausgasminderung des gemäß dem innovativen Verfahren erzeugten BioMethans so weit ge- hen, dass der Energieträger„BioMethan/Erdgas-Mischung" auf eine THG-Emission von < 120 gC02-Äquivalente/kWh kommt und damit als deutlich treibhausgasreduzierter Energieträger Verwendung finden kann. Vorzugsweise soll er als treibhausgasarmer Energieträger mit einer THG-Belastung von < 50 gC02-Äquivalenten/kWh eingesetzt werden, besonders vorzugsweise als treibhausgasfreier Energieträger (THG-Belastung von = 0 gC02-Äquiva- lente/kWh) und insbesondere als treibhausgasnegativer Energieträger (THG-Belastung von < 0 gC02-Äquivalente/kWh).
Besondere Vorteile ergeben sich, wenn THG-armes bzw. THG-freies bzw. THG-negatives BioMethan mit Erdgas vermischt wird. Ggü. den Kraftstoffen Benzin und Dieselkraftstoff kann dann nach neuer Erkenntnis auch der C02-Minderungseffekt des Erdgases genutzt wer- den, der ggü. Benzin und Diesel immerhin ca. 63 gC02-Äquivalente/kWhErdgas bzw. rd. 21 % beträgt.
Weiteres Ziel ist der Einsatz der Energieträger als Kraftstoff im Verkehr, vorzugsweise in einer Mischung aus BioMethan und Erdgas als treibhausgasarmer Kraftstoff mit einer THG- Belastung von < 50 gC02-Äquivalenten/ kWh, besonders vorzugsweise als treibhausgasfreier Kraftstoff und insbesondere als treibhausgasnegativer Kraftstoff.
Wenn es mit allen Schritten realisiert wird, kann mit dem hier offengelegten Verfahren THG- negatives BioMethan erzeugt werden. Das THG-negative BioMethan kann anschließend so mit fossilem und damit treibhausgasbelastetem Erdgas (Compressed Natural Gas = CNG; THG-Belastung well-to-wheel bei rd. 233 - 245 gC02-Äquivalenten/kWhcNG) vermischt wer- den, dass das resultierende Mischgas jede beliebige THG-Belastung zwischen -468 gC02-
Äquivalente/kWliMischgas und +239 gC02-Äquivalente/kWh iSchgas aufweist. Damit können mit dem hier offengelegten Verfahren sowohl eine ganze Reihe von Mischgasen mit unterschiedlicher THG-Emission und damit unterschiedlichen THG-Reduktionseffekten erzeugt werden als auch ein absolut THG-freies Mischgas und sogar diverse THG-negative (!) Mischgase. Diese Mischgase können als Kraftstoff im Verkehr eingesetzt werden. Erreichte Vorteile
Mit der Erzeugung von Mischgasen können unterschiedliche THG-Reduktionseffekte erreicht werden. Diese können bei entsprechendem Mischungsverhältnis z.B. 35 % erreichen oder 50 % oder 60 % oder 80 % oder auch 100 %. Bei der Substitution von Benzin oder Dieselkraft- stoff besteht der besondere Vorteil einer Vermischung von THG-negativem BioMethan mit fossilem, THG-belastetem Erdgas (CNG) darin, dass der THG-Minderungseffekts des Erdgases noch zum THG-Entlastungseffekt des BioMethans hinzukommt. Je THG-negativer das gemäß dem Verfahren erzeugte BioMethan ist, desto mehr Erdgas kann dem BioMethan hinzugefügt werden, um eine bestimmte Mischgasqualität zu erreichen und desto höher wird der anteilige THG-Minderungseffekt des Erdgases. D.h., je mehr Aufwand bei der Erzeugung des THG-reduzierten BioMethans getrieben wird und je besser das zum Einsatz kommende Zwischenprodukt„BioMethan" hinsichtlich der THG-Minderung ist, desto mehr„schlechtes" fossiles Erdgas (CNG) kann in„gutes" THG-reduziertes Mischgas konvertiert werden. Wenn z.B. ein BioMethan-468g mit bis zu -468 gC02Aq kWhBi0Methan als Basisgas für die Vermischung zum Einsatz kommt, können bei der Herstellung eines Mischgases-35oo (THG-Belastung gemäß Life Cycle Analysis rd. 195 gC02-Äquivalente / kWl ischgas, was ggü. Benzin eine Reduktion der THG-Emission von 107 g gC02-Äquivalenten/kWh bzw. 35 % bedeutet) pro 1 kWhBioMethan-468g rd. 7,7 kWh an Erdgas+239g hinzugefügt werden, um die THG- Minderungsquote von 35 % zu erreichen. Für die Herstellung eines Mischgases mit einer THG-Reduktion von 55 % (THG-Belastung gemäß Life Cycle Analysis rd. 137 gC02- Äquivalente / kWliMischgas, was ggü. Benzin eine Reduktion der THG-Emission von 165 g gC02-Äquivalente / kWh bzw. 55 % bedeutet) können pro 1 kWhBi0Methan-468g noch rd. 3,0 kWh an Erdgas hinzugefügt werden.
Insgesamt stehen in diesen beispielhaften Rechnungen damit pro 1 kWhßioMethan bis zu 4,0 kWh an Mischgas zur Verfügung, die hinsichtlich der THG-Belastung in etwa konventionell aus Mais erzeugtem BioMethan entsprechen (dessen THG- Werte gemäß Life Cycle Analysis wie oben dargelegt zwischen 140 und 234 gC02-Äquivalente / kWhßioMethan liegen). Eine innovative Biogasanlage, die gemäß dem hier vorgestellten Verfahren BioMethan herstellt, kann damit eine Energiemenge bereitstellen, die bis 4 mal so groß ist wie der energetische Biomasse- Input. Während konventionelle Biogasanlagen eine Konversionsquote von 70 - 80 % erreichen, erreichen Anlagen, die gemäß dem hier beschriebenen Verfahren arbeiten, ein Input-/Outputverhältnis von bis zu 400 %. Ohne die Automobiltechnik (also weder das Produkt noch die Herstellungswerke) groß verändern bzw. weiterentwickeln zu müssen, wird mit der kombinierten Nutzung von Gasfahrzeugen und THG-armem bzw. THG-freiem Mischgas Nullemissionsmobilität möglich, ggf. sogar THG-negative Mobilität. Die internationale Automobilindustrie kann nach wie vor hochwertige Autos bauen, ohne die Technologie groß ändern zu müssen. Benzinmotoren müssen in bekannter Art und Weise lediglich zu Gasmotoren modifiziert werden.
Die Nachteile der ggf. ebenfalls C02-freien Elektromobilität wie kurze Reichweite, lange Ladezeiten, hohes Batteriegewicht, sehr hohe zusätzliche Anschaffungskosten, problematische Beheizung im Winter und problematische Klimatisierung im Sommer, Investition in neue Produktionslinien, hohe F&E- Ausgaben etc. etc. treten dabei nicht auf, denn Gasfahrzeuge entsprechen bis auf die zusätzlichen Gastanks und einigen Modifikationen am Motor konventionellen Benzinfahrzeugen. Weder muss die hochentwickelte Verbrennungsmotorentechnik auf eine einfache Elektromotorentechnik umgestellt werden, noch müssen Hochleistungsbatterien entwickelt, produziert und bezahlt werden. Auch ggü. der gegenwärtig noch als ultima ratio gepriesenen Wasserstofftechnologie weisen das hier beschriebene Produktionsverfahren, das resultierende Produkt und die beschriebene Verwendung Vorteile auf. Der Wirkungsgrad von mobilen Gasmotoren ist mit +5% bis +8% ggü. mobilen Benzinmotoren zwar auf rd. 28% - 29% verbessert, aber noch längst nicht so gut wie der von Brennstoffzellen, die einen Wirkungsgrad von ca. 40 - 50% aufweisen. Die- ser Nachteil wird aber überkompensiert durch die erheblich geringeren Herstellungskosten des für den Einsatz von„CBM" erforderlichen CNG-Fahrzeuges. Während die Anschaffungsmehrkosten von Wasserstoff-Pkw heute ggü. vergleichbaren Benzinfahrzeugen bei 50.000 Euro und mehr liegen, belaufen sie sich bei CNG-Pkw im Durchschnitt auf lediglich 2.800 Euro. Kaum ein Pkw kann während seiner gewöhnlichen Nutzungszeit diesen Kosten- nachteil durch Kostenvorteile beim Kraftstoffverbrauch kompensieren.
Die Erzeugung von THG-reduziertem bzw. THG-freiem BioMethan und dessen Verwendung als Kraftstoff in Gasfahrzeugen ist also von Vorteil für die Automobilindustrie, für deren Arbeitnehmer, für die Autokäufer und -nutzer und last but not least für die Umwelt. Detaillierte Beschreibung
Zum besseren Verständnis der vorliegenden Erfindung wird im Folgenden auf in den Zeichnungen dargestellte Ausführungsbeispiele Bezug genommen, die anhand fachspezifischer Terminologie beschrieben sind. Es sei jedoch darauf hingewiesen, dass der Schutzumfang der Erfindung durch die Angabe von Ausführungsbeispielen nicht eingeschränkt werden soll, da Veränderungen und Modifizierungen an dem offenbarten Verfahren und an der offenbarten Biogasanlage sowie an deren Ausführungsvarianten und weitere Anwendungen der Erfindung und weitere Verwendungen der Produkte als übliches derzeitiges oder künftiges Fachwissen eines zuständigen Fachmanns angesehen werden. Die Figuren 1 bis 18 zeigen Ausführungsbeispiele des erfindungsgemäßen Verfahrens, nämlich:
Figur 1 ein schematisches Blockdiagramm der wesentlichen Verfahrensschritte zur Erzeugung von Biogas aus THG-reichen NawaRo, der Abscheidung von C02 und der Verwendung von THG-reduziertem BioMethan als THG-reduzierter bzw. THG-freier Energieträger Figur 2 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung des in Figur 1 beschriebenen Verfahrens, umfassend eine Einspeisung von treibhausgasreduziertem BioMethan in ein Erdgasnetz, eine Ausspeisung eines Energieäquivalents und dessen Verwendung als THG- reduzierter bzw. THG-freier Kraftstoff
Figur 3 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung des in Figur 2 beschriebenen Verfahrens mit THG-armen NawaRo als Gärsubstrat
Figur 4 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung des in Figur 3 beschriebenen Verfahrens mit THG-freiem bzw. THG-armem Biomüll als Gärsubstrat
Figur 5 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung des in Figur 4 beschriebenen Verfahrens mit Stroh und strohhaltigen Einsatzstoffen als Gärsubstrate Figur 6 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung des in Figur 5 beschriebenen Verfahrens umfassend eine Vorbehandlung der Gärsubstrate Stroh und strohhaltige Einsatzstoffe Figur 7 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung des in Figur 6 beschriebenen Verfahrens umfassend den optionalen Einsatz von THG-armen und/oder THG-reichen Nachwachsenden Rohstoffen als zusätzliche Gärsubstrate
Figur 8 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der vorstehenden Verfah- rensvarianten umfassend eine Auswahl aus einer breiten Palette an Einsatzstoffen und den Einsatz von regenerativen und treibhausgasarmen Energien in den diversen Verfahrensschrit- ten
Figur 9 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung des in Figur 8 beschriebenen Verfahrens umfassend eine netzexterne Vermischung des erzeugten BioMethans mit Erdgas Figur 10 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung des in Figur 9 beschriebenen Verfahrens umfassend eine optionale Reformierung des im THG-reduzierten Biogases enthaltenen C02 zu THG-reduziertem SynMethan und/oder zu THG-reduziertem SynMethanol
Figur 1 1 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung des in Figur 10 beschriebenen Verfahrens umfassend eine optionale Reformierung von abgeschiedenem regenerativem C02 zu THG-reduziertem BioMethan und/oder zu THG-reduziertem BioMethanol
Figur 12 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung aller vorstehend beschriebenen Verfahren umfassend eine Substitution fossilen C02 durch abgeschiedenes regeneratives C02
Figur 13 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung aller vorstehend beschriebe- nen Verfahren umfassend eine optionale Verstromung von THG-reduziertem Biogas
Figur 14 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung aller vorstehend beschriebenen Verfahren umfassend eine optionale Verflüssigung von treibhausgasreduziertem BioMethan oder von einem aus treibhausgasreduziertem Biomethan und Erdgas bestehenden Mischgas
Figur 15 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung des in Figur 8 beschriebenen Verfahrens umfassend eine optionale Verwertung der Gärreste als Mineraldünger-Substitut Figur 16 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung des in Figur 15 beschriebenen Verfahrens umfassend eine optionale Extrahierung von pflanzlichen Nährstoffen aus den Gärresten und deren optionale Verwertung in einer Düngemittelherstellung
Figur 17 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung des in Figur 16 beschriebe- nen Verfahrens umfassend eine optionale Aufbereitung der festen Gärreste zu alternativem Brennstoff
Figur 18 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung des in Figur 17 beschriebenen Verfahrens umfassend eine optionale Rekuperation der Brennstoffasche und deren Verwertung als Düngemittelkomponente In den Figuren 1 bis 18 sind Prozesse als Rechteck dargestellt und Stoffe bzw. Produkte als Rechteck mit abgeschnittenen Ecken. In den Figuren 19 bis 39 sind Anlagen bzw. Vorrichtungen als Rechteck dargestellt und Stoffe bzw. Produkte als Rechteck mit abgeschnittenen Ecken. Die Figuren 19 bis 39 zeigen Ausführungsbeispiele der erfindungsgemäßen Anlage, nämlich: Figur 19 ein schematisches Blockdiagramm der wesentlichen Komponenten einer Biogasanlage zur Erzeugung von treibhausgasreduziertem BioMethan und regenerativem C02 sowie der Verwendung des treibhausgasreduzierten BioMethans als treibhausgasreduzierter oder treibhausgasfreier Gas-Kraftstoff
Figur 20 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 19 beschriebe- nen Anlage, umfassend die Nutzung einer hinsichtlich der THG-Bilanz verbesserten Gärsubstratmischung
Figur 21 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 20 beschriebenen Anlage, umfassend die Nutzung von Stroh und strohhaltigen Einsatzstoffen als Gärsubstrate Figur 22 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 21 beschriebenen Anlage, umfassend einen eingehausten Annahmebereich und ein eingehaustes Zwischenlager Figur 23 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 22 beschriebenen Anlage, umfassend Anlagen zur Vorbehandlung von Stroh und strohhaltigen Einsatzstoffen
Figur 24 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 23 beschriebe- nen Anlage, umfassend die zusätzliche Nutzung von Biomüll als Gärsubstrat
Figur 25 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 24 beschriebenen Anlage, umfassend die zusätzliche Nutzung von THG-armen und THG-reichen Nachwachsenden Rohstoffen als Gärsubstrat
Figur 26 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 25 beschriebe- nen Anlage, umfassend die zusätzliche oder alternative Verwendung von regenerativem C02 als Substitut für fossiles C02
Figur 27 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 26 beschriebenen Anlage, umfassend die zusätzliche Verwendung von Gärresten als Substitut für Mineraldünger Figur 28 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 27 beschriebenen Anlage, umfassend einen Nachgärer
Figur 29 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 28 beschriebenen Anlage, umfassend einen Kompressor zur Verdichtung des erzeugten treibhausgasredu- zierten BioMethans (Compressed BioMethane CBM) und mindestens einen Einspeisepunkt für die Einspeisung dieses BioMethans in ein Erdgas- oder ein BioMethannetz
Figur 30 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 29 beschriebenen Anlage, umfassend mindestens einen Ausspeisepunkt für die Ausspeisung von BioMe- than bzw. BioMethan-Substitut bzw. BioMethan-/Erdgasmischungen bzw. entsprechender Energieäquivalente aus einem Erdgasnetz Figur 31 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 30 beschriebenen Anlage, umfassend Anlagen zur Umwandlung des erzeugten treibhausgasreduzierten Biogases zu THG-reduziertem Strom Figur 32 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 31 beschriebenen Anlage, umfassend eine Anlage zur Reformierung von Biogas zu BioMethan oder Bio- Methanol
Figur 33 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 32 beschriebenen Anlage, umfassend eine Verbindung von der C02- Abscheide- und -Rekuperationsanlage zur C02-Reformierungsanlage zur Einleitung von rekuperiertem regenerativen C02 in die C02-Reformierungsanlage
Figur 34 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 33 beschriebe- • nen Anlage, umfassend eine Vorrichtung zur netzexternen Vermischung von treibhausgasre- duziertem BioMethan mit Erdgas, zur Verdichtung des Mischgases und zur Einspeisung des verdichteten Mischgases in ein Erdgasnetz
Figur 35 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 34 beschriebenen Anlage, umfassend eine Anlage zur Verflüssigung von treibhausgasreduziertem BioMethan oder einer aus treibhausgasreduziertem BioMethan und Erdgas bestehenden Gasmischung
Figur 36 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 35 beschriebenen Anlage, umfassend eine Anlage zur Extrahierung von pflanzlichen Nährstoffen aus den anfallenden Gärresten
Figur 37 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 36 beschriebenen Anlage, umfassend eine Düngeraufbereitungsanlage zur Aufbereitung der extrahierten organischen Nährstoffe zu Düngemittel und Düngemittelkomponenten
Figur 38 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 37 beschriebenen Anlage, umfassend Anlagen zur Aufbereitung des festen Teils von Gärresten zu alternativem Brennstoff
Figur 39 ein schematisches Blockdiagramm einer Weiterbildung der in Figur 38 beschriebenen Anlage, umfassend Heizkessel mit Vorrichtungen zur Rekuperation der Gärrestasche
Diese Ausführungsbeispiele werden im Folgenden im Detail beschrieben. In der Figur 1 ist die einfachste Ausführungsvariante des Verfahrens dargestellt. Sie gibt das gängige Basisprinzip einer Biogasanlage wieder, jedoch mit den Ergänzungen a) Abschei- dung von regenerativem C02j b) Rekuperation des abgeschiedenen regenerativem C02, c) geologische Endlagerung (Sequestierung) des abgeschiedenen und rekuperierten regenerativen C02 und d) Verwendung des THG-reduzierten BioMethans als treibhausgasreduzierter Energieträger. Subvarianten dieser Ausführungsvariante können darin bestehen, dass das BioMe- than als treibhausgasreduzierter Kraftstoff Verwendung findet oder (nicht gezeigt) als treib- hausgasfreier oder treibhausgasnegativer Energieträger oder als treibhausgasfreier oder treib- hausgasnegativer Kraftstoff. Vorzugsweise findet der jeweilige Kraftstoff im Verkehr Ver- Wendung (vgl. Ansprüche 2 und 5).
In dieser einfachsten Ausführungsvariante des Verfahrens sind im Verfahrensschritt„Substrat-Auswahl" noch keine Veränderungen zum konventionellen Vorgehen vorgesehen, es kommen nach wie vor relativ THG-reiche NawaRo zum Einsatz. Ebenso bleiben die bisher üblichen Vorgehensweisen im Verfahrensschritt„Substrat-AnbauZ-ernte" unverändert. Auch im Verfahrensschritt„Substrat-Lagerung" wird zunächst nicht darauf geachtet, ob die eingelagerten Einsatzstoffe Methan oder Lachgas ausdünsten. Auch werden Verrottungsprozesse zunächst noch zugelassen. Im Verfahrensschritt„Substrat-Transport" werden beim Transport der Biomasse vom Ort des Anfalls zur Biogasanlage konventionelle Traktoren und Lkw eingesetzt. Beim Verfahrensschritt„Substrat-Annahme und Substrat-Zwischenlagerung" wird wie bei der Substrat-Lagerung auch noch nicht darauf geachtet, ob es zu Ausdünstungen von Methan oder Lachgas kommt.
Die im Verfahrensschritt„Konversion" angeordnete Umwandlung der Biomasse in Biogas (Vergärung) erfolgt wie von der Branche bislang praktiziert. Die Konversion ist ein energieintensiver Prozess, insbesondere, wenn es sich bei den eingesetzten Anlagen um Nassanlagen handelt, bei denen die Gärmasse fast permanent mit stromintensiven Rührgeräten durchgerührt (homogenisiert) werden muss. Wenn der gesamte Biogasertrag verströmt wird, müssen bei konventionellen Nassanlagen hierfür bis zu 15 % des Stromertrags aufgewandt werden. Auch wenn vor Ort eine Verstromung des erzeugten Biogases erfolgt, wird in der Regel der hierfür notwendige Strom dennoch aus dem öffentlichen Stromnetz bezogen, denn der aus dem Netz bezogene Strom ist meist günstiger als die Vergütung für den eingespeisten Strom. Bei einem THG-Wert des deutschen Strommixes von 624 gC02-Äquivalenten/kWhei wird der Verfahrensschritt„Konversion" deshalb bei konventioneller Arbeitsweise in erheblichem Maße mit Treibhausgaseffekten belastet. Diese bislang übliche Vorgehensweise bleibt zunächst unverändert.
Gemäß dem erfindungsgemäßen Verfahren werden das konventionell erzeugte (THG- belastete) Biogas und ggf. aus externen Quellen zugeführtes Biogas in den Verfahrensschritten„Biogaswäsche/CO^-Abscheidung" und„Rekuperation des regenerativen CO?" zu BioMe- than aufbereitet. Das Biogas wird in einer Gasaufbereitungsanlage„gewaschen", d.h. das im Biogas mit ca. 39 - 47 % enthaltene C02 und andere Gase (Schwefel, Ammoniak, Stickstoff, Sauerstoff, die zusammen zu ca. 5 % im Biogas enthalten sind) werden abgeschieden. Dies geschieht mit konventionellen Verfahren (u.a. mit einem Druckwechselverfahren) oder mit dem (Sub-) Verfahren der Drucklosen Aminwäsche, vorzugsweise aber mit einem bislang nicht eingesetzten Kälteverfahren (Kryo-Technik). Das abgeschiedene, regenerative C02 wird aber nicht wie bislang üblich in die Atmosphäre entlassen, sondern für eine weitere Verwendung aufgefangen (rekuperiert) und ggf. zwischengelagert oder in eine Gasleitung eingespeist (vgl. Ansprache 1). Die Verwendungsoptionen des rekuperierten C02 umfassen die geologische Endlagerung (Sequestierung), seine Reformierung in synthetisches Methan (SynMethan) oder synthetisches Methanol (SynMethanol) und die stoffliche Substitution fossilen C02 (vgl. Anspruch 1).
Es ist von Vorteil, wenn für die C02-Abscheidung ein Verfahren eingesetzt wird, bei dem der Methanschlupf und dessen THG-Emission sehr gering sind (Methan ist 23 -mal so umwelt- schädlich wie Kohlenstoffdioxid). Das ist bei der drucklosen Aminwäsche der Fall (vgl. Anspruch 7). Wenn der Transport oder die Nutzung des C02 oder des resultierenden BioMethans in flüssiger Form erfolgen soll (vgl. Anspruch 1), ist es vorteilhaft, als Gaswäscheverfahren ein Kryo- Verfahren einzusetzen, das mit Kälte arbeitet und das C02 in flüssiger Form bereitstellen kann und zwar mit relativ geringem weiterem Energieaufwand für die Abkühlung (vgl. Anspruch 7).
Es hat sich gezeigt, dass bei der Biogaswäsche bzw. bei der C02-Abscheidung Größeneffekte (scale effects) auftreten. Bei einer Verdopplung der Kapazität der eingesetzten Anlagen erhöht sich der apparative Aufwand nur minimal. Dadurch sinken die Stückkosten bzw. die Kosten pro m3 Biogas stark. Es ist deshalb von Vorteil, wenn der Volumenstrom eine gewisse Mindestgröße aufweist (vgl. Anspruch 7). Bei dem aus dem Biogas abgeschiedenen C02 handelt es sich nicht um fossiles C02, sondern um C02 aus Pflanzen, das noch 1 oder 2 Jahre zuvor in der Atmosphäre war. Dieses C02 wird im Folgenden als regeneratives C02 bezeichnet.
Die Verminderung von zusätzlichem Ausstoß von Treibhausgasen (THG-Emission) ist eine Sache, die Entfernung von (regenerativem) Kohlenstoffdioxid (C02) aus der Atmosphäre ist dagegen ein Vorgang, der über die Vermeidung von zusätzlichen THG-Emissionen weit hinausgeht. In der Verwendungsvariante„Sequestierung" wird mit dem Verfahren also nicht die Emission von zusätzlich generiertem fossilem C02 durch eine Art CCS (Carbon Capture and Storage) vermieden, sondern bereits in der Atmosphäre befindliches C02 wird abgeschieden, rekuperiert und endgelagert bzw. sequestiert (vgl. Anspruch 1).
Während die Abscheidung des regenerativen C02 im Verfahrensschritt„Biogaswäsche/C02- Abscheidung" und die Rekuperation des abgeschiedenen regenerativen C02 im Verfahrensschritt„C02-Rekuperation" vorgenommen werden, erfolgt die Endlagerung des (regenerativen) C02 im Verfahrensschritt ,,CO?-Sequestierung" (vgl. Anspruch 1). Da bei der Sequestie- rung des rekuperierten regenerativen C02 bessere Treibhausgaseffekte entstehen als bei der Reformierung des rekuperierten C02 zu Methan (CH4) oder zu Methanol (CH3OH) und auch bessere Treibhausgaseffekte als bei der Substitution fossilen C02 durch das rekuperierte regenerative C02, ist es von Vorteil, wenn ein möglichst großer Anteil des Biogases in den Strang „Biogaswäsche/C02-Abscheidung/C02-Rekuperation" geleitet wird (vgl. Anspruch 7), denn es könnte auch in die Reformierung (siehe Ausführungsvariante der Figur 10) oder in die Ver- stromung geführt werden (siehe Ausführungsvariante der Figur 13).
Da das C02 nur an ausgewählten Orten geologisch endgelagert werden kann, muss es i.d.R. von der Abscheidungsvorrichtung zum Sequestierungsort transportiert werden. Dies geschieht abgekühlt in Flüssigkeitstanks oder gasförmig in Drucktanks oder in fester Form als Trocke- neis oder gasförmig über eine C02-Leitung. Außer für den Transport mittels dezidierter Gasleitung werden als Transportmittel vorzugsweise Lkw eingesetzt, die THG-freien Kraftstoff nutzen (vgl. Anspruch 1).
Durch die endgültige Entfernung des C02 aus der Atmosphäre und aus dem C02-Kreislauf entsteht wie bereits oben dargestellt nicht nur eine Vermeidung von zusätzlichen THG- Emissionen, sondern eine echte THG-Minderung. Diese THG-Minderung wird dem Produkt des Verfahrens, dem „BioMethan" zugerechnet. Allein aufgrund der Höhe der C02- Minderung kann die THG-Bilanz des BioMethans negativ (!) werden. Diese vorteilhafte C02- Minderung fällt umso höher aus, je höher der Anteil an regenerativem C02 ist, der in die Se- questierung geführt wird (vgl. Anspruch 7).
Aufgrund der geologischen Endlagerung des regenerativen C02 verbessert sich die THG- Bilanz des resultierenden BioMethans drastisch: das konventionell aus dem konventionellen Einsatzstoff „THG-reiche NawaRo" erzeugte Biogas ist zwar zunächst noch mit THG- Emissionen belastet (beim Einsatz von Mais nach neuesten Studien mit 140 bis 234 gC02- Äquivalenten/kWhßiogas), die Entfernung des regenerativen C02 aus dem C02-Kreislauf wird jedoch dem Energieträger zugeschrieben, also dem BioMethan. Wenn ein ausreichend großer Anteil des abgeschiedenen und rekuperierten C02 sequestiert wird, kann die THG-Belastung des BioMethans auf unter 100 gC02-Äquivalente/kWhBioMethan, fallen, ggf. auch auf unter 50 gC02-Äquivalente/kWhBioMethan bzw. auf unter 1 gC02-Äquivalente / kWhßioMethan und unter Umständen sogar auf unter -100 gC02-Äquivalente/kWhBi0-Methan (vgl. Anspruch 1).
Das in Figur 2 dargestellte Verfahren ist eine vorteilhafte Weiterbildung der in Figur 1 be- schriebenen Ausführungsvariante des Verfahrens. Das Verfahren wird verbessert, indem die Distribution des THG-reduzierten bzw. THG-freien BioMethans bzw. CBM nach einer entsprechenden Einspeisung über ein Erdgas- oder BioMethannetz vorgenommen wird. Diese Modifikation reduziert die Distributionskosten und senkt den Energieeinsatz.
Im Verfahrensschritt„Komprimierung" wird das nach der Biogas wäsche/C02-Abscheidung und der C02-Rekuperation übrig bleibende BioMethan auf ein etwas höheres Druckniveau komprimiert, als in dem Erdgasnetzabschnitt herrscht, in den es eingespeist werden soll. Dies erfolgt mit stromintensiven Kompressoren, die mit zunehmender Größe effizienter werden. Es ist daher nicht zuletzt für die THG-Bilanz von Vorteil, wenn die zu komprimierende Gasmenge möglichst groß ist (vgl. Anspruch 7). Um die THG-Bilanz weiter zu verbessern wird als Strom auch in diesem Verfahrensschritt möglichst THG-reduzierter, vorzugsweise THG- freier Strom eingesetzt (vgl. Anspruch 1). Mit der Komprimierung wird aus dem drucklosen oder mit mäßigem Druck versehenen BioMethan sogenanntes„Compressed BioMethane" (im Folgenden auch CBM).
Das CBM wird gemäß Verfahrensschritt„Einspeisung" in den vorgesehenen Abschnitt eines Erdgas- oder BioMethannetzes eingespeist (vgl. Anspruch 2). Auch für die Einspeisung wird vorzugsweise THG-reduzierter, besonders vorzugsweise THG- freier Strom eingesetzt (vgl. Anspruch 1). Da es bei der Einspeisung von BioMethan in Erdgasnetze starke Volumeneffekte gibt, ist es von Vorteil, wenn die eingespeisten Volumina eine Mindestgröße aufweisen (vgl. Anspruch 7).
Im Verfahrensschritt„Distribution BioMethan" erfolgen der physische oder der virtuel- le/statistische Transport des in ein Erdgas- oder BioMethannetz eingespeisten BioMethans zum Verbraucher. Dabei vermischt sich das eingespeiste BioMethan mit dem im Netz befindlichen Erdgas (vgl. Anspruch 2), es kann physisch nicht mehr von dem Erdgas getrennt werden. Eine Vermischung kann aber auch dergestalt erfolgen, dass Erdgas aus dem Erdgasnetz entnommen und außerhalb des Erdgasnetzes mit dem CBM vermischt wird (vgl. die Ausfüh- rungsvariante der Figur 9).
Am elegantesten und vorteilhaftesten ist es, wenn die Vermischung lediglich statistisch / virtuell erfolgt, etwa dergestalt, dass reines BioMethan bzw. eine Mischung aus BioMethan, Propan und/oder Butan in ein Erdgasnetz eingespeist wird und diese Mischung sich im Erdgasnetz mit Erdgas vermischt. Möglich ist auch eine Ausführungsvariante des Verfahrens, bei der das letztlich vom Verbraucher aus dem Erdgasnetz entnommene Gas bezogen auf einen bestimmte Energiemenge (Energie- oder Erdgasäquivalent) einen bestimmten Anteil an THG- negativem BioMethan aufweist und deshalb entsprechende Mehrmengen an (Misch-)Gas aus dem Erdgasnetz entnommen werden. Die möglichen Entnahmemengen ergeben sich dabei aus der THG-Zielbelastung, d.h. je höher die zugelassene THG-Belastung des Entnahmegases, desto größer die mögliche Entnahmemenge (vgl. Anspruch 2).
Aufgrund der unmöglichen physischen Trennung von CBM und CNG wird ausgespeistes Gas dem eingespeisten Gas über Energie- oder Erdgasäquivalente oder bei gleichem Energiege- halt der Gase über Normmengen (Nm ) gegenübergestellt. Wenn sich die ausgespeisten und eingespeisten Energiemengen entsprechen, können die Ausspeisemengen als„reines CBM" bezeichnet werden. Sind die ausgespeisten Energiemengen größer als die eingespeisten Energiemengen, dann handelt es sich bei dem ausgespeisten Gas definitionsgemäß um eine CBM- /CNG-Mischung. Aufgrund der möglichen THG-Negativität des CBM kann die entnommene CBM-/CNG-Mischung dennoch eine THG-Belastung von 0 gC02-Äq/kWh iSChgas aufweisen.
Aus dem Netz, in das CBM eingespeist wurde, kann also an jedem beliebigen Ausspeisepunkt des Erdgasnetzes eine energieäquivalente Menge zzgl. einer Mehrmenge an Erdgas entnommen werden, die per virtueller/statistischer Verrechnung mit exakt den gleichen (negativen) THG- Werten„belastet" ist wie das eingespeiste CBM. Physisch ist das entnommene Gas zwar nicht mit dem eingespeisten CBM identisch, aber dafür nutzen andere als die an dem de- zidierten Ausspeisepunkt angeschlossenen Erdgasverbraucher ohne es zu wissen das zu einem mehr oder weniger großen Teil eingespeiste CBM. Letztlich ist es für das weltweite Klima egal, wo die THG-Einsparung erfolgt. Bei der Verwendung des ausgespeisten Mischgases emittieren die Endverbraucher insgesamt entsprechend geringere Mengen an langfristigem, fossilen C02. Stöcheometrisch bleibt die entstehende C02-Menge zwar unverändert, es stammt eben nur ein gewisser Anteil aus dem„kurzen" C02-Kreislauf und eben nicht aus dem langfristigen fossilen C02-Kreislauf. Wenn das ausgespeiste Gas hinsichtlich der Energiemenge genau der eingespeisten CBM- Menge entspricht, können einer ausgespeisten Gasmenge genau die THG-Effekte des einge- speisten CBM zugeschrieben werden. Wenn die Ausspeisemenge in Nm gemessen größer ist als die CBM-Ein-speisemenge, dann findet eine„Verdünnung" (Dillution) des THG-Effekts statt. Diese Verdünnung kann so weit getrieben werden, bis der gewünschte THG- Wert er- reicht ist. Wenn sich die THG-„Belastung" des eingespeisten CBM z.B. auf -468 gC02-
Äquivalente/kWhcBM beläuft und ein TGH-freies Mischgas ausgespeist werden soll, können an einem dezidierten Ausspeisepunkt insgesamt pro 1 kWh an eingespeistem CBM rd. 2,98 kWh an Gas ausgespeist werden (1 kWhcBM mit einer THG-Belastung von -468 gC02- Äq/kWhcBM und 1,98 kWhcNG mit einer THG-Belastung von +236 gC02-Äq/kWhcNG ergeben 2,98 kWh Ausspeisegas mit einer THG-Belastung von 0 gC02-Äq/kWhAusspeisegas)- Die gemeinsame bzw. durchschnittliche THG-Belastung liegt dann bei 0 gC02-Äquivalenten / kWliAuss eisegas- Dieses Ausspeisegas kann u.a. als THG-reduzierter oder THG-freier Kraftstoff verwendet werden (vgl. Anspruch 5).
Die Verdünnung kann auch so weit gehen, dass ein THG- Wert zwischen 0 und 235 gC02-Äq / kWhAus-speisegas oder zwischen 0 und 301 gC02-Äq/kWhAusspeisegas erreicht wird. Diese
Ausspeisegase gelten dann im ersten Fall als ggü. Erdgas (CNG) THG-reduziert und im zweiten Fall als ggü. Benzin THG-reduziert. CBM gilt als ggü. konventionell aus Mais erzeugtem BioMethan THG-reduziert, wenn dessen THG- Wert (gemäß neuester Studien ca. 140 - 234 gC02-Äquivalente/kWhBioMethan) unterschritten wird. Liegt die THG-Belastung des ausgespeisten Gases bei 0 gC02-Äquivalente/kWh„cBM"> dann kann das ausgespeiste„CBM" als treibhausgasfreier Kraftstoff bezeichnet und als solcher eingesetzt werden. Liegt die THG-Belastung des ausgespeisten Gases unter 0 gC02- Äquivalente/kWh„cBM", dann kann das ausgespeiste„CBM" als treibhausgasnegativer Kraftstoff bezeichnet und als solcher eingesetzt werden. Liegt die THG-Belastung des ausgespeisten„CBM" über 0 gC02-Äquivalente/kWh„cB ", aber noch unter 236 gC02- Äquivalente/kWh„cBM"> dann kann das ausgespeiste„CBM" als ggü. Erdgas treibhausgasre- duzierter Energieträger bezeichnet werden. Das Selbe gilt für ausgespeiste„CBM"-/CNG- Mischungen: wenn deren THG-Belastung zwischen 0 und 235 gC02-Äquivalente/kWtiMischgas liegt, ist das Mischgas THG-reduziert, beträgt die THG-Belastung genau 0 gC02-Äquivalen- te/kWhMischgas, dann handelt es sich um THG-freies Mischgas, liegt sie darunter, dann ist das Mischgas THG-negativ. Es ist vorteilhaft, das ausgespeiste„CBM" und die„CBM"-/CNG-Mischungen als treibhaus- gas-reduzierte bzw. treibhausgasfreie Kraftstoffe einzusetzen, vorzugsweise im Verkehr (vgl. Anspruch 5). Da in Deutschland mit < 0,2 % des Kfz-Bestandes heute kaum mit CNG betriebene Gasfahrzeuge in Betrieb sind und damit praktisch jedes neue, mit CBM betriebene Gasfahrzeug ein Benzin- oder Dieselfahrzeug ersetzt, ergibt sich die effektive THG-Reduktion für Deutschland als Differenz zwischen der THG-Belastung von Benzin und der jeweiligen THG- Belastung des„CBM" bzw. des„CBM"-/CNG-Mischgases. Bei einer THG-Belastung des „CBM"-/CNG-Mischgases von z.B. 40 gC02-Äquivalenten/kWhMischgas beträgt die THG- Reduktion ggü. Benzin 262 gC02-Äquivalente/kWh bzw. rd. 87 %, bei einer THG-Belastung des„CBM"-/CNG-Mischgases von 0 gC02-Äquivalenten/kWhMiSchgas beläuft sich die THG- Minderung auf 302 gC02-Äquivalente/kWhMischgas bzw. rd. 100%.
Das in Figur 3 dargestellte Verfahren ist eine vorteilhafte Weiterbildung der in Figur 2 beschriebenen Ausführungsvariante des Verfahrens. Die THG-Bilanz des Verfahrens wird verbessert, indem im Verfahrensschritt„Substratauswahl" zu einem größeren Anteil auch THG- arme NawaRo als Gärsubstrat zum Einsatz kommen. Treibhausgasarme NawaRo sind z.B. Landschaftspflegegut, Aufwuchs von extensiv bewirtschafteten Flächen, Gras und Miscantus. Der„Bodenräuber" Mais und düngungsintensive Substrate wie grüner Getreideganzpflanzen- schnitt sind keine treibhausgasarmen NawaRo, sie werden in dieser Ausführungsvariante deshalb auch nur in 2. Wahl als Gärsubstrat eingesetzt. Der THG-Effekt ist dabei umso positiver, je höher der Anteil der THG-armen NawaRo an der Frischmasse ist. Damit ist erstmals bereits das Biogas THG-reduziert, denn es kommen insbesondere THG- arme Substrate zum Einsatz (die in den Ausführungsvarianten der Figur 1 und 2 eingeführten Verfahrensänderungen haben nur Einfluss auf den THG-Wert des BioMethans, nicht auf den THG-Wert des im Herstellungsprozess vorher anfallenden Biogases).
Es sei vermerkt, dass die hier vorgestellte Maßnahme zur Reduzierung der THG-Emission auch mit der in Figur 1 beschriebenen Basisvariante des Verfahrens sowie allen anderen Aus- führungsvarianten kombiniert werden kann.
In der Weiterbildungsvariante der Figur 4 ist eine Verfahrenskombination dargestellt, mit der die THG-Bilanz durch den ausschließlichen Einsatz von Biomüll (der organische Anteil von Haushaltsmüll und gewerblichem Müll) als Gärsubstrat weiter verbessert wird (vgl. Anspruch 3). Da Biomüll kaum mit THG-Emissionen belastet ist, findet allein durch den Wechsel von NawaRo auf Biomüll eine Verbesserung des THG- Wertes des Biogases statt - noch vor den im Verfahrensablauf später angeordneten Verfahrensschritten„Biogas wäsche/C02- Abscheidung" und„C02-Rekuperation". Zusammen mit der bereits in Figur 1 dargestellten C02-Abscheidung und den resultierenden THG-Effekten verbessert sich die THG-Bilanz des Verfahrens weiter. Dieser durch die Substratauswahl bedingte Effekt ist umso stärker, je hö- her der Anteil des Biomülls an der Frischmasse ist. In der Figur 4 ist der alleinige Einsatz von Biomüll als Gärsubstrat dargestellt, möglich ist gleichwohl auch der Einsatz einer aus NawaRo und Biomüll bestehenden Substratmischung.
Der Verfahrensschritt„Substrat-Auswahl" ist in der Figur 5 so ausgestaltet, dass als Gärsubstrate ausschließlich treibhausgasfreies Stroh und treibhausgasfreie landwirtschaftliche Rest- Stoffe (darunter Wirtschaftsdünger) ausgewählt wurden (vgl. Anspruch 3). Bei diesen Einsatzstoffen entfällt der Verfahrensschritt„Substrat- AnbauZ-ernte" fast ganz. Stroh muss z.B. nur noch zu Ballen gepresst und eingesammelt werden, bei Festmist entfällt das Pressen, er muss nur noch eingesammelt werden. Hinsichtlich des Treibhausgaseffekts ist mit dieser Auswahl ggü. den konventionellen Einsatzstoffen (gemeint sind die Anbaubiomassen Mais, Getreide- Ganzpflanzenschnitt, Getreidekörner, Grassilage, Rüben) ein erster Vorsprung gegeben, d.h., bis inklusive dem Verfahrensschritt„Substrat-AnbauZ-ernte" wird mit einer THG-Belastung von null oder nahezu null gearbeitet.
Im Verfahrensschritt„Substrat-Lagerung" wird gemäß dem hier offenbarten Verfahren darauf geachtet, dass die eingelagerten Einsatzstoffe nicht Methan oder Lachgas ausdünsten (vgl. Anspruch 1). Die diversen Festmiste werden unmittelbar nach deren Ausräumung aus dem Stall aufgenommen und in ein BGA-internes, eingehaustes und mit einer Unterdruckentlüf- tung versehenes Zwischenlager gebracht. Auch werden Verrottungsprozesse möglichst unterbunden, weil die dabei stattfindenden Oxidationsprozesse mit der Produktion von C02 verbunden sind. U.a. wird das Stroh trocken gelagert, so dass keine (aeroben) Verrottungsprozesse stattfinden können und damit kein C02 in die Atmosphäre gelangt. Im Verfahrensschritt„Substrat-Transport" werden beim Transport der Biomasse vom Ort des Anfalls zur Biogasanlage erfindungsgemäß innovative Traktoren und Lkw eingesetzt, die mit treibhausgasfreiem, vorzugsweise mit treibhausgasnegativem BioMethan betrieben werden oder mit einer Mischung aus fossilem Diesel, treibhausgasfreiem bzw. treibhausgasnegativem BioMethan und fossilem Erdgas oder mit einem entsprechenden Erdgas- bzw. Energieäquiva- lent (vgl. Anspruch 1). Die Treibhausgasbelastung des Prozessschrittes„Transport" fällt damit auch bei einer Vermischung des BioMethans und des Erdgases mit fossilem Diesel sehr gering aus, vorzugsweise geht die THG-Belastung des eingesetzten Kraftstoffs sogar auf null zurück. Positiv wirkt sich darüber hinaus aus, dass die Transportmittel beim Transport der Biomasse - außer beim Transport von Stroh - abgedeckt sind. Beim Verfahrensschritt„Substrat- Annahme und Substrat-Zwischenlagerung" wird wie bei der Substrat-Lagerung darauf geachtet, dass es nicht zu Ausdünstungen vom Methan oder Lachgas kommt. Das ist z.B. möglich, wenn die Substrat-Annahme in der Biogasanlage in einem komplett eingehausten Annahmebereich erfolgt, der Zwischenspeicher ebenfalls komplett eingehaust ist, und beide Bereiche an eine Unterdruckentlüftung angeschlossen sind, die wie- derum in den Verbrennungsluftstrom von BHKW entlüftet. Auch werden Verrottungsprozesse möglichst unterbunden, so dass möglichst kein C02 freigesetzt wird.
Für den Einsatz von Festmist, insbesondere von Geflügelmist, werden dem Verfahren bzw. dessen Hauptprodukt„BioMethan" sogar THG-Gutschriften zugerechnet, denn durch die Verwertung des ammoniak- und ammoniumhaltigen Geflügelmistes werden ansonsten statt- findende Ausdünstungen von Lachgas (N20) vermieden. Insofern ist diese Substrat-Auswahl hinsichtlich des THG-Effekts noch besser als die Substratauswahl„Biomüll".
Selbstverständlich können Stroh und strohhaltige Substrate auch den bereits aufgeführten Einsatzstoffen zugemischt werden. Der gewünschte THG-Effekt ist am größten, wenn der Anteil des Strohs bzw. der strohhaltigen Einsatzstoffe möglichst hoch ist (vgl. Anspruch 3). Die Figur 6 zeigt eine positive Weiterbildung des in Figur 5 beschriebenen Verfahrens. Beim Einsatz von Stroh bzw. strohhaltigen Stoffen ist es gasertragsfördernd, diese Gärsubstrate einer Vorbehandlung zu unterziehen. Das geschieht im optionalen Verfahrensschritt„Vorbehandlung" (vgl. Anspruch 4). Ein höherer Gasertrag pro Tonne Input führt dazu, dass letztlich mehr fossile Energieträger ersetzt werden und damit eine vergrößerte Menge an Treibhausgasen vermieden wird.
Als Vorbehandlung kommen insbesondere die mechanische Vorbehandlung der Vermahlung, die chemische Vorbehandlung der Einweichung in säurehaltigen Lösungen, die thermochemi- sche Vorbehandlung mit Sattdampf, die thermomechanische Vorbehandlung mittels Dampfexplosion (steam explosion), die thermochemische Vorbehandlung mittels Thermodruckhyd- rolyse und die chemische Vorbehandlung mittels Vermischung mit Festmist oder mit Gülle sowie die Zugabe von Exo-Enzymen in Frage (vgl. Anspruch 4). Die Vorbehandlung des Strohs und der strohhaltigen Einsatzstoffe erfolgt in jedem Falle so, dass der in diesem Verfahrensschritt eingesetzte Energieaufwand kleiner ist als der auf die Vorbehandlung zurückzuführende zusätzliche Energieertrag. Vorzugsweise werden in diesem Verfahrensschritt THG- arme, besonders vorzugsweise THG-freie Energien bzw. Energieträger eingesetzt.
Für den Fall, dass das Aufkommen an Stroh und/oder strohhaltigen Einsatzstoffen nicht ausreicht oder dass die Gärprozesse mit ihnen besser ablaufen, können zusätzlich auch THG- arme und THG-reiche NawaRo in die Gärsubstratmixtur aufgenommen werden (vgl. Anspruch 3). Die aus einer besseren Vergärung der Substratmixtur resultierende höhere Substrateffizienz überkompensiert dann die auf den Einsatz von THG-reichen NawaRo zurückzuführenden negativen Effekte auf die THG-Bilanz des Verfahrens. Diese Ausführungsvariante ist in Figur 7 dargestellt. Wenn sich bei der Ausgestaltung des Gesamtverfahrens (Nutzung der weiteren optionalen
Verfahrensschritte) ergeben sollte, dass das resultierende Produkt„BioMethan" treibhausgas- negativ wird, und das Ziel ein THG-freies CBM ist, dann können die Anteile von Anbaubiomasse mit geringerer THG-Belastung als Mais oder ggf. auch treibhausgasbelasteter Mais am Frischmasse-Input erhöht werden, bis die Treibhausgasbilanz des CBM gerade eben noch nicht von einem negativen Emissionswert (THG-Belastung < 0 gC02-Äquivalente/kWh) in einen positive Emissionswert (THG-Belastung > 0 gC02-Äquivalente/kWh) umschlägt. Wenn die anderen Gärsubstrate nicht in ausreichenden Mengen zu bekommen sind, kann es von Vorteil sein, wenn der NawaRo- Anteil möglichst hoch ist, denn die gibt es immer zu kaufen.
Figur 8 zeigt die Möglichkeit, jeden Stoff aus der Palette Stroh, Strohhaltige Einsatzstoffe, Biomüll, THG-arme NawaRo und THG-reiche NawaRo als Gärsubstrat in dem Verfahren einzusetzen. Es sei ausdrücklich darauf verwiesen, dass das in diesem Ausführungsbeispiel beschriebene Verfahren grundsätzlich auch mit anderen Gärsubstraten als den aufgeführten Einsatzstoffen durchgeführt werden kann und ohne die Verfahrensschritte„Komprimierung" und/oder„Einspeisung". Im Verfahrensschritt„Substrat-Transport" werden beim Transport der Biomasse vom Ort des Anfalls zur Biogasanlage erfindungsgemäß innovative Traktoren und Lkw eingesetzt, die mit treibhausgasfreiem, vorzugsweise mit treibhausgasnegativem BioMethan betrieben werden oder mit einer Mischung aus fossilem Diesel, treibhausgasfreiem bzw. treibhausgasnegativem BioMethan und fossilem Erdgas oder mit entsprechenden Erdgasäquivalenten (vgl. Anspruch 1). Die diversen Festmiste werden unmittelbar nach deren Ausräumung aus dem Stall verladen und in ein BGA-internes, eingehaustes und mit einer Unterdruckentlüftung versehenes Zwischenlager gebracht. Die Treibhausgasbelastung des Prozessschrittes„Substrat- Transport" fallt damit auch bei einer Vermischung des (THG-negativen) BioMethans und des Erdgases mit fossilem Diesel sehr gering aus, vorzugsweise geht die THG-Belastung des ein- gesetzten Kraftstoffs sogar auf null zurück. Positiv wirkt sich darüber hinaus aus, dass die
Transportmittel beim Transport der Biomasse außer beim Transport von Stroh abgedeckt sind.
Beim Verfahrensschritt„Substrat- Annahme/- Zwischenlagerung" wird wie beim Verfahrensschritt der Substrat-Lagerung darauf geachtet, dass es nicht zu Ausdünstungen vom Methan oder Lachgas kommt. Das ist z.B. möglich, wenn die Substrat- Annahme in der Biogasanlage in einem komplett eingehausten Annahmebereich erfolgt, der Zwischenspeicher ebenfalls komplett eingehaust ist, und beide Bereiche an eine Unterdruckentlüftung angeschlossen sind, die wiederum in den Verbrennungsluftstrom von BHKW entlüftet. Auch werden Verrot- tungsprozesse möglichst unterbunden, so dass möglichst kein C02 freigesetzt wird.
Für die THG-Bilanz des Produkts CBM ist es bedeutsam, insbesondere im Fall der Zufuhrung von Biogas aus externen Quellen, dass das aufzubereitende Biogas möglichst wenig mit
Treibhausgasen belastet ist. Subsumiert soll hier deshalb auch sein, dass in allen Verfahrens- schritten, in denen Strom oder Wärme zum Einsatz kommen, diese aus regenerativen Quellen stammen bzw. besonders geringe, vorzugsweise gar keine THG-Emissionen aufweisen (vgl. Anspruch 1).
Es ist auch möglich, in dieser Verfahrensvariante die Vorbehandlung des Strohs und/oder der strohhaltigen Einsatzstoffe wegzulassen und/oder das BioMethan nicht über das Erdgasnetz, sondern in mobilen Tanks zu distribuieren. Diese Tanks können Flüssiggastanks sein oder auch Drucktanks. Möglich ist auch die Distribution des BioMethans mittels einer dezidierten BioMethan-Leitung.
Das Ziel der THG-Reduzierung wird auch erreicht, wenn nicht bei jedem einzelnen Verfah- rensschritt bzw. bei jedem einzelnen Teilprozess eine Optimierung hinsichtlich der Treibhausgaseffekte stattfindet. Auch kann der Einsatz von THG-freien oder THG-reduzierten E- nergien in einem oder mehreren Verfahrensschritten entfallen. Der aus der Sequestierung des regenerativen C02 resultierende Effekt allein reicht bei annähernd vollständiger C02- Abscheidung, -Rekuperation und -Sequestierung bereits aus, um die THG-Belastung des CBM ins Negative gehen zu lassen (was insgesamt einen positiven THG-Effekt ergibt). Das Gestaltungselement der C02-Sequestierung kann - muss aber nicht - um weitere Elemente mit dem Effekt einer THG-Minderung bzw. -Vermeidung ergänzt oder durch andere Gestaltungselemente ersetzt werden. Das zeigen die weiteren Ausführungsbeispiele, in denen die THG-Bilanz des BioMethans jeweils weiter verbessert wird. In der Ausführungsvariante der Figur 9 wird in Ergänzung oder alternativ zum Verfahrensschritt„Komprimierung" das aus den Verfahrensschritten„Biogaswäsche/C02-Abscheidung" und„C02-Rekuperation" stammende THG-reduzierte BioMethan 1 im Verfahrensschritt „Netzexterne Vermischung" bereits vor der Einspeisung ins Erdgasnetz mit Erdgas vermischt (vgl. Anspruch 2). Diese netzexterne Vermischung kann auf verschiedenen Druckniveaus stattfinden: a) drucklos, d.h. auf dem Niveau der Umgebungsluft, b) auf dem Druckniveau des aus einem Erdgasnetz entnommenen Erdgases und c) auf jedem beliebigen Druckniveau zwischen a) und b).
Von Vorteil ist es, gemäß b) vorzugehen und das aus dem Erdgasnetz entnommene CNG auf seinem Druckniveau zu belassen, zunächst nur das BioMethan zu verdichten und eine netzex- terne Vermischung der beiden Gase auf diesem Druckniveau vorzunehmen. So erspart man sich den mit einer Entspannung einhergehenden Energieeinsatz für das Wiederverdichten des Erdgases.
Das vorkomprimierte BioMethan wird also physisch mit dem aus dem Erdgasnetz entnommenen und nicht entspannten CNG vermischt. Nach der netzexternen Vermischung wird das vorkomprimierte Mischgas noch etwas weiter komprimiert, so dass es gegen den Druck des Erdgasnetzes in dieses eingespeist werden kann. Die im diesem Verfahrensschritt eingesetzten Energien sollen regenerativen Quellen entstammen, die vorzugsweise treibhausgasarm sind und besonders vorzugsweise treibhausgasfrei.
Dieser Verfahrensschritt der netzexternen Vermischung von treibhausgasreduziertem BioMe- than und CNG kann als eigenständiger Verfahrensschritt auch in jeder anderen Ausführungsvariante des Verfahrens eingebaut werden, z.B. in ein Verfahren, bei dem das BioMethan nicht durch eine C02-Abscheidung aus dem Biogas erzeugt wird, sondern durch eine Refor- mierung des im Biogases enthaltenen C02-Anteils (s.u.). In dieser Hinsicht ist es auch gleichgültig, ob den oben aufgeführten Ausführungsvarianten weitere Verfahrensschritte bzw. - module hinzugefügt werden oder nicht.
In der Ausführungsvariante der Figur 10 wird das THG-reduzierte Biogas aus der anaeroben bakteriellen Vergärung in Ergänzung oder alternativ zu den Verfahrensschritten„Biogaswä- sche/C02-Abscheidung" und„C02-Rekuperation" in einem Verfahrensschritt„C02- Reformierung" zu THG-reduziertem, synthetischem BioMethan 2 (SynMethan) oder zu THG- reduziertem synthetischem BioMethanol SynMethanol) aufbereitet (vgl. Anspruch 1). Um SynMethan zu erzeugen, wird dem im Biogas enthaltenen C02 regenerativer, vorzugsweise elektrolytisch erzeugter Wasserstoff zugeführt. Diese beiden Stoffe reagieren gemäß dem bekannten Sabatier-Prozess unter Druck zu Methan (CH4). Mit der bekannten Dampfreformie- rung kann unter Druck auch synthetisches Methanol (CH3OH) erzeugt werden. Aufgrund der regenerativen Einsatzstoffe werden das Methan zu BioMethan und das Methanol zu BioMethanol bzw. SynMethanol. Das synthetische BioMethanol wird vorzugsweise als THG- reduzierte Kraftstoffkomponente verwendet.
Das THG-reduzierte BioMethan 2 (SynMethan) wird entweder dem aus dem Verfahrensschritt„Biogaswäsche/C02-Abscheidung" entstammenden BioMethan 1 beigemischt oder er- setzt dieses, d.h. das BioMethan 2 wird im letzteren Fall an Stelle des BioMethan 1 entweder mit CNG vermischt und ins Erdgasnetz eingespeist oder pur oder versetzt mit Propan und/oder Butan auf etwas über dem Druckniveau eines Erdgasnetzes hochverdichtet und sodann in dieses Erdgasnetz eingespeist. Die Verwendung ist die gleiche wie in Figur 1 beschrieben.
Für die Reformierung von C02 zu Methanol (CH3OH) hat sich das Verfahren der Dampfre- formierung in anderen Anwendungen bewährt. Der Einsatz dieses Verfahrens ist hinsichtlich der Funktionsfähigkeit und des apparativen Aufwands relativ risikolos und deshalb von Vorteil.
Wenn große Mengen an treibhausgasreduzierten bzw. treibhausgasfreien Energieträgern, insbesondere an Strom, günstig zur Verfügung stehen (z.B. zu Starkwindzeiten), kann es von Vorteil sein, einen möglichst großen Teil des Biogases nicht in den Strang„Biogaswä- sche/C02-Abscheidung/C02-Rekuperation" zu leiten, sondern in den Produktionsstrang und Verfahrensschritt„C02-Reformierung" (vgl. Anspruch 7).
Die im Verfahrensschritt„C02-Reformierung" benötigten Strom- und Wärmemengen werden vorzugsweise aus regenerativen oder zumindest treibhausgasarmen Energieträgern gedeckt (vgl. Anspruch 1). Auch bei der C02-Reformierung treten Volumeneffekte (scale effects) auf, so dass es von Vorteil ist, wenn der Volumenstrom des zugeführten C02 möglichst groß ist (vgl. Anspruch 7). Für die THG-Bilanz der mittels C02-Reformierung erzeugten Energieträger ist es von besonderem Vorteil, wenn das zugeführte Biogas möglichst wenig mit THG- Emissionen belastet ist. Sollten die Anlagen zur Erzeugung von Biogas und zur C02-Reformierung des Biogases weiter voneinander entfernt sein - wie das z.B. bei Biogasparks der Fall ist oder wenn mehrere kleinere Biogasanlagen eine größere Abscheidungseinheit mit Biogas beliefern - dann ist ein Transport des Biogases erforderlich. Von Vorteil, weil technisch und Ökonomisch weniger aufwändig, ist es, wenn dieser Transport über eine Biogasleitung erfolgt (vgl. Anspruch 7). Das Gleiche gilt für die Abscheidung und Reformierung von regenerativem C02. Sollten die Anlagen zur Abscheidung von regenerativem C02 und zur Reformierung des regenerativen C02 weiter voneinander entfernt sein - wie das z.B. bei Biogasparks der Fall ist oder wenn mehrere kleinere Gaswäsche- bzw. Abscheideanlagen eine größere Reformierungseinheit mit regenerativem C02 beliefern - dann ist ein Transport des C02 erforderlich. Von Vorteil weil technisch und ökonomisch weniger aufwändig ist es, wenn dieser Transport über eine spezielle C02-Leitung erfolgt. Um im Verfahrensschritt„C02-Reformierung" eine Reformierung von C02 durchführen zu können (C02 ist im Biogas zu ca. 40 % bis 47 % enthalten oder wird in fast reiner Form aus den Verfahrensschritten„Biogaswäsche/C02-Abscheidung" und„C02-Rekuperation" zugeführt), muss Wasserstoff in ausreichender Menge zugegeben werden. Um die gute THG- Bilanz der Inputstoffe des Verfahrensschrittes„C02-Reformierung" aufrecht zu erhalten, sollte dieser Wasserstoff aus regenerativen Quellen stammen bzw. nicht mit THG-Emissionen belastet sein. Die Nutzung fossiler Quellen und/oder Energieträger verbietet sich daher. Von Vorteil ist es, den benötigten Wasserstoff mittels Elektrolyse zu gewinnen, wobei der dafür eingesetzte Strom vorzugsweise aus regenerativen Quellen stammen sollte. Im Prinzip ist je- der Strom für die Elektrolyse geeignet, der auf < 100 gC02-Äquivalente/kWhei treibhausgas- reduziert ist. Vorzugsweise wird Strom aus Wind- oder Wasserkraft oder aus Geothermie o- der aus Solaranlagen oder mittels Photovoltaik gewonnener Strom eingesetzt. In Frage kommt dabei auch Strom, der gemäß dem hier offengelegten Verfahren erzeugt wurde (vgl. Figur 13 f.) sowie Atom- und Fusionsstrom (vgl. Anspruch 1). Unter Umständen kann es Sinn machen, THG-Emissionen in Kauf zu nehmen, z.B., wenn der für die Elektrolyse benötigte Strom besonders günstig ist.
Wenn das BioMethan 2 (SynMethan) oder das BioMethanol fossile Energieträger substituieren, kommt es zu einer THG- Vermeidung. Im Rahmen der Substitutionsmengen führt das dazu, dass der oder die substituierten fossilen Energieträger nicht zum Einsatz kommen und da- mit kein weiteres fossiles C02 in die Umwelt gelangt. In diesem Fall wird zwar kein C02 dauerhaft aus dem C02-Kreislauf entfernt, dafür wird aber durch die Substitution fossiler E- nergieträger verhindert, dass zusätzliches fossiles C02 in die Atmosphäre kommt.
In der Figur 11 ist aufbauend auf dem in Figur 10 beschriebenen Verfahren eine vorteilhafte Ausführungsvariante beschrieben, in der eine Sequestierung des rekuperierten C02 (noch) nicht mit ausreichenden Volumina möglich oder nicht sinnvoll ist. Hinsichtlich der THG-
Bilanz und/oder der Herstellungskosten ist es dann von besonderem Vorteil, wenn eine möglichst große Menge von dem abgeschiedenen und rekuperierten C02 in die C02-Reformierung geleitet wird, wo aus dem regenerativen C02 ein regenerativer Energieträger hergestellt wird, der fossile Energieträger substituiert (vgl. Anspruch 1). In der Ausführungsvariante der Figur 12 kommt als weitere Verwendungsform des in den Verfahrensschritten„Biogas wäsche/C02-Abscheidung" und„C02-Rekuperation" abgeschiedenen und rekuperierten regenerativen C02 zu den beiden Optionen„C02-Sequestierung" und „C02-Reformierung" als dritte Option der Verfahrensschritt„Stoffliche Substitution fossilen C02" hinzu (vgl. Anspruch 1). Es ergibt sich ein THG-Vermeidungseffekt, wenn C02 aus fossilen Quellen, z.B. aus Erdgas hergestelltes Trockeneis, im Verfahrensschritt„Stoffliche Substitution fossilen C02" durch regeneratives C02 aus dem hier offengelegten Verfahren ersetzt wird. Das nicht benötigte fossile C02 wird nicht länger erzeugt, was die Umwelt entlastet. Dieser THG-Effekt wird dem BioMethan zugerechnet. Vorzugsweise werden größere Mengen an regenerativem C02 in der Industrie dann eingesetzt, wenn die beiden anderen Optionen nicht zur Verfügung stehen. Am einfachsten ist die Substitution von Trockeneis, das mittels Kxyo-V erfahren ohne besonderen Aufwand bereits in diesem Verfahrensschritt als Fertigprodukt erzeugt werden kann.
Hinsichtlich der Kombination des zusätzlichen Verfahrensschrittes„Stoffliche Substitution fossilen C02" mit den anderen Verfahrensschritten sollen auch Ausführungsvarianten ohne die C02-Reformierung und/oder ohne die C02-Sequestierung und/oder ohne den Verfahrensschritt„Komprimierung" soll geschützt sein.
Die Figur 13 zeigt einen Verfahrensschritt, der in alle Ausführungsvarianten integriert werden kann: die teilweise oder vollständige Verstromung des per anaerober bakterieller Vergä- rung erzeugten treibhausgasreduzierten Biogases. Durch die Verwendung treibhausgasredu- zierten Biogases wird der erzeugte Strom ebenfalls THG-reduziert. Wenn die aus dem Biogas gewonnenen Strommengen den Bedarf des Verfahrens decken, wird das Verfahren energieautark. Solange die Optionen der C02-Abscheidung und der C02-Reformierung nicht zur Verfügung stehen, ist es von Vorteil, das gesamte Biogas zu verströmen. Da BioMethan, das gemäß dem hier offengelegten Verfahren erzeugt wurde, meist wertvoller ist als verströmtes Biogas - insbesondere in der Verwendung als Kraftstoff - kann es von Vorteil sein, den Biogasanteil, der in den Verfahrensschritt„Verstromung" geht, zu minimieren. Dies geschieht u.a. dadurch, dass die Bio gasver Strömung auf den Eigenbedarf begrenzt wird (vgl. Anspruch 5). Es hat sich erwiesen, dass bei der Verstromung von Biogas Größen- bzw. Volumeneffekte (scale effects) auftreten. Je größer die Generatorsets (BHKW) oder Brennstoffzellen oder ORC -Anlagen sind, desto höher fallt der elektrische Wirkungsgrad aus. Es ist deshalb von Vorteil, wenn die Verstromungsanlagen eine gewisse Mindestgröße aufweisen, insbesondere dann, wenn aus irgendwelchen Gründen die Biogasmengen, die in den Strang„Biogaswä- sche/C02-Abscheidung/C02-Rekuperation" und/oder den Strang„C02-Reformierung" und / oder den Strang„Stoffliche Substitution fossilen C02" gehen, zurückgefahren werden müssen und der überwiegende Teil des Biogases in die Verstromung geht. Es ist ferner von Vorteil, wenn nur Verstromungsanlagen mit höchsten elektrischen Wirkungsgraden zum Einsatz kommen. Da das in den Strang„Verstromung" geführte Biogas mindestens treibhausgasredu- ziert ist, weisen auch der in diesem Strang erzeugte Strom und die in diesem Strang erzeugte Wärme gute bis sehr gute THG- Werte auf (s.o.). Diese guten bis sehr guten THG- Werte werden dem selbst erzeugten Strom und der selbst erzeugten Wärme bei verfahrensinterner Verwendung quasi mitgegeben, wodurch die Verfahrensschritte, in denen dieser THG-reduzierte bzw. THG-freie Strom und diese THG-reduzierte bzw. THG-freie Wärme zum Einsatz kommen, hinsichtlich ihrer THG- Werte entlastet werden.
Die Ausführungsvariante der Figur 14 umfasst den zusätzlichen Verfahrensschritt„Verflüssigung". Alternativ zu einer gasförmigen Abgabe, kann das gemäß dem Verfahren erzeugte BioMethan nämlich auch in flüssigem Zustand abgegeben werden. Das ist z.B. dann sinnvoll, wenn in Regionen ohne Erdgasnetzanbindung treibhausgasreduziertes BioMethan als Kraftstoff zur Verfügung stehen soll. In flüssiger Form ist die Energiedichte wesentlich größer, was den Transportaufwand senkt. Um den flüssigen Zustand zu erreichen, werden die Gase in diesem Verfahrensschritt abgekühlt (vgl. Anspruch 1). Die dafür eingesetzten Energien sollen regenerativen Quellen entstammen, die vorzugsweise treibhausgasarm sind und besonders vorzugsweise treibhausgasfrei (vgl. Anspruch 1). Die Abkühlung kann auch mit gemäß dem Verfahren aus regenerativem C02 erzeugtem Trockeneis erfolgen, ggf. über Wärmetauscher.
Für den Fall, dass bestimmte THG- Werte erreicht werden sollen, kann dem treibhausgasredu- zierten BioMethan vor bzw. anlässlich der Verflüssigung CNG beigemischt werden. Pro kWh BioMethan können zwischen 0,1 kWh und 20 kWh CNG beigemischt werden (s.o.). Das verflüssigte treibhausgasreduzierte BioMethan bzw. die verflüssigte BioMethan-/CNG-Mischung wird vorzugsweise als THG-reduzierter bzw. THG-freier Kraftstoff eingesetzt. Der Verfahrensschritt„Verflüssigung" kann inklusive der Bereitstellung des ggf. erforderlichen CNG in jede Ausführungsvariante des Verfahrens und damit auch alle vorstehenden Ausfuhrungsvarianten integriert werden.
In dieser Ausfuhrungsvariante kann der Nutzer des Verfahrens folgendes entscheiden: a) wel- che Einsatzstoffe in welchen Anteilen zum Einsatz kommen, b) ob sie vorbehandelt werden sollen oder nicht, c) mit welchem Anteil das THG-reduzierte Biogas in welchen Verwertungsstrang geht, d) mit welchem Anteil das rekuperierte C02 in welchen Verwertungsstrang geht, e) ob das erzeugte treibhausgasreduzierte BioMethan verflüssigt werden soll oder nicht, f) ob das gasförmige treibhausgasreduzierte BioMethan im Erdgasnetz oder außerhalb des Netzes mit Erdgas vermischt wird und g) ob das„CBM" als THG-freier oder als THG- reduzierter Kraftstoff genutzt werden soll, d.h. in welchem Verhältnis es mit CNG vermischt wird.
Wie bereits erwähnt soll der Schutz nicht nur das vollständige Verfahren umfassen, sondern auch Veränderungen und Modifizierungen an dem offenbarten Verfahren, seinen Ausfüh- rungsvarianten und der offenbarten Biogasanlage. Insofern sollen auch Ausfuhrungsvarianten geschützt seinen, denen einzelne Verfahrensschritte fehlen, z.B. die in Figur 13 dargestellte Verfahrensvariante ohne den Verfahrensschritt„Netzexterne Vermischung" oder ohne den Verfahrensschritt„Vorbehandlung" oder ohne die Verfahrensschritte„Komprimierung" und „Einspeisung". In der Figur 15 ist eine Ausführungsvariante des in Figur 8 beschriebenen Verfahrens dargestellt, wobei die bei der anaeroben bakteriellen Vergärung anfallenden Gärreste als Mineral- dünger-Substitut Verwendung finden (vgl. Anspruch 1). Die Substituierung von Mineraldünger vermeidet zusätzliche, mit der Produktion und der Ausbringung des Mineraldüngers verbundene THG-Emissionen. Diese Vermeidung von THG-Emissionen wird dem Hauptprodukt des Verfahrens, dem CBM, zugerechnet. Sowohl die THG-Bilanz des Verfahrens als auch die THG-Bilanz des CBM verbessern sich dadurch erheblich.
In der Figur 16 werden dem in Figur 14 beschriebenen Verfahren der Verfahrensschritt „Nährstoffextrahierung" und der Verfahrensschritt„Düngemittelherstellung" hinzugefügt. Die in den Gärresten enthaltenen pflanzlichen Nährstoffe werden extrahiert. Das geschieht, indem die Gärreste zunächst mechanisch dehydriert werden, vorzugsweise mit mindestens einer
Schneckenpresse. Während die feste Phase als Mineraldüngersubstitut aufs Feld zurückgeht, wird die flüssige Phase ein zweites Mal dehydriert, vorzugsweise mit mindestens einem De- kanter. Um bei der Ultrafiltration die Membranen nicht zu verstopfen, wird die flüssige Phase des Dekanters vor einer Ultrafiltration zunächst einer Vorfiltration unterzogen und erst dann der Ultrafiltration. Das Permeat aus der Ultrafiltration wird entweder einer Ausfällung unter- zogen oder einer Umkehrosmose. In beiden Fällen werden organische Nährstoffe extrahiert, im Wesentlichen Nitrate, Kalium und Phosphate, ggf. auch Magnesium und diverse Salze.
Die extrahierten Nährstoffe können - müssen aber nicht - in den Verfahrensschritt„Düngemittelherstellung" geführt werden, wo aus ihnen Düngemittel und/oder Düngemittelkomponenten hergestellt werden (vgl. Anspruch 1). Diese substituieren Mineraldünger, wodurch die aus der Herstellung und der Ausbringung des Mineraldüngers resultierenden THG- Emissionen vermieden werden. Der positive Effekt auf die THG-Emissionen wird dem Hauptprodukt des Verfahrens, dem BioMethan bzw. dem CBM, zugeschrieben.
Dieser THG-Effekt wird noch positiver, wenn in einem oder in beiden Verfahrensschritten Energien aus regenerativen Quellen eingesetzt werden, die vorzugsweise treibhausgasarm sind und besonders vorzugsweise treibhausgasfrei (vgl. Anspruch 1).
Da bei der anaeroben bakteriellen Vergärung in jedem Fall Gärreste anfallen, können die Verfahrensschritte„Nährstoffextrahierung" und„Düngemittelherstellung" in jede der bereits beschriebenen Ausführungs Varianten integriert werden sowie in jede andere Ausführungsvariante. Die Ausführungsvariante der Figur 17 entspricht jener der Figur 16, jedoch ergänzt um den Verfahrensschritt„Brennstoffherstellung". Die Feste Phase aus der mechanischen Dehydrierung 1 wird nicht mehr unbehandelt als Mineraldüngersubstitut verwendet, sondern getrocknet, zerkleinert und zu Gärrestpellets pelletiert. Vorzugsweise werden auch in diesem Verfahrensschritt treibhausgasarme und besonders vorzugsweise treibhausgasfreie Energien und E- nergieträger eingesetzt, das reduziert den C02-Fußabdruck des Verfahrens.
Die Brennstoffpellets ersetzen fossilen Brennstoff (Heizöl, Kohle oder Erdgas), große Mengen an THG-Emissionen werden so vermieden. Diese THG- Vermeidung wird dem Verfahren bzw. dem Hauptprodukt THG-reduziertes BioMethan bzw. CBM zugeschrieben, wodurch sich die THG-Bilanzen weiter verbessern. Es ist für jede Ausführungsvariante schon in energetischer Hinsicht vorteilhaft, die Brennstoffherstellung in das Verfahren zu integrieren - was durchaus möglich ist und hiermit geschützt werden soll.
Die Ausführungsvariante der Figur 18 entspricht dem in Figur 17 beschrieben Verfahren, je- doch ergänzt um den Verfahrensschritt„Ascherekuperation". Die Asche der verheizten Gärrestpellets wird rekuperiert und als wertvolle Düngemittelkomponente einer Düngemittelherstellung zugeführt (vgl. Anspruch 1). Dadurch gelangt insbesondere das wenig lösliche Phosphor in den Nährstoffkreislauf zurück, was von hoher Bedeutung ist, denn die weltweit noch verfügbaren hochwertigen Phosphorlagerstätten werden noch den Erdöllagerstätten ausgebeu- tet sein. Zu den Vorteilen der energetischen Nutzung kommen die großen Vorteile eines nahezu geschlossenen Nähr Stoffkreislaufs.
Die Brennstoffpellets ersetzen weiterhin fossilen Brennstoff (Heizöl, Kohle oder Erdgas). Es ist für jede Ausführungsvariante vorteilhaft, die Rekuperation der Gärrestasche und deren Verwertung in die jeweilige Verfahrensvariante zu integrieren— z.B. in die Verfahrensvarian- te der Figur 14. Dies ist durchaus möglich und soll ebenso geschützt werden wie die Integration der beiden Verfahrensschritte„Brennstoffherstellung" und„Ascherekuperation" in jede andere Ausfuhrungsvariante.
Die THG-Bilanzen des Verfahrens bzw. des CBM können noch durch eine ganze Reihe von Verfahrensmodifikationen verbessert werden. So können im Verfahrensschritt„Konversion" erfindungsgemäß nur treibhausgasarme bzw. treibhausgasfreie Energien zum Einsatz kommen, vorzugsweise selbst erzeugter treibhausgasfreier Strom und selbst erzeugte treibhausgasfreie Wärme (vgl. Anspruch 1). Der Verfahrensschritt„Konversion" trägt damit ebenfalls nicht oder kaum mehr mit Treibhausgaseffekten zu einer schlechten Treibhausgasbilanz des erzeugten Biogases, der anderen erzeugten Energieträger (BioMethanol, alternativer Brenn- Stoff) und der erzeugten Energien (Strom, Wärme) bei.
Vorzugsweise wird auch in allen Verfahrensschritten, in denen Wärme benötigt wird, mit treibhausgasfreier Wärme, vorzugsweise mit selbst erzeugter Wärme gearbeitet, so dass auch diese Verfahrensschritte die THG-Bilanz des Produkts BioMethan nicht oder kaum mit Treibhausgasen belasten (vgl. Anspruch 1). Aus allen Konversionsprozessen, die für die Konversion von Biomasse zu allgemein einsetzbaren Energieträgern verfügbar sind, wurde erfindungsgemäß das Verfahren ausgesucht, das die höchsten Konversionsraten und den geringsten apparativen Aufwand aufweist, also die beste Kombination aus Substrateffizienz und Anlageneffizienz und damit die beste Gesamtef- fizienz. Das ist die anaerobe bakterielle Vergärung (vgl. Anspruch 1). Um die anfänglich hohe Treibhausgasbelastung von Anbaubiomasse zu vermeiden, werden in einem ersten Verfahrensschritt„Substrat-Auswahl" Gärsubstrate ausgewählt, die diese Treibhausgasbelastung nicht bzw. nur in geringem Maße aufweisen: treibhausgasfreie Reststoffe, darunter Festmist (vgl. Anspruch 3), treibhausgasarmer Biomüll (vgl. Anspruch 3) und Nachwachsende Roh- Stoffe (NawaRo), die im Verfahrensschritt„Anbau" vorzugsweise treibhausgasarm sind (vgl. Anspruch 3).
Es ist vorteilhaft, für die anaerobe bakterielle Vergärung der Reststoffe Stroh, strohhaltiger Festmist und Biomüll das Verfahren der Feststoffvergärung in perkolierten Garagenfermen- tern zu nutzen (vgl. Ansprüche 1 und 6). Dieses Verfahren ist gleichwohl nicht zwingend er- forderlich, die diversen Nassverfahren können ebenfalls eingesetzt werden.
Wenn das Gesamtverfahren mit all seinen Verfahrensschritten schließlich so gestaltet ist, dass das BioMethan am Ende treibhausgasnegativ wird (z.B. durch Nutzung der optionalen Ver- fahrensschritte„Nährstoffextrahierung" und/oder„Brennstoffherstellung" oder durch eine entsprechende Auswahl der in den diversen Verfahrensschritten einzusetzenden Energien und Energieträger oder durch eine entsprechende Aufteilung des Biogases im Verfahrensschritt „Biogasaufteilung" oder durch die Nutzung des Verfahrensschrittes„C02-Sequestierung"), und wenn das Ziel ein THG-freies CBM ist, dann kann auch der Anteil treibhausgasintensiver NawaRo an der Frischmasse erhöht werden, und zwar so weit, bis die Treibhausgasbelastung des Produkts„CBM" gerade eben noch nicht vom Negativen ins Positive kippt, d.h., dann kommen auch Mais und Grünroggen als Gärsubstrat in Frage, denn Mais und Grünroggen haben die Vorteile hoher Hektarerträge und großer Verfügbarkeit.
Insbesondere wenn bei der Konversion von Stroh und strohhaltigen Einsatzstoffen das (Sub- )V erfahren der Feststoffvergärung mittels perkolierten Garagen eingesetzt wird (s.u.), kann der Verfahrensschritt„Innerbetrieblicher Transport" eine bedeutende Quelle für Treibhaus- gasbelastungen sein. Erfindungsgemäß wird nach diesem Verfahren erzeugtes THG-negatives BioMethan oder ein entsprechendes Erdgasäquivalent als Kraftstoff für den bzw. die Radbzw. Teleskoplader eingesetzt, so dass die Treibhausgasbelastungen der ebenfalls eingesetz- ten Kraftstoffe Erdgas und Diesel kompensiert werden (vgl. Anspruch 1). Stationäre Fördermittel werden elektrisch betrieben. Hierfür kommt THG-reduzierter, vorzugsweise mit THG- freier Strom zum Einsatz (vgl. Anspruch 1).
Im Verfahrensschritt„Biogasaufteilung" erfolgt wie oben bereits dargestellt eine Aufteilung des in der Biogasanlage erzeugten und ggf. aus externen Quellen zugeführten Biogases auf die 3 Verwertungsstränge und Verfahrensschritte„Verstromung",„Biogaswäsche/C02- Abscheidung/C02-Rekuperation" und„C02-Reformierung" (in den Figuren 1 bis 18 nicht explizit dargestellt). Mit der Aufteilung wird u.a. entschieden, welcher apparativer Aufwand und welcher weitere Energieeinsatz bei welchen Rahmenbedingungen getätigt werden soll. Mit sich ändernden Marktpreisen für genutzte Energie und erzeugte Energieträger kann es einmal technisch und/oder ökonomisch mehr Sinn machen, das treibhausgasreduzierte Biogas in den Verwertungsstrang„Biogas wäsche/C02- Abscheidung / C02-Rekuperation" zu geben, ein anderes Mal ist es sinnvoller, es zu einem möglichst großen Anteil in den Verwertungsstrang „C02-Reformierung" zu führen und in einem dritten Fall werden die technischen Parameter und/oder der Deckungsbeitrag am höchsten, wenn ein möglichst großer Anteil am Biogas verströmt wird (vgl. Anspruch 7). Durchaus möglich ist auch der Fall, dass eine ganz bestimmte prozentuale Aufteilung des Biogases auf die drei Verwertungsstränge im technischen und / oder ökonomischen Sinne optimal ist. Durch das Einziehen des Verfahrensschrittes„Biogasaufteilung" in das Gesamtverfahren ist eine flexible Steuerung bzw. Regelung der jeweiligen Biogasanteile möglich, so dass die Erzeugung der diversen Energieträger an die sich ändernden Rahmenbedingungen angepasst werden kann. Technisch erfolgt die Steuerung des Biogasstroms durch einfache Ventile in den entsprechenden Gasleitungen.
Sollten die Anlagen zur Erzeugung von Biogas und zur Abscheidung des C02 aus dem Biogas weiter voneinander entfernt sein wie das z.B. bei Biogasparks der Fall ist oder wenn mehrere kleinere Biogasanlagen eine größere Abscheidungseinheit mit Biogas beliefern, dann ist ein Transport des Biogases erforderlich. Von Vorteil weil technisch und ökonomisch weniger aufwändig ist es, wenn dieser Transport über eine Biogasleitung erfolgt. Möglich ist auch ein Transport mittels Tanks.
Ggf. werden die Gase„BioMethan" und„Regeneratives C02" in gasförmigem Zustand benö- tigt. Bei BioMethan ist dies z.B. dann der Fall, wenn kein Erdgasnetz vorhanden ist. Da es (noch) kein öffentliches C02-Netz gibt, ist es erforderlich, diese beiden Gase dann in Drucktanks abzufüllen und auszuliefern. Dies geschieht mit stromintensiven Kompressoren im Ver- fahrensschritt„Abfüllung". Auch hier wird treibhausgasreduzierter Strom eingesetzt, vorzugsweise treibhausgasarmer Strom, besonders vorzugsweise treibhausgasfreier Strom und insbesondere treibhausgasnegativer Strom.
Im Verfahrensschritt„Distribution" erfolgt die Verteilung der Gase„BioMethan" und„Rege- neratives C02" entweder über Gasleitungen oder wie beim BioMethanol mit mobilen Tanks. Wenn bei der Distribution der Gase Lkw eingesetzt werden, sollen diese mit treibhausgasfreiem oder treibhausgasnegativem BioMethan oder mit einer Mischung aus fossilem Diesel, treibhausgasfreiem bzw. treibhausgasnegativem BioMethan und fossilem Erdgas oder mit einem entsprechenden Erdgasäquivalent angetrieben werden. Die Treibhausgasbelastung des Prozessschrittes„Distribution" fällt dann auch bei einer Vermischung des BioMethans und des Erdgases mit fossilem Diesel zu einem Mischkraftstoff sehr gering aus, ggf. geht die THG-Belastung aufgrund einer Treibhausgasneutralität der Kraftstoffmischung sogar auf nahezu null zurück.
Wie bereits dargestellt treten in mehren Verfahrensschritten Volumeneffekte (scale effects bzw. economies of scale) auf. Es ist deshalb in jeder Ausführungsvariante von Vorteil, möglichst große Biogasanlagen zu errichten und zu betreiben (vgl. Anspruch 7).
Wenn es mit allen Schritten realisiert ist, dann kann mit dem hier offengelegten Verfahren THG-reduziertes, vorzugsweise THG-armes, besonders vorzugsweise THG-freies und insbesondere THG-negatives BioMethan erzeugt werden, dessen THG-Minderungseffekt ggü. Erdgas (CNG) mindestens 100 gC02-Äquivalente / kWhBi0Methan bzw. 180 gC02-Äquivalente / kWhßioMethan bzw. 236 gC02-Äquivalente / kWhßioMethan bzw. 336 gC02-Äquivalente / kWhßioMethan beträgt. Das vorzugsweise THG-negative BioMethan kann anschließend so mit fossilem und damit treibhausgasbelastetem Erdgas (Compressed Natural Gas = CNG; THG- Belastung well-to-wheel bei 236 gC02-Äquivalenten / kWhcNG) vermischt werden, dass das resultierende Mischgas jede beliebige THG-Belastung zwischen -468 gC02-Äquivalenten / kWhMisch as und +236 gC02-Äquivalente / kWliMischgas aufweist. Damit können mit dem neuen Verfahren sowohl eine ganze Reihe von Mischgasen mit unterschiedlicher THG-Reduktion erzeugt werden als auch ein absolut THG-freies Mischgas und sogar diverse THG-negative Mischgase. Diese Mischgase können als Kraftstoff im Verkehr oder in der Stromerzeugung eingesetzt werden. Bei der Vermarktung des Kraftstoffs ist es erforderlich und wichtig, eingängige und gut handhabbare THG-Effekte darstellen zu können. Eine THG-Minderung um z.B. 85 % ist für Endverbraucher eingängiger und klarer als eine THG-Minderung um 82 %. THG- Minderungseffekte werden deshalb z.B. auch in der Gesetzgebung auf 5 %-Punkte auf- oder abgerundet. Dementsprechend ist es von besonderem ökonomischem Vorteil, Mischgase anbieten zu können, deren THG-Minderungseffekt in die 5 %-Stufung fällt.
Das Blockdiagramm der Figur 19 zeigt die einfachste Ausfuhrungsvariante der erfindungsgemäßen Anlage. Sie gibt die gängigen Module einer Biogasanlage wieder, jedoch mit einem zusätzlichen Anlagenmodul zur Abscheidung von regenerativem C02 aus dem erzeugten Bio- gas, einem zusätzlichen Anlagenmodul zur Rekuperation des abgeschiedenen regenerativen C02 (in den Figuren 19 ff. ist das Anlagenmodul„C02-Rekuperation" nicht separat dargestellt, sondern gemeinsam mit dem Anlagenmodul„Biogas wäsche/C02- Abscheidung"), einem zusätzlichen, entfernt installierten geologischen Endlager zur Sequestierung des abgeschiedenen und rekuperierten regenerativen C02 und mit der Verwendung des in der Anlage erzeugten treibhausgasreduzierten BioMethans als THG-reduzierter bzw. THG-freier Gas- Kraftstoff (vgl. Anspruch 8).
Durch die Sequestierung des regenerativen C02 findet wie oben bereits dargelegt eine Entfernung von regenerativem C02 aus dem„kurzfristigen" C02-Kreislauf statt (der„langfristige" C02-Kreislauf beinhaltet die langfristige, fossile Einlagerung von Kohlenstoff in geologische Formationen). Die Entfernung von regenerativem C02 aus dem kurzfristigen C02-Kreislauf wird dem verbleibenden Energieträger zugerechnet, also dem BioMethan. Dieser Effekt ist gemäß neuer Erkenntnis des Erfinders so groß, dass die gemäß EU-Direktive„Renewable E- nergy Direktive (RED) 2009/28/EG" vom 23. April 2009 berechnete THG-Belastung des BioMethans negativ wird. Wie negativ, hängt davon ab, zu welchem Anteil das im Biogas enthaltene C02 abgeschieden wird und zu welchem Anteil das abgeschiedene C02 rekuperiert wird. Je höher beide Anteile sind, desto höher ist die C02-Minderung und desto besser die THG-Bilanz des resultierenden BioMethans (vgl. Anspruch 8). Durch die beschriebene Kombination einer Biogasanlage mit einer Gaswäscheanlage, mit Vorrichtungen zur Abscheidung und Rekuperation des regenerativen C02, mit entsprechenden Transportmitteln zum Transport des rekuperierten regenerativen C02 zu einen geologischen Endlager und schließlich mit der Sequestierung des regenerativen C02 in diesen geologischen Endlagern wird aus THG- belastetem Biogas mindestens ggü. konventionellem BioMethan THG-reduziertes BioMethan (gemäß EU-RED berechneter LCA-Wert wird < 137 g C02-Äquivalente / kWhBjoMethaji), vor- zugsweise THG-freies BioMethan (gemäß EU-RED berechneter LCA-Wert bei 0 g C02- Äquivalenten/kWhßioMethan) und besonders vorzugsweise THG-negatives BioMethan (gemäß EU-RED berechneter LCA-Wert < 0 g C02-Äquivalente / kWhBi0Methan)-
Die THG-Negativität des BioMethans macht es wie oben dargelegt möglich, das THG- negative BioMethan mit Erdgas zu vermischen, ohne das die THG-Bilanz des Mischgases die Nulllinie, also 0 gC02-Äquivalente/kWliMischgas, überschreitet. Deshalb sollen vor allem auch die erfindungsgemäßen Anlagenanordnungen zur Vermischung von treibhausgasreduziertem BioMethan mit (fossilem) Erdgas geschützt werden, insbesondere Anlagenanordnungen zur Vermischung von treibhausgasnegativem BioMethan mit (fossilem) Erdgas (vgl. Anspruch 9). Die entsprechenden Ausführungsvarianten sind in den Figuren 29 ff. beschrieben. Es sei jedoch ausdrücklich darauf hingewiesen, dass die in diesen Figuren beschriebenen zusätzlichen Anlagenmodule jeder Ausführungsvariante der Anlage hinzugefügt werden können.
Subvarianten der in Figur 19 beschriebenen Ausführungsvariante der Anlage können darin bestehen, dass das BioMethan nicht treibhausgasreduziert ist, sondern sogar treibhausgasfrei oder treibhausgasnegativ, oder darin, dass das BioMethan nicht als Kraftstoff Verwendung findet, sondern ganz allgemein als treibhausgasreduzierter oder als treibhausgasfreier oder treibhausgasnegativer Energieträger oder darin, dass das BioMethan als Kraftstoff im Verkehr eingesetzt wird (vgl. Anspruch 10).
In dieser einfachsten Ausführungsvariante der Anlage sind bei der Auswahl der Einsatzstoffe noch keine Veränderungen zu einer konventionellen Biogasanlage vorgesehen, es kommen nach wie vor relativ THG-reiche NawaRo zum Einsatz. Auch ein speziell eingerichtetes Lager zur umweltfreundlichen Lagerung der Einsatzstoffe wird in dieser Ausführungsvariante (noch) nicht eingesetzt, d.h. es wird (zunächst) nicht darauf geachtet, ob die eingelagerten Einsatzstoffe Methan oder Ammoniak oder Lachgas ausdünsten. Auch werden Verrottungs- prozesse (zunächst noch) zugelassen. Für den Transport der Einsatzstoffe vom Ort des Anfalls zur Biogasanlage werden (zunächst noch) konventionelle Transportmittel (Traktoren und Lkw) eingesetzt. Auch in dem für die Substrat-Annahme und die Substrat-Zwischenlagerung vorgesehenen Anlagenbereich wird wie bei der Substrat-Lagerung (noch) nicht darauf geachtet, ob es zu Ausdünstungen von Methan oder Ammoniak oder Lachgas kommt. Die Konversion der Biomasse in Biogas erfolgt wie von der Branche bislang praktiziert in konventionellen, einstufigen Fermentern. Da zunächst auch die Einsatzstoffe unverändert bleiben, weist das dabei entstehende Biogas (noch) keine THG-Reduzierung auf (siehe Figur 19).
Das (noch) konventionell erzeugte, THG-belastete Biogas und ggf. aus externen Quellen zugeführtes Biogas werden in den Anlagenmodulen uBiogaswäsche/C02-Abscheidung" und „C02-Rekuperation" zu BioMethan aufbereitet: das Biogas wird in einer Gasaufbereitungsan- lage„gewaschen", d.h. das im Biogas mit ca. 39 - 47 % enthaltene C02 und andere Gase (Schwefel, Ammoniak, Stickstoff, Sauerstoff, die zusammen zu ca. 5 % im Biogas enthalten sind) werden abgeschieden. Dies geschieht in konventionellen Anlagen (u.a. mit Druckwechsel-Technik) oder mit Anlagen zur Durchführung der Drucklosen Aminwäsche, vorzugsweise aber mit Kälte-Technik (Kryo-Technik; vgl. Anspruch 11). Das abgeschiedene, regenerative C02 wird aber nicht wie bislang üblich in die Atmosphäre entlassen, sondern erfindungsgemäß in einem Anlagenmodul„C02-Rekuperationseinrichtung" aufgefangen und in Drucktanks oder in Flüssigtanks oder in wärmeisolierten Behältern oder Räumen zwischengelagert oder in eine Kühlanlage oder in eine Gasleitung eingespeist (vgl. Anspruch 8). Die Verwen- dungsoptionen des rekuperierten regenerativen C02 umfassen die geologische Endlagerung (Sequestierung; siehe Anlagenvariante der Figur 19), seine Reformierung (siehe Ausfuhrungsvariante der Figur 32) und die Substitution fossilen C02 (siehe Ausführungsvariante der Figur 26).
Es ist von Vorteil, wenn für die C02-Abscheidung Anlagen eingesetzt werden, bei denen der Methanschlupf und die THG-Emission sehr gering sind (Methan ist 23 -mal so umweltschädlich wie Kohlenstoffdioxid). Das ist bei Anlagen zur drucklosen Aminwäsche der Fall (vgl. Anspruch 1). Wenn der Transport oder die Nutzung des C02 oder des resultierenden BioMe- thans in flüssiger Form erfolgen soll, ist es vorteilhaft, Anlagen einzusetzen, die mit Kälte arbeiten und das C02 in flüssiger Form bringen können und zwar mit relativ geringem weiterem Energieaufwand für die Abkühlung.
Es hat sich gezeigt, dass bei der Biogaswäsche bzw. bei der C02-Abscheidung Größeneffekte (scale effects) auftreten. Bei einer Verdopplung der Kapazität der eingesetzten Anlagen erhöht sich der apparative Aufwand nur minimal. Dadurch sinken die Stückkosten bzw. die Kosten pro m3 Biogas stark. Es ist deshalb von Vorteil, wenn die in den Anlagenmodulen „Anlagen zur Biogaswäsche/C02-Abscheidung" und„Anlagen zur Rekuperation von regenerativem C02" geführten Volumenströme gewisse Mindestgrößen aufweisen (vgl. Anspruch 1 1). Während die Abscheidung und Rekuperation des regenerativen C02 in den Anlagenmodulen „Biogaswäsche/C02-Abscheidung" und„CC -Rekuperation" vorgenommen wird, erfolgt die Endlagerung des (regenerativen) C02 in einem entfernt platzierten geologischen Endlager. Da bei der Sequestierung des rekuperierten regenerativen C02 bessere Treibhausgaseffekte ent- stehen als bei der Reformierung des rekuperierten C02 zu Methan (CH4) oder zu Methanol (CH3OH) und auch bessere Treibhausgaseffekte als bei der Substitution fossilen C02 durch das aufgefangene regenerative C02, ist es von Vorteil, wenn ein möglichst großer Anteil des Biogases in den Anlagenstrang„Biogaswäsche/C02-Abscheidung/C02-Rekuperation" geleitet wird (vgl. Anspruch 1 1), hiervon ein möglichst großer Teil abgeschieden und aufgefangen wird (vgl. Anspruch 11) und hiervon ein möglichst großer Teil sequestiert wird, denn es könnte auch in die Reformierung (siehe Ausführungsvariante der Figur 32) oder in die Ver- stromung geführt werden (siehe Ausführungsvariante der Figur 31).
Da das C02 nur an ausgewählten Orten geologisch endgelagert werden kann, muss es i.d.R. von der Abscheidungs- und Rekuperationsvorrichtung zum Sequestierungsort transportiert werden. Dies geschieht abgekühlt in Flüssigkeitstanks oder gasförmig in Drucktanks oder in fester Form als Trockeneis oder gasförmig über eine C02-Leitung. Außer für den Transport mittels dezidierter Gasleitung werden als Transportmittel vorzugsweise Lkw und/oder Schiffe eingesetzt, die THG-freien Kraftstoff nutzen.
In Figur 20 ist als Blockdiagramm dargestellt, dass die THG-Belastung bzw. die THG-Bilanz des in der Anlage erzeugten BioMethans allein durch eine erfindungsgemäße Auswahl der Einsatzstoffe weiter verbessert werden kann. Wenn nicht die konventionellen, THG-reichen Gärsubstrate Mais, Getreideganzpflanzenschnitt, Rüben und Getreidekörner eingesetzt werden, sondern THG-arme Gärsubstrate wie z.B. Landschaftspflegegut, Aufwuchs von extensiv bewirtschafteten Flächen, Gras und Miskanthus, reduziert sich die THG-Belastung des er- zeugten Biogases. Aus konventionellem Biogas wird dadurch THG-reduziertes Biogas. Die THG-Reduktion ist dabei umso größer, je höher der Anteil der THG-armen NawaRo an dem gesamten Frischmasse-Input ist.
Die Auswahl der Einsatzstoffe umfasst in der Ausführungsvariante der Figur 21 ausschließlich treibhausgasfreies Stroh und treibhausgasfreie landwirtschaftliche Reststoffe (darunter strohhaltiger Wirtschaftsdünger). Bei diesen Einsatzstoffen entfallen der THG-intensive Substratanbau und die ebenfalls THG-intensive Substraternte. Stroh muss z.B. nur noch zu Ballen gepresst und eingesammelt werden, beim strohhaltigen Festmist entfällt selbst das Pressen, er muss nur noch eingesammelt werden. Hinsichtlich der Treibhausgasbelastung des Biogases wird mit dieser Auswahl ggü. allen NawaRo (treibhausgasreichen als auch treibhausgasarmen NawaRo) ein erster Vorsprung erzielt, d.h., bis inklusive der Substraternte wird mit einer THG-Belastung von null oder nahezu null gearbeitet. Für die Nutzung von ammoniakhalti- gern Wirtschaftsdünger gibt es - wie oben dargelegt - sogar THG-Gutschriften. Diese sind für Geflügelmist besonders hoch, denn Geflügelmist enthält relativ viel Ammoniak und Ammonium, aus dem sich das besonders umweltschädliche Lachgas bildet (s.o.). Die diversen Festmiste werden unmittelbar nach deren Ausräumung aus dem Stall aufgenommen und zur Biogasanlage gebracht. Wenn der Anteil des Geflügelmistes an den Einsatzstoffen ausreichend hoch ist, kann das in den Fermentern erzeugte Biogas zusammen mit den Reduktionen der
THG-Emission bei der Substrat-Lagerung und dem Substrat-Transport sogar negativ mit THG „belastet" sein.
Bei der Substrat-Lagerung wird darauf geachtet, dass die eingelagerten Einsatzstoffe nicht Methan, Ammoniak, C02 oder Lachgas ausdünsten. Auch werden Verrottungsprozesse mög- liehst unterbunden, weil die dabei stattfindenden Oxidationsprozesse mit der Produktion von C02 verbunden sind. Z.B. wird das Stroh trocken gelagert, so dass keine (aeroben) Verrottungsprozesse stattfinden können und damit kein C02 in die Atmosphäre gelangt.
Beim Substrat-Transport der Biomassen vom Ort des Anfalls zur Biogasanlage werden erfindungsgemäß innovative Traktoren und Lkw eingesetzt, die mit treibhausgasfreiem, vorzugs- weise mit treibhausgasnegativem BioMethan betrieben werden oder mit einer Mischung aus fossilem Diesel, treibhausgasfreiem bzw. treibhausgasnegativem BioMethan und fossilem Erdgas oder mit einem entsprechenden Erdgasäquivalent (vgl. Anspruch 1). Die Treibhausgasbelastung des Transports fällt damit auch bei einer Vermischung des BioMethans und des Erdgases mit fossilem Diesel sehr gering aus. Vorzugsweise geht die THG-Belastung des für den Biomassetransport eingesetzten Kraftstoffs sogar auf null zurück. Positiv wirkt sich darüber hinaus aus, dass die Transportmittel beim Transport der Biomasse - außer beim Transport von Stroh - abgedeckt sind.
Selbstverständlich können Stroh und strohhaltige Substrate auch den bereits aufgeführten Einsatzstoffen zugemischt werden. Der gewünschte THG-Effekt ist am größten, wenn der Anteil des Strohs bzw. der strohhaltigen Einsatzstoffe möglichst hoch ist (vgl. Anspruch 13). Das Blockdiagramm der Figur 22 bildet eine vorteilhafte Weiterbildung der in Figur 21 beschriebenen Anlage ab. Der Biogasanlage wird ein Anlagenbereich„Substrat-Annahme/- Zwischenlagerung" hinzugefügt. Dieser ist mit Einrichtungen versehen, die Ausdünstungen vom Methan oder Lachgas auffangen und neutralisieren. Das ist z.B. möglich, wenn die Sub- strat-Annahme in der Biogasanlage in einem komplett eingehausten Annahmebereich erfolgt, der Zwischenspeicher ebenfalls komplett eingehaust ist, und beide Bereiche an eine Unterdruckentlüftung angeschlossen sind, die wiederum in den Verbrennungsluftstrom von BHKW entlüftet. Auch werden Verrottungsprozesse durch eine entsprechende Belüftung oder eine Trockenlagerung möglichst unterbunden, so dass möglichst kein C02 freigesetzt wird. Die Figur 23 zeigt eine positive Weiterbildung der in Figur 22 beschriebenen Anlage. Beim Einsatz von Stroh bzw. strohhaltigen Stoffen ist es gasertragsfördernd, diese Gärsubstrate einer Vorbehandlung zu unterziehen. Das geschieht in optionalen Anlagen zur Vorbehandlung bzw. zum Aufschluss von Stroh. Ein höherer Gasertrag pro Tonne Input hat zur Folge, dass letztlich mehr fossile Energieträger ersetzt werden und damit eine vergrößerte Menge an Treibhausgasen vermieden wird.
Als Anlagen zur Vorbehandlung von Stroh und/oder strohhaltigen Einsatzstoffen kommen für eine Zerkleinerung des Strohs insbesondere Mühlen (Hammermühlen, Kugelmühlen) in Betracht, für das Einweichen des Strohs bzw. der strohhaltigen Einsatzstoffe in säurehaltigen Lösungen Becken und Behälter, für die Vorbehandlung des Strohs mit Sattdampf Anlagen zur Vorbehandlung mittels Dampfexplosion (steam explosion) und Anlagen zur Vorbehandlung mittels Thermodruckhydrolyse und für die Vorbehandlung des Strohs mittels Vermischung mit Festmist oder mit Gülle entsprechenden Flächen oder Siloanlagen und für die Zugabe von Exo-Enzymen entsprechende Sprüh- oder Verteileinrichtungen. Die Anlagen zur Vorbehandlung des Strohs und der strohhaltigen Einsatzstoffe sind so ausgewählt und konfiguriert, dass der in diesen Anlagen eingesetzte Endenergieaufwand kleiner ist als der auf den Einsatz dieser zusätzlichen Anlagen zurückzuführende zusätzliche Endenergieertrag aus den Einsatzstoffen. Ferner werden vorzugsweise THG-reduzierte Energieträger und Energien eingesetzt, besonders vorzugsweise THG-freie Energieträger und Energien und insbesondere THG-negative Energieträger und Energien (vgl. Anspruch 8). In einer vorteilhaften Weiterbildungsvariante zur in Figur 23 beschriebenen Anlagenkonfiguration ist in Figur 24 eine Anlage dargestellt, mit dem die THG-Bilanz durch den Einsatz von Biomüll (der organische Anteil von Haushaltsmüll und gewerblichem Müll) als Gärsubstrat gering gehalten wird (vgl. Anspruch 13). Der Einsatz von Biomüll in der Biogasanlage ist vorteilhaft, wenn im Einzugsbereich der Biogasanlage nicht genügend Stroh und strohhaltige Einsatzstoffe aufzutreiben sind. Da Biomüll kaum mit THG-Emissionen belastet ist, findet allein durch den Wechsel von NawaRo auf Biomüll eine Verbesserung des THG- Wertes des Biogases statt. Zusammen mit der bereits in den Figuren 19 bis 23 dargestellten C02-
Abscheidung, -Rekuperation und -Sequestierung und mit den resultierenden THG-Effekten bleibt die THG-Bilanz der Anlage auch dann weiter niedrig, wenn Stroh und strohhaltige Einsatzstoffe nicht in ausreichender Menge zu beschaffen sind. Der durch diese Substratauswahl bedingte THG-Effekt ist umso stärker, je höher der Anteil des Biomülls an der Frisch- masse ist (vgl. Anspruch 13).
Figur 25 zeigt die Möglichkeit, jeden Stoff aus der Palette Stroh, Strohhaltige Einsatzstoffe, Biomüll, THG-arme NawaRo und THG-reiche NawaRo als Gärsubstrat in der Anlage einzusetzen. Es sei ausdrücklich darauf verwiesen, dass die in diesem Ausführungsbeispiel beschriebene Anlage grundsätzlich auch mit anderen organischen Gärsubstraten als den aufge- führten Einsatzstoffen betrieben werden kann und ohne die Anlagenmodule„Annahmebereich und Zwischenlager" und/oder„Vorbehandlungsanlagen".
Beim Transport der Biomasse vom Ort des Anfalls zur Biogasanlage werden - wie oben dargestellt -erfindungsgemäß innovative Traktoren und Lkw eingesetzt, die mit treibhausgasfrei- em, vorzugsweise mit treibhausgasnegativem BioMethan betrieben werden oder mit einer Mi- schung aus fossilem Diesel, treibhausgasfreiem bzw. treibhausgasnegativem BioMethan und fossilem Erdgas oder mit einem entsprechenden Erdgasäquivalent (vgl. Anspruch 1). Die diversen Festmiste werden unmittelbar nach deren Ausräumung aus dem Stall verladen und in ein BGA-internes, eingehaustes und mit einer Unterdruckentlüftung versehenes Zwischenlager (s.u.) gebracht. Die von den Transportmitteln verursachte Treibhausgasbelastung fällt da- mit auch bei einer Vermischung des BioMethans und des Erdgases mit fossilem Diesel sehr gering aus, vorzugsweise geht die THG-Belastung des eingesetzten Kraftstoffs sogar auf null zurück. Positiv wirkt sich darüber hinaus aus, dass die Transportmittel beim Transport der Biomasse außer beim Transport von Stroh abgedeckt sind.
Für die THG-Bilanz des Produkts„Ggü. herkömmlichem BioMethan treibhausgasreduziertes BioMethan" ist es bedeutsam, insbesondere im Fall der Zuführung von Biogas aus externen Quellen, dass das aufzubereitende Biogas möglichst wenig mit Treibhausgasen belastet ist, denn dann kommt die aus der C02-Abscheidung, -Rekuperation und -Sequestierung resultierende C02-Minderung noch besser zum Tragen.
In dieser und den folgenden Ausführungsvariante soll auch subsumiert sein, dass in allen Anlagenmodulen, in denen Strom oder Wärme zum Einsatz kommen, diese aus regenerativen Quellen stammen bzw. besonders geringe THG-Emissionen aufweisen (vgl. Anspruch 1).
In der Ausführungsvariante der Figur 26 kommt als alternative Verwendung des in den Anlagenmodulen„Biogaswäsche/C02-Abscheidung" und„C02-Rekuperation" abgeschiedenen und rekuperierten C02 zu der Option„C02-Sequestierung" die Option„Stoffliches Substitution fossilen C02" (vgl. Anspruch 1). Wenn stoffliches C02 aus fossilen Quellen, z.B. aus Erd- gas hergestelltes Trockeneis, durch C02 aus der beschriebenen Anlagenkonfiguration ersetzt wird, ergibt sich ein THG-Vermeidungseffekt. Das nicht benötigte fossile C02 wird nicht länger erzeugt, was die Umwelt entlastet. Dieser Effekt wird dem BioMethan zugerechnet.
Vorzugsweise werden größere Mengen an regenerativem C02 in der Industrie dann eingesetzt, wenn die Alternative der C02-Sequestierung nicht zur Verfügung steht. Am einfachsten ist die Substitution von fossilem Trockeneis durch Trockeneis, das mittels Kryo-Technik ohne besonderen weiteren Aufwand bereits nach der C02-Rekuperation erzeugt werden kann.
Hinsichtlich der Kombination der zusätzlichen Verwendungsoption„Stoffliche Substitution fossilen C02" mit den jeweils vorgesehenen Anlagenmodulen sollen auch Ausführungsvarianten ohne die C02-Sequestierung und/oder ohne die Anlagenmodule„Vorbehandlungsanla- gen" und/oder„Annahmebereich und Zwischenlager" geschützt werden.
In der Figur 27 ist eine vorteilhafte Ausführungsvariante der in Figur 26 beschriebenen Anlagenkonfiguration dargestellt, wobei die in dem mindestens einen Fermenter anfallenden Gärreste als Mineraldünger-Substitut Verwendung finden. Die Substituierung von Mineraldünger vermeidet zusätzliche, mit der Produktion und der Ausbringung des Mineraldüngers verbun- dene THG-Emissionen. Diese Vermeidung von THG-Emissionen wird dem Hauptprodukt der Anlage, dem BioMethan, zugerechnet, dessen THG-Bilanz sich dadurch erheblich verbessert.
Die Figur 28 zeigt eine vorteilhafte Weiterbildung der in Figur 27 aufgeführten Anlagenkonfiguration. Die Gärreste aus dem mindestens einen Fermenter werden in mindestens einen zusätzlichen Nachgärer geführt, wodurch zusätzliches treibhausgasreduziertes Biogas entsteht. Zusätzliches Biogas aus derselben Inputmenge bedeutet eine Erhöhung der Substrateffizienz. Um dieselbe Menge an THG-reduziertem Gas-Kraftstoff zu erzeugen, sind bei einer höheren Substrateffizienz weniger Einsatzstoffe erforderlich. Das ist für den Betreiber der Anlagen von erheblichem Vorteil. Das Anlagenmodul„Nachgärer" kann auch in alle anderen Anlagenkonfigurationen integriert werden, also auch in die in den Figuren 19 bis 26 beschriebenen Anlagenkonfigurationen. Diese Kombinationen sollen ebenfalls geschützt werden.
Die in Figur 29 dargestellte Anlagenkonfiguration ist eine vorteilhafte Weiterbildung der in Figur 28 beschriebenen Ausführungsvariante der Anlage. Die Anlage wird verbessert, indem die Distribution des THG-reduzierten BioMethans nach einer entsprechenden Einspeisung über ein Erdgasnetz erfolgt.
Das aus der Gaswäsche resultierende THG-reduzierte BioMethan wird mittels mindestens einem Kompressormodul auf ein etwas höheres Druckniveau komprimiert, als in dem Erdgasnetzabschnitt herrscht, in den es eingespeist werden soll. Kompressoren sind in der Regel stromintensiv. Der relative, auf eine bestimmte Gasmenge bezogene Stromaufwand nimmt jedoch mit zunehmender Größe des Kompressormoduls ab. Es ist daher nicht zuletzt für die THG-Bilanz von Vorteil, wenn die Einspeisemenge möglichst groß ausfällt (vgl. Anspruch 1 1). Als Strom wird auch in diesem Anlagenmodul möglichst THG-reduzierter, vorzugsweise THG-freier Strom eingesetzt (vgl. Anspruch 1). Mit der Komprimierung wird aus dem druck- losen oder mit mäßigem Druck versehenen BioMethan sogenanntes„Compressed BioMetha- ne" (im Folgenden auch CBM).
Das CBM wird in den vorgesehenen Abschnitt eines Erdgas- oder BioMethannetzes eingespeist. Bei dem physischen oder virtuell-statistischen Transport des eingespeisten und ggü. konventionellem BioMethan treibhausgasreduzierten CBM zum Verbraucher vermischt sich das eingespeiste BioMethan mit dem im Netz befindlichen Erdgas, es kann physisch nicht mehr von dem Erdgas getrennt werden. Diese Vermischung ist gewollt, denn es ist nicht vorgesehen, pures CBM zu vermarkten, sondern eben eine Mischung aus CBM und Erdgas (CNG) oder ein entsprechendes Erdgasäquivalent.
Das zusätzliche Kompressormodul kann in jede der vorstehenden Ausführungsvarianten der Anlage integriert werden. Diese optionale Integration soll ebenfalls geschützt werden. Die in Figur 30 im Blockdiagramm dargestellte Anlagenkonfiguration ist eine vorteilhafte Weiterbildung der in Figur 29 beschriebenen Ausführungsvariante der Anlage. Aufgrund der unmöglichen physischen Trennung von CBM und CNG wird ausgespeistes Gas dem eingespeisten Gas über Energieäquivalente oder bei gleichem Energiegehalt der Gase über Norm- mengen (Nm3) gegenübergestellt. Wenn sich die ausgespeisten und eingespeisten Energiemengen entsprechen, können die Ausspeisemengen als„reines CBM" bezeichnet werden. Sind die ausgespeisten Energiemengen größer als die eingespeisten Energiemengen, dann handelt es sich bei dem ausgespeisten Gas um eine„CBM"-/CNG-Mischung.
Aus dem Erdgas- oder BioMethannetz, in das das CBM eingespeist wurde, kann an jedem be- liebigen Ausspeisepunkt des Netzes also eine energieäquivalente Menge an Erdgas bzw.
BioMethan (,,CBM"-Gas) entnommen werden, die per virtuell-statistischer Verrechnung mit exakt den gleichen (negativen) THG- Werten„belastet" ist wie das eingespeiste CBM. Physisch ist das entnommene Gas zwar nicht mit dem eingespeisten CBM identisch, aber dafür nutzen andere als der an der an den dezidierten Ausspeisepunkt angeschlossene Erdgas- Verbraucher ohne es zu wissen zu einem mehr oder weniger großen Teil das eingespeiste
CBM. Bei der Verwendung des ausgespeisten Mischgases emittieren sie entsprechend geringere Mengen an langfristigem, fossilen C02. Stöcheometrisch bleibt die entstehende C02- Menge zwar unverändert, es stammt eben nur ein gewisser Anteil aus dem„kurzfristigen" C02-Kreislauf und eben nicht aus dem langfristigen, fossilen C02-Kreislauf. Wenn das ausgespeiste Gas hinsichtlich der Energiemenge genau der eingespeisten CBM- Menge entspricht, können einer ausgespeisten Gasmenge genau die THG-Effekte des eingespeisten CBM zugeschrieben werden. Wenn die Ausspeisemenge in Nm3 gemessen größer ist als die CBM-Ein-speisemenge, dann findet eine„Verdünnung" (Dillution) des THG-Effekts statt. Diese Verdünnung kann so weit getrieben werden, bis der gewünschte THG- Wert er- reicht ist. Wenn sich die THG-„Belastung" des eingespeisten CBM z.B. auf -468 gC02-
Äquivalente/kWhcBM beläuft und ein TGH-freies Mischgas ausgespeist werden soll, können an einem dezidierten Ausspeisepunkt insgesamt 2,98 kWh ausgespeist werden (1 kWhcBM mit einer THG-Belastung von -468 gC02-Äq/kWhCBM und 1,98 kWhcNG mit einer THG- Belastung von +236 gC02-Äq/kWhcNG)- Die gemeinsame bzw. durchschnittliche THG- Belastung liegt dann bei 0 gC02-Äquivalenten / kWhAuSspeisegas- Dieses Ausspeisegas kann u.a. als THG-reduzierter oder THG-freier Kraftstoff verwendet werden. Die Verdünnung kann auch so weit gehen, dass ein THG-Wert zwischen 0 und 235 gC02-Äq / kWliAus-speisegas oder zwischen 0 und 301 gC02-Äq/kWhAuSspeisegas erreicht wird. Diese Ausspeisegase gelten dann im ersten Fall als ggü. Erdgas (CNG) THG-reduziert und im zweiten Fall als ggü. Benzin THG-reduziert. BioMethan gilt als ggü. konventionellem BioMethan THG-reduziert, wenn dessen THG-Wert (aus Mais erzeugtes BioMethan gemäß neuester Studien ca. 140 - 234 gC02-Äquivalente / kWhßioMethan) unterschritten wird.
Liegt die THG-Belastung des ausgespeisten Gases bei 0 gC02-Äquivalente/kWhcBM oder darunter, dann kann das ausgespeiste„CBM" als treibhausgasfreier Energieträger bzw. Kraftstoff bezeichnet und als solcher eingesetzt werden. Liegt sie für das ausgespeiste„CBM" über 0 gC02-Äquivalente / kWhcBM, aber noch unter 236 gC02-Äquivalente/kWhcBM, dann kann das ausgespeiste„CBM" als ggü. Erdgas treibhausgasreduzierter Energieträger bzw. Kraftstoff bezeichnet werden. Das Selbe gilt für ausgespeiste„CBM"-/CNG-Mischungen: wenn deren THG-Belastung zwischen 1 und 235 gC02-Äquivalente / kWliMischgas liegt, ist das Mischgas ggü. Erdgas THG-reduziert; beträgt die THG-Belastung 0 gC02-Äquivalente / kWliMischgas, dann handelt es sich um THG-freies Mischgas, liegt sie darunter, dann ist das Mischgas THG-negativ.
Es ist vorteilhaft, das ausgespeiste„CBM" und die„CBM"-/CNG-Mischungen als treibhaus- gas-reduzierte bzw. treibhausgasfreie Kraftstoffe einzusetzen, vorzugsweise im Verkehr (vgl. Ansprüche 10 und 16). Da in Deutschland mit rd. 0,2 % des Kfz-Bestandes heute kaum mit CNG betriebene Gasfahrzeuge in Betrieb sind und damit jedes neue, mit CBM betriebene Gasfahrzeug ein Benzin- oder Dieselfahrzeug ersetzt, ergibt sich die effektive THG- Reduktion als Differenz zwischen der THG-Be-lastung von Benzin und der jeweiligen THG- Belastung des„CBM" bzw. des„CBM"-/CNG-Mischgases. Bei einer THG-Belastung des „CBM"-/CNG-Mischgases von z.B. 40 gC02-Äquivalenten / kWhMiSChgas beträgt die THG- Reduktion ggü. Benzin 262 gC02-Äquivalente/kWh bzw. rd. 87 %, bei einer THG-Belastung des„CBM"-/CNG-Mischgases von 0 gC02-Äquivalenten/kWhMischgas 302 gC02- Äquivalente/kWhMischgas bzw. rd. 100%.
Die Figur 31 zeigt eine Anlagenkonfiguration, die in alle Ausführungsvarianten integriert werden kann: die teilweise oder vollständige Verstromung des in der Biogasanlage erzeugten treibhausgasreduzierten Biogases. Durch die Verwendung treibhausgasreduzierten Biogases werden der erzeugte Strom und die erzeugte Wärme ebenfalls THG-reduziert. Was den Strom betrifft, wird die Anlage dadurch energieautark. Solange die Optionen der C02-Abscheidung und der C02-Reformierung nicht zur Verfügung stehen, ist es von Vorteil, das gesamte Biogas zu verströmen (vgl. Anspruch 11).
Da BioMethan, das in einer der hier beschriebenen Ausführungsvarianten erzeugt wurde, meist wertvoller ist als verströmtes Biogas, insbesondere als Kraftstoff, kann es von Vorteil sein, den Biogasanteil, der in die Verstromungsanlagen geht, zu minimieren. Dies geschieht u.a. dadurch, dass die Biogasverstromung auf den Eigenbedarf begrenzt wird.
Es hat sich erwiesen, dass bei der Verstromung von Biogas Größen- bzw. Volumeneffekte (scale effects) auftreten. Je größer die Generatorsets (BHKW) oder Brennstoffzellen oder ORC -Anlagen sind, desto höher fällt der elektrische Wirkungsgrad aus. Es ist deshalb von Vorteil, wenn die Verstromungsanlagen eine gewisse Mindestgröße aufweisen, insbesondere dann, wenn aus irgendwelchen Gründen die Biogasmengen, die in den Anlagenstrang„Bio- gaswäsche/C02-Abscheidung/C02-Rekuperation" und/oder den Anlagenstrang„C02- Reformierung" (s.u.) und / oder den Anlagenstrang„Stoffliche Substitution fossilen C02" gehen, zurückgefahren werden müssen und der überwiegende Teil des Biogases in die Verstromungsanlagen geht. Es ist ferner von Vorteil, wenn nur Verstromungsanlagen mit höchsten elektrischen Wirkungsgraden zum Einsatz kommen. Da das in den Anlagenstrang„Verstromung" geführte Biogas mindestens treibhausgasreduziert ist, weist auch der in diesem Anlagenstrang erzeugte Strom gute bis sehr gute THG- Werte auf (s.o.). Diese guten bis sehr guten THG- Werte werden dem selbst erzeugten Strom und der selbst erzeugten Wärme bei anlageninterner Verwendung quasi mitgegeben, wodurch die Anlagenmodule, in denen dieser THG- reduzierte bzw. THG-freie Strom und die THG-reduzierte bzw. THG-freie Wärme zum Einsatz kommen, hinsichtlich ihrer THG- Werte entlastet werden.
In der Ausführungsvariante der Figur 32, die eine vorteilhafte Weiterbildung der in Figur 31 beschriebenen Anlage darstellt, wird das THG-reduzierte Biogas aus dem mindestens einen Fermenter und dem mindestens einen Nachgärer in Ergänzung oder optional zu den Anlagenmodulen„Biogaswäsche/C02-Abscheidung" und„C02-Rekuperation" sowie
„BHKW/ORC/Brennstoffzelle" in ein Anlagenmodul„C02-Reformierung" geführt und dort zu THG-reduziertem B10-CH4 (SynMethan) oder zu THG-reduziertem BioMethanol (Syn- Methanol) aufbereitet. Dazu wird dem im Biogas enthaltenen C02 in der Reformierungsanla- ge Wasserstoff zugefügt (vgl. Anspruch 1). Diese beiden Stoffe reagieren unter Zugabe von Druck gemäß dem bekannten Sabatier-Prozess zu Methan (CH4) bzw. gemäß der bekannten Dampfreformierung zu Methanol (CH3OH). Aufgrund der mindestens THG-reduzierten Einsatzstoffe und der in den diversen Anlagenmodulen eingesetzten mindestens THG- reduzierten Energieträger bzw. Energien sind das erzeugte SynMethan und das SynMethanol ebenfalls mindestens THG-reduziert. Das SynMethanol wird vorzugsweise als THG- reduzierte Kraftstoffkomponente verwendet. Das mindestens THG-reduzierte SynMethan wird entweder dem aus den Anlagenmodulen „Biogaswäsche/C02-Abscheidung" und„C02-Rekuperation" entstammenden BioMethan beigemischt oder ersetzt dieses, d.h. das SynMethan wird im letzteren Fall an Stelle des Bio- Methans auf etwas über dem Druckniveau eines Erdgas- bzw. BioMethannetzes hochverdichtet und ins Erdgasnetz eingespeist. Die Verwendung ist die gleiche wie in Figur 30 beschrie- ben.
Für die Reformierung von C02 zu Methanol (CH3OH) haben sich Dampfreformierungsanla- gen bewährt. Der Einsatz dieser Anlagentechnik ist hinsichtlich der Funktionsfähigkeit und des apparativen Aufwands relativ risikolos und deshalb von Vorteil.
Wenn große Mengen an treibhausgasreduzierten bzw. treibhausgasfreien Energieträgern, ins- besondere an Strom, günstig zur Verfügung stehen, kann es von Vorteil sein, einen möglichst großen Teil des Biogases nicht in den Anlagenstrang„Biogaswäsche/C02-Abscheidung/C02- Rekuperation" zu leiten, sondern in den Produktionsstrang„C02-Reformierung" (vgl. Anspruch 11).
Die im Anlagenmodul„C02-Reformierung" benötigten Strom- und Wärmemengen werden vorzugsweise aus regenerativen oder zumindest treibhausgasarmen Energieträgern gedeckt (vgl. Anspruch 1). Auch bei der C02-Reformierung treten Volumeneffekte (scale effects) auf, so dass es von Vorteil ist, wenn der Volumenstrom der zugeführten Gase möglichst groß ist (vgl. Anspruch 1 1). Für die THG-Bilanz der mittels C02-Reformierung erzeugten Energieträger ist es von Vorteil, wenn das zugeführte Biogas möglichst wenig mit THG-Emissionen be- lastet ist, daher ist die Umsetzung möglichst jeder der aufgeführten Maßnahmen zur Minderung von THG-Emissionen vorteilhaft bzw. zwingend.
Sollten die Anlagen zur Erzeugung von Biogas und zur C02-Reformierung des Biogases weiter voneinander entfernt sein - wie das z.B. bei Biogasparks der Fall ist oder wenn mehrere kleinere Biogasanlagen eine größere Biogasaufbereitungsanlage mit Biogas beliefern - dann ist ein Transport des Biogases von der Biogasanlage zur Biogasaufbereitungsanlage erforder- lieh. Von Vorteil, weil technisch und ökonomisch weniger aufwändig, ist es, wenn dieser Transport über eine Biogasleitung erfolgt (vgl. Anspruch 12). Das Gleiche gilt für die Ab- scheidung und Reformierung von regenerativem C02. Sollten die Anlagen zur Abscheidung von regenerativem C02 und zur Reformierung des regenerativen C02 weiter voneinander ent- fernt sein - wie das z.B. bei Biogasparks der Fall ist oder wenn mehrere kleinere Gaswäschebzw. Abscheideanlagen eine größere Reformierungseinheit mit regenerativem C02 beliefern - dann ist ein entsprechender Transport des C02 erforderlich. Von Vorteil weil technisch und ökonomisch weniger aufwändig ist es, wenn dieser Transport über eine spezielle C02-Leitung erfolgt (vgl. Anspruch 12). Um im Anlagenmodul„C02-Reformierung" eine Reformierung von C02 in CH4 durchführen zu können (C02 ist im Biogas zu ca. 40 % bis 47 % enthalten oder wird in fast reiner Form aus dem Anlagenmodul„Biogaswäsche/C02-Abscheidung/C02-Rekuperation" zugeführt), muss Wasserstoff in ausreichender Menge zugegeben werden. Um die gute THG-Bilanz der Inputstoffe des Anlagenmoduls„C02-Reformierung" aufrecht zu erhalten, sollte dieser Was- serstoff aus regenerativen Quellen stammen bzw. nicht mit THG-Emissionen belastet sein. Die Nutzung fossiler Quellen und/oder Energieträger verbietet sich daher. Von Vorteil ist es, den benötigten Wasserstoff mittels Elektrolyse zu erzeugen, wobei der dafür eingesetzte Strom vorzugsweise aus regenerativen Quellen stammen sollte (vgl. Anspruch 1). Im Prinzip ist jeder Strom für die Elektrolyse geeignet, der auf gemäß LCA < 100 gC02- Äquivalente/kWhei treibhausgasreduziert ist. Vorzugsweise wird Strom aus Wind- oder Wasserkraft oder aus Geothermie oder aus Solaranlagen oder mittels Photovoltaik gewonnener Strom oder aus Biomasse erzeugter Strom eingesetzt. In Frage kommt dabei auch Strom, der mittels der hier offengelegten Anlagenkonfiguration erzeugt wurde (vgl. Figuren 31 ff.) sowie Atom- und Fusionsstrom (vgl. Anspruch 1). Unter Umständen kann es Sinn machen, THG- Emissionen in Kauf zu nehmen, z.B., wenn der für die Elektrolyse benötigte Strom besonders günstig ist.
Wenn das treibhausgasreduzierte SynMethan (in den Figuren 19 ff. als„B10-CH4" bezeichnet) oder das treibhausgasreduzierte SynMethanol (in den Figuren 32 ff. als Bio-CH3OH bezeichnet) fossile Energieträger substituieren, kommt es zu einer THG-Vermeidung. Im Rahmen der Substitutionsmengen führt das dazu, dass der oder die substituierten fossilen Energieträger nicht zum Einsatz kommen und damit kein weiteres fossiles C02 in die Umwelt gelangt. In diesem Fall wird zwar kein C02 dauerhaft aus dem C02-Kreislauf entfernt, dafür wird aber durch die Substitution fossiler Energieträger verhindert, dass zusätzliches fossiles C02 in die Atmosphäre kommt.
In der Figur 33 ist aufbauend auf der in Figur 32 beschriebenen Anlagenkonfiguration eine vorteilhafte Ausführungsvariante beschrieben, in der das rekuperierte C02 nicht vollständig in ein geologisches Endlager geführt wird, sondern in die C02-Reformierungsanlage. Hinsichtlich der THG-Bilanz und/oder der Herstellungskosten und/oder des ökonomischen Deckungsbeitrags kann es nämlich von Vorteil sein, wenn eine möglichst große Menge von dem abgeschiedenen und rekuperierten C02 in die C02-Reformierung geleitet wird, wo aus dem regenerativen C02 ein regenerativer Energieträger hergestellt wird, der fossile Energieträger sub- stituiert (s.o.).
In der vorteilhaften Ausführungsvariante der Figur 34 wird in Ergänzung oder alternativ zur Kompressoranlage das aus den Anlagenmodulen„Biogaswäsche/C02-Abscheidung" und „C02-Rekuperation" stammende THG-reduzierte BioMethan in ein Anlagenmodul zur netzexternen Vermischung geführt, wo es bereits vor der Einspeisung ins Erdgasnetz mit Erdgas, vorzugsweise mit komprimiertem Erdgas (Compressed Natural Gas - CNG) vermischt wird. Diese netzexterne Vermischung kann auf verschiedenen Druckniveaus stattfinden: a) drucklos, d.h. auf dem Niveau der Umgebungsluft, b) auf dem Druckniveau des aus einem Erdgasnetz entnommenen Erdgases und c) auf jedem beliebigen Druckniveau zwischen a) und b). Von Vorteil ist es, gemäß b) vorzugehen und das aus dem Erdgasnetz entnommene CNG auf seinem Druckniveau zu belassen, nur das BioMethan zu verdichten und eine netzexterne Vermischung der beiden Gase auf diesem Druckniveau vorzunehmen. So spart man den mit einer Entspannung einhergehenden Energieeinsatz für das Wiederverdichten des Erdgases ein.
Das vorkomprimierte BioMethan wird also physisch mit dem aus dem Erdgasnetz entnommenen und nicht entspannten CNG vermischt. Nach der netzexternen Vermischung wird das vorkomprimierte Mischgas noch etwas weiter komprimiert, so dass es gegen den Druck des Erdgasnetzes in dieses eingespeist werden kann. Die im diesem Anlagenmodul eingesetzten Energien sollten regenerativen Quellen entstammen, die vorzugsweise treibhausgasarm sind und besonders vorzugsweise treibhausgasfrei.
Dieses Anlagenmodul zur netzexternen Vermischung von treibhausgasreduziertem BioMethan und CNG kann als eigenständiges Anlagenmodul auch in jede andere der bislang aufgeführten Anlagenkombination eingebaut werden, z.B. in eine Anlage, bei der das BioMethan nicht in einer C02-Abscheidevorrichtung aus dem Biogas isoliert wird, sondern der C02- Anteil des Biogases in einer Reformierungsanlage zu BioMethan reformiert wird, so dass das gesamte Biogas zu BioMethan wird. In dieser Hinsicht ist es auch gleichgültig, ob den oben aufgeführten Ausführungsvarianten weitere Anlagenmodule hinzugefügt werden oder nicht. Die vorteilhafte Ausführungsvariante der Figur 35 entspricht der in Figur 34 beschriebenen Anlage, umfasst aber zusätzlich das Anlagenmodul„Verflüssigung". Alternativ zu einer gasförmigen Abgabe, kann das in der Anlage erzeugte BioMethan bei Einsatz dieses Anlagenmoduls auch in flüssigem Zustand abgegeben werden. Das ist z.B. dann sinnvoll, wenn in Regionen ohne Erdgasnetzanbindung treibhausgasreduziertes BioMethan als Kraftstoff zur Ver- fügung stehen soll. In flüssiger Form ist die Energiedichte wesentlich größer, was den Transportaufwand senkt. Um den flüssigen Zustand zu erreichen, werden die Gase in dem Anlagenmodul abgekühlt (vgl. Anspruch 8). Die dafür eingesetzten Energieträger bzw. Energien sollen regenerativen Quellen entstammen, die vorzugsweise treibhausgasarm sind und besonders vorzugsweise treibhausgasfrei. Die Abkühlung kann auch mit in der Anlage aus regene- rativem C02 erzeugtem Trockeneis erfolgen, ggf. über Wärmetauscher.
Für den Fall, dass das zu liefernde flüssige BioMethan-Gas bestimmte THG- Werte aufweisen soll, kann dem treibhausgasreduzierten BioMethan vor bzw. anlässlich der Verflüssigung CNG beigemischt werden. Pro kWh BioMethan können zwischen 0,1 kWh und 20 kWh CNG beigemischt werden (s.o.). Das verflüssigte treibhausgasreduzierte BioMethan bzw. die ver- flüssigte BioMethan-/CNG-Mischung oder deren Erdgasäquivalent wird vorzugsweise der Verwendung als THG-reduzierter bzw. THG-freier Kraftstoff im Verkehr zugeführt (vgl. Anspruch 16).
Das Anlagenmodul„Verflüssigung" kann inklusive der Bereitstellung des ggf. erforderlichen CNG in jede Ausführungsvariante der Anlage und damit auch in alle vorstehenden Ausfüh- rungsvarianten integriert werden.
In dieser Ausführungsvariante kann der Betreiber einer solchen Anlage folgendes entscheiden: a) welche Einsatzstoffe in welchen Anteilen zum Einsatz kommen, b) ob sie vorbehandelt werden sollen oder nicht, c) mit welchem Anteil das THG-reduzierte Biogas in welchen Verwertungsstrang geführt wird, d) mit welchem Anteil das rekuperierte C02 in welchen Verwertungsstrang geführt wird, e) ob das erzeugte treibhausgasreduzierte BioMethan verflüssigt werden soll oder nicht, f) ob das gasförmige, treibhausgasreduzierte BioMethan im Erdgasnetz oder außerhalb des Netzes mit Erdgas vermischt wird und g) ob das„CBM" als THG-freier oder als THG-reduzierter Kraftstoff genutzt werden soll, d.h. in welchem Verhältnis es mit CNG vermischt wird.
Wie bereits erwähnt soll der Schutz nicht nur die vollständige Anlagenkonfiguration umfas- sen, sondern auch Veränderungen und Modifizierungen an der offenbarten Anlagenkonfiguration und ihren Ausfuhrungsvarianten. Insofern sollen auch Ausfuhrungsvarianten geschützt werden, denen einzelne Anlagenmodule fehlen, z.B. das Anlagenmodul„Netzexterne Vermischung" oder das Anlagenmodul„Vorbehandlung" oder das Anlagenmodul„Kompressoranlage". In der Figur 36 wird der in Figur 35 beschriebenen Anlagenkonfiguration das Anlagenmodul „Nährstoffextrahierung" hinzugefügt. In diesem Anlagenmodul werden die in der flüssigen Phase der Gärreste enthaltenen pflanzlichen Nährstoffe in mehreren Stufen extrahiert. Das geschieht, indem die Gärreste zunächst in einem Nachgärer mit Wasser vermischt und dann in einer Schneckenpresse oder einer vergleichbaren Vorrichtung (sonstige geeignete Pressen, Extruder) mechanisch dehydriert werden. Während die feste Phase als Mineraldüngersubstitut aufs Feld zurückgeht, wird die flüssige Phase ein zweites Mal dehydriert, vorzugsweise mit mindestens einem Dekanter. Um bei der Ultrafiltration die Membranen nicht zu verstopfen, wird die flüssige Phase des Dekanters vor der Zuführung in die Ultrafiltrationsanlage zunächst durch eine Vorfilteranlage geführt und erst dann in die Ultrafiltrationsanlage. Das Permeat der Ultrafiltrationsanlage wird entweder in eine Ausfällungsanlage geführt oder in eine Umkehrosmoseanlage. In beiden Strängen werden die organischen Nährstoffe extrahiert, im Wesentlichen Nitrate, Kalium und Phosphate, ggf. auch Magnesium und diverse Salze.
Die organischen Nährstoffe substituieren Mineraldünger bzw. Mineraldüngerkomponenten, wodurch die aus der Herstellung und der Ausbringung des Mineraldüngers resultierenden THG-Emissionen vermieden werden. Der positive Effekt auf die THG-Emissionen wird dem Hauptprodukt der Anlage, dem BioMethan bzw. dem CBM, zugeschrieben.
Der THG-Effekt wird noch positiver, wenn in diesem Anlagenmodul Energien aus regenerativen Quellen eingesetzt werden, die vorzugsweise treibhausgasarm sind und besonders vorzugsweise treibhausgasfrei. Das Anlagenmodul„Nährstoffextrahierung" kann in jede der bereits beschriebenen Ausfuhrungsvarianten integriert werden sowie in jede andere Ausfuhrungsvariante.
Figur 37 zeigt eine vorteilhafte Ausfuhrungsvariante der in Figur 36 beschriebenen Anlagenkonfiguration. Die extrahierten organischen Nährstoffe werden zusätzlich in ein Düngemit- telwerk geführt, wo aus ihnen Düngemittel und/oder Düngemittelkomponenten hergestellt werden. Diese substituieren Mineraldünger, wodurch die aus der Herstellung und der Ausbringung des Mineraldüngers resultierenden THG-Emissionen vermieden werden. Der positive Effekt auf die THG-Emissionen wird dem Hauptprodukt der Anlage, dem BioMethan bzw. dem CBM, zugeschrieben. Der THG-Effekt wird noch positiver, wenn bei der Düngemittelherstellung Energien aus regenerativen Quellen eingesetzt werden, die vorzugsweise treibhausgasarm sind und besonders vorzugsweise treibhausgasfrei.
Das Anlagenmodul„Düngemittel werk" kann in jede der bereits beschriebenen Ausführungsvarianten integriert werden sowie in jede andere Ausführungsvariante. Die Ausführungsvariante der Figur 38 entspricht jener der Figur 37, jedoch vorteilhafterweise ergänzt um das Anlagenmodul„Brennstoffherstellung". Die Feste Phase aus der mechanischen Dehydrierung 1 (die mit einer Schneckenpresse oder ähnlichen Vorrichtung vorgenommen wird) wird nicht mehr unbehandelt als Mineraldüngersubstitut verwendet, sondern in einen Trockner (Band- oder Trommeltrockner) gefuhrt, dort getrocknet, anschließend in eine Zerkleinerungseinrichtung (Hammer- oder Kugelmühle) geleitet, dort zerkleinert und schließlich in eine Pelletpresse geführt, um dort zu Gärrestpellets pelletiert zu werden. Vorzugsweise werden auch in diesem Anlagenmodul treibhausgasarme und besonders vorzugsweise treib- hausgasfreie Energien und Energieträger eingesetzt, das reduziert den C02-Fußabdruck der Anlage bzw. des BioMethans erheblich. Die Gärrestpellets ersetzen fossilen Brennstoff (Heizöl, Kohle oder Erdgas), große Mengen an THG-Emissionen werden so vermieden. Diese THG- Vermeidung wird dem Verfahren bzw. dem Hauptprodukt THG-reduziertes BioMethan bzw. CBM zugeschrieben, wodurch sich die THG-Bilanzen weiter verbessern. Es ist auch möglich, die Gärreste mit zerkleinertem Holz (Sägespäne, zerkleinerten Holzhackschnitzeln) vor der Zuführung in die Pelletpresse zu ver- mischen, so dass Mischpellets entstehen, deren Qualität zwischen derjenigen von Holzpellets und derjenigen von Gärrestpellets liegt. Eine Vermischung von Holz und Gärresten für die Brennstoffherstellung vorzunehmen ist insbesondere dann vorteilhaft, wenn nur so die gesetzlichen Abgaswerte eingehalten werden können.
Es ist für jede Ausführungsvariante mit Gärrestnutzung schon in energetischer Hinsicht vor- teilhaft, die Brennstoffherstellung in das Verfahren zu integrieren - was durchaus möglich ist und geschützt werden soll.
Die Ausführungsvariante der Figur 39 entspricht der in Figur 38 beschrieben Anlage, jedoch ergänzt um die Rekuperation der Asche der Gärrestpellets bzw. der Mischpellets. Die Asche der verheizten Gärrestpellets und/oder der Mischpellets wird gesammelt und als wertvolle Düngemittelkomponente einer Düngemittelherstellung zugeführt (vgl. Anspruch 1). Dadurch gelangt insbesondere das in den (getrockneten) Feststoffen enthaltene, wenig lösliche Phosphor in den Nährstoffkreislauf zurück, was von hoher Bedeutung ist, denn die weltweit noch verfügbaren hochwertigen Phosphorlagerstätten werden noch den Erdöllagerstätten ausgebeutet sein. Zu den Vorteilen der energetischen Nutzung kommen also die großen Vorteile eines nahezu geschlossenen Nährstoffkreislaufs. Die Brennstoffpellets ersetzen weiterhin fossilen Brennstoff (Heizöl, Kohle oder Erdgas).
Es ist für jede Ausführungsvariante mit Gärrestnutzung vorteilhaft, die Anlagen zur Herstellung von Gärrestpellets und zur Rekuperation der Gärrestasche und deren Verwertung in die jeweilige Anlagenvariante zu integrieren - z.B. in die Anlagenkonfiguration der Figur 27. Dies ist durchaus möglich und soll ebenso geschützt werden wie die Integration dieses Anlagenmoduls in jede andere Ausführungsvariante mit Gärrestnutzung.
Vorzugsweise wird auch in Anlagenmodulen, in denen Wärme benötigt wird, mit treibhaus- gasfreier Wärme, vorzugsweise mit selbst erzeugter Wärme gearbeitet, so dass auch diese Anlagenmodule die THG-Bilanz des Produkts BioMethan nicht oder kaum mit Treibhausgasen belasten (vgl. Anspruch 1).
Aus allen Konversionsanlagen, die für die Konversion von Biomasse zu allgemein einsetzbaren Energieträgern verfügbar sind, wurden erfindungsgemäß die Anlagen ausgesucht, die die höchsten Konversionsraten und den geringsten Kapitalaufwand aufweisen, also die beste Kombination aus Substrateffizienz und Anlageneffizienz und damit die beste Gesamteffi- zienz. Das sind die Anlagen zur anaeroben bakteriellen Vergärung (vgl. Anspruch 8). Um die anfänglich hohe Treibhausgasbelastung von Anbaubiomasse zu vermeiden, werden bereits bei der Substrat-Auswahl Gärsubstrate ausgewählt, die diese Treibhausgasbelastung nicht bzw. nur in geringem Maße aufweisen: treibhausgasfreie Reststoffe, darunter Festmist, treibhaus- gasarmer Biomüll und Nachwachsende Rohstoffe, die beim Anbau vorzugsweise treibhaus- gasarm sind (vgl. Ansprüche 13).
Es ist vorteilhaft, für die anaerobe bakterielle Vergärung der Reststoffe Stroh, strohhaltiger Festmist und Biomüll Feststoffvergärungsanlagen zu nutzen, vorzugsweise perkolierte Garagenfermenter (vgl. Anspruch 1). Diese Anlagen sind gleichwohl nicht zwingend erforderlich, diverse Nassanlagen können ebenfalls eingesetzt werden. Wenn die Gesamtanlage mit all ihren Anlagenmodulen schließlich so gestaltet ist, dass das BioMethan am Ende treibhausgasnegativ wird (z.B. durch Nutzung der optionalen Anlagenmodule„Nährstoffextrahierung" und/oder„Brennstoffherstellung" oder durch eine entsprechende Auswahl der in den diversen Anlagenmodulen einzusetzenden Energien und Energieträger oder durch eine entsprechende Aufteilung des Biogases auf die 3 Verwertungsstränge oder durch die Nutzung des Anlagenmoduls„C02-Sequestierung") und das Ziel„Treibhausgasfreies CBM" lautet, dann kann auch der Anteil treibhausgasintensiver NawaRo an der Frischmasse erhöht werden, und zwar so weit, bis die Treibhausgasbelastung des Produkts „BioMethan" gerade eben noch nicht vom Negativen ins Positive kippt, d.h., dann kommen auch Mais und Grünroggen als Gärsubstrat in Frage, denn Mais und Grünroggen haben die Vorteile hoher Hektarerträge und großer Verfügbarkeit.
Insbesondere wenn für die Konversion der Biomasse in Biogas perkolierte Garagenfermenter eingesetzt werden, kann der innerbetriebliche Transport per Rad- oder Teleskoplader eine bedeutende Quelle für Treibhausgasbelastungen sein. Erfindungsgemäß werden nach diesem Verfahren erzeugtes THG-negatives BioMethan oder ein entsprechendes Erdgasäquivalent als Kraftstoff für den bzw. die dann zum Einsatz kommenden Rad- bzw. Teleskoplader eingesetzt, so dass die Treibhausgasbelastungen der ebenfalls eingesetzten Kraftstoffe Erdgas und Diesel kompensiert werden (vgl. Anspruch 1). Stationäre Fördermittel werden elektrisch betrieben. Hierfür kommt THG-reduzierter, vorzugsweise THG-freier Strom zum Einsatz (vgl. Anspruch 1). An der Steuer- und Regelstelle „Biogasaufteilung" (in den Figuren nicht explizit dargestellt) erfolgt wie oben bereits aufgeführt eine Aufteilung des in der Biogasanlage erzeugten und ggf. aus externen Quellen zugeführten Biogases auf die 3 Anlagen- und Verwertungsstränge „Verstromung",„Biogaswäsche/C02-Abscheidung/C02-Rekuperation" und„C02- Reformierung". Mit der Aufteilung wird u.a. entschieden, welcher apparativer Aufwand und welcher weitere Energieeinsatz bei welchen Rahmenbedingungen getätigt werden soll. Mit sich ändernden Marktpreisen für genutzte Energie und erzeugte Energieträger kann es einmal technisch und/oder ökonomisch mehr Sinn machen, das treibhausgasreduzierte Biogas in den Verwertungsstrang„Biogaswäsche/C02-Abscheidung/C02-Rekuperation" zu geben, ein anderes Mal ist es sinnvoller, es zu einem möglichst großen Anteil in den Verwertungsstrang „C02-Reformierung" zu führen und in einem dritten Fall werden die technischen Parameter und / oder der Deckungsbeitrag am höchsten, wenn ein möglichst großer Anteil am Biogas verströmt wird. Durchaus möglich ist auch der Fall, dass eine ganz bestimmte prozentuale Aufteilung des Biogases auf die drei Anlagen- und Verwertungsstränge im technischen und / oder ökonomischen Sinne optimal ist. Durch das Einziehen der Weiche„Biogasaufteilung" in die Gesamtanlage ist eine flexible Steuerung bzw. Regelung der jeweiligen Biogasanteile möglich, so dass die Erzeugung der diversen Energieträger an die sich ändernden Rahmenbedingungen angepasst werden kann. Technisch erfolgt die Steuerung des Biogasstroms durch einfache Ventile in den entsprechenden Gasleitungen.
Die Verteilung bzw. Distribution der Gase„BioMethan" und„Regeneratives C02" erfolgt entweder über Gasleitungen oder wie beim BioMethanol mit mobilen Tanks. Wenn bei der Distribution der Gase Lkw eingesetzt werden, sollen diese mit treibhausgasfreiem oder treib- hausgasnegativem BioMethan oder mit einer Mischung aus fossilem Diesel, treibhausgasfreiem bzw. treibhausgasnegativem BioMethan und fossilem Erdgas oder mit einem entsprechenden Erdgasäquivalent angetrieben werden (vgl. Anspruch 1). Die aus der„Distribution" resultierende Treibhausgasbelastung fällt dann auch bei einer Vermischung des BioMethans und des Erdgases mit fossilem Diesel zu einem Mischkraftstoff sehr gering aus, ggf. geht die THG-Belastung aufgrund einer Treibhausgasneutralität der Kraftstoffmischung sogar auf null zurück.
Wie bereits dargestellt treten bei mehren Anlagenmodulen Volumeneffekte (scale effects bzw. economies of scale) auf. Es ist deshalb in jeder Ausführungsvariante von Vorteil, möglichst große Biogasanlagen zu errichten und zu betreiben (vgl. Anspruch 1 1).
Wenn sie mit allen Schritten realisiert ist, dann können mit den hier offengelegten Anlagenkonfigurationen THG-reduziertes, vorzugsweise THG-armes, besonders vorzugsweise THG- freies und insbesondere THG-negatives BioMethan erzeugt werden, dessen THG- Minderungseffekt ggü. Erdgas (CNG) mindestens 100 bzw. 180 bzw. 236 bzw. 336 gC02- Äquivalente / kWhßioMethan beträgt. Das THG-negative BioMethan kann anschließend so mit fossilem und damit treibhausgasbelastetem Erdgas (Compressed Natural Gas = CNG; THG- Belastung well-to-wheel bei 236 gC02-Äquivalenten / kWhcNG) vermischt werden, dass das resultierende Mischgas beliebige THG-Belastungen zwischen -468 gC02-Äquivalenten / kWli ischgas und +236 gC02-Äquivalente / kWliMischgas aufweist. Damit können mit den neuen Anlagen sowohl eine ganze Reihe von Mischgasen mit unterschiedlicher THG-Reduktion erzeugt werden als auch ein absolut THG-freies Mischgas und sogar diverse THG-negative Mischgase. Diese Mischgase können als Kraftstoff im Verkehr eingesetzt werden.
Bei der Vermarktung des aus den erfindungsgemäßen Anlagen stammenden Kraftstoffs ist es erforderlich und wichtig, eingängige und gut handhabbare THG-Effekte darstellen zu können. Eine THG-Minderung um z.B. 85 % ist für Endverbraucher eingängiger und klarer als eine THG-Minderung um 82 %. THG-Minderungseffekte werden deshalb z.B. auch in der Gesetzgebung auf 5 %-Punkte auf- oder abgerundet. Dementsprechend ist es von besonderem ökonomischem Vorteil, Mischgase anbieten zu können, deren THG-Minderungseffekt in die 5 %- Stufung fällt.

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zur Erzeugung von treibhausgasreduzierten Energieträgern aus Biomasse nach dem Verfahren der anaeroben bakteriellen Vergärung vorzugsweise nach dem
Feststoffvergärungsverfahren (Trockenfermentation) in einer Biogasanlage mit mindestens einem Fermenter, vorzugsweise mindestens einem perkolierten
Garagenfermenter, mit mindestens einem Anlagenmodul zur Biogaswäsche/ Abscheidung von regenerativem C02 und mit mindestens einem Anlagenmodul zur Rekuperation von regenerativem C02, dadurch gekennzei chnet, das s mindestens 5% des erzeugten Biogases, vorzugsweise mindestens 20%, besonders
vorzugsweise mindestens 50% und insbesondere mindestens 85% in einen Verfahrensschritt „Biogaswäsche/C02-Abscheidung" geleitet werden, von dem C02- Anteil des in den Verfahrensschritt„Biogaswäsche/C02-Abscheidung" geleiteten Biogases mindestens 5 %, vorzugsweise mindestens 20%, besonders vorzugsweise mindestens 50% und insbesondere mindestens 85% abgeschieden werden, von dem abgeschiedenen regenerativen C02 mindestens 5 %, vorzugsweise mindestens 20%, besonders vorzugsweise mindestens 50% und insbesondere mindestens 85% in einen
Verfahrensschritt„C02-Rekuperation" geleitet und dort aufgefangen (rekuperiert) werden, das rekuperierte regenerative C02 in gasförmigem Zustand in mindestens einem drucklosen Behältnis oder in mindestens einem Druckbehälter oder in flüssiger Form in mindestens einem Flüssigkeitstank oder in fester Form in mindestens einem wärmeisolierten Behälter oder Raum zwischengelagert wird oder das rekuperierte regenerative C02 ohne
Zwischenspeicherung in eine Gas- oder Flüssiggasleitung oder zur Erzeugung von flüssigem oder festen C02 in eine Kühlanlage eingespeist wird, von dem rekuperierten regenerativen C02 in der nachfolgenden Verwendung mindestens 5 %, vorzugsweise mindestens 20%, besonders vorzugsweise mindestens 60% und insbesondere mindestens 95% sequestiert (geologisch gespeichert) oder gemäß dem Sabatier-Prozess vorzugsweise unter Hinzufügung von mit regenerativem oder atomarem Strom elektrolytisch erzeugtem Wasserstoff in synthetisches Methan umgewandelt oder gemäß einem der bekannten Verfahren zu Methanol reformiert werden oder fossiles C02 stofflich substituieren, wobei die gemäß der EU-Direktive„Renewable Energy Directive RED 2009/28/EG vom 23. April 2009" berechnete Treibhausgasbelastung des resultierenden BioMethans aufgrund der Auswahl von THG-reduzierten Einsatzstoffen und/oder aufgrund der Auswahl von THG- reduzierten Transportmitteln für die Einsatzstoffe und/oder aufgrund der THG-reduzierten Lagerung der Einsatzstoffe und/oder aufgrund der Auswahl von regenerativen Stromquellen und/oder der THG-reduzierten Wärmequellen für die Aufbereitung des Biogases und/oder aufgrund der Auswahl von THG-freien Stromquellen für die Komprimierung und Einspeisung des BioMethans und/oder aufgrund der Substitution von mineralischen Düngemitteln durch Gärreste aus der Biogasanlage und/oder aufgrund der Substitution von Mineraldünger durch Nährstoffe, die aus Gärresten extrahierten wurden, und/oder aufgrund der Substitution von fossilen Brennstoffen durch alternative, aus Gärresten der Biogasanlage hergestellte
Brennstoffe und/oder aufgrund der Substitution von mineralischen Düngemitteln durch rekuperierte Asche von aus Gärresten hergestellten Brennstoffen und/oder aufgrund der Substitution von fossilen Kraftstoffen durch das synthetische Methan und/oder aufgrund der stofflichen Substitution von fossilem C02 durch das rekuperierte, regenerative C02 und/oder aufgrund der THG-reduzierten Distribution des BioMethans und/oder aufgrund der
Sequestierung des rekuperierten, regenerativen C02 in einem geologischen Endlager den LifeCycleAnalysis (LC A)-Wert von 100 gC02-Äquivalenten / kWhßioMethan, vorzugsweise den LCA-Wert von 50 gC02-Äquivalenten / kWhßioMethan, besonders vorzugsweise den LCA- Wert von 5 gC02-Äquivalenten / kWhßioMethan und insbesondere den LCA-Wert von -100 gC02-Äquivalenten / kWhßioMethan unterschreitet und/oder das resultierende treibhausgasreduzierte BioMethan vorzugsweise mit Erdgas zu einem treibhausgasreduzierten Mischgas vermischt wird, besonders vorzugsweise so, dass der energetische Anteil des BioMethans am Mischgas mehr als 4 % beträgt oder das Mischgas einen LCA-Wert von < 75 gC02-Äquivalente / kWh erreicht, und insbesondere so, dass der energetische Anteil des BioMethans oder des mit BioMethan angereicherten Biogases am Mischgas mehr als 30 % beträgt oder das Mischgas einen LCA-Wert von < 5 gC02- Äquivalente / kWh erreicht.
2. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem das resultierende treibhausgasreduzierte
BioMethan pur oder vermischt mit Propan und/oder Butan und/oder Erdgas in ein Erdgasoder BioMethannetz eingespeist wird oder bei dem das erzeugte BioMethan und/oder eine physische oder eine statistisch/virtuelle BioMethan-/Erdgas-Mischung oder ein
entsprechendes Erdgasäquivalent aus dem Netz entnommen wird und als ein auf < 196 gC02- Äquivalente / kWh treibhausgasreduzierter Energieträger Verwendung findet, vorzugsweise als ein treibhausgasarmer Energieträger mit einer THG-Belastung von < 120 gC02- Äquivalenten/kWh, besonders vorzugsweise als treibhausgasfreie Energieträger mit einer THG-Belastung von < 0,1 gC02-Äquivalenten/kWh und insbesondere als
treibhausgasnegativer Energieträger mit einer THG-Belastung von < 0 gC02- Äquivalenten/kWh, wobei die Berechnung der Belastung mit Treibhausgasen gemäß der EU- Direktive„Renewable Energy Direktive RED 2009/28/EG vom 23. April 2009" und nach der Life Cycle Analysis-Methode erfolgt und sich die aus dem Netz entnommene Menge aus der THG-Zielbelastung des entnommenen Gases ergibt.
3. Verfahren nach Anspruch 1 , bei dem als Gärsubstrat treibhausgasarme nachwachsende Rohstoffe (NawaRo), vorzugsweise Biomüll, besonders vorzugsweise Festmist oder Dung oder Gülle und insbesondere Stroh und/oder strohhaltige Reststoffe als Gärsubstrate eingesetzt werden, wobei THG-arm in diesem Zusammenhang einen THG-Wert von insgesamt < 55 gC02-Äquivalente/kWhTr0ckensubstanz für den Anbau, Ernte, Lagerung und Transport bedeutet oder bei dem der Trockensubstanzanteil des Einsatzstoffes Stroh mindestens 10 % des
Trockensubstanzanteils der gesamten eingesetzten Frischmasse beträgt, vorzugsweise mindestens 20 %, besonders vorzugsweise mindestens 35 % und insbesondere mindestens 50 % oder bei dem die strohhaltigen Reststoffe aus Festmist und oder aus einer Mischung aus Gülle und Stroh und/oder aus Geflügeltrockenkot bestehen und sich der Trockensubstanzanteil dieser Einsatzstoffe auf mindestens 10 % des Trockensubstanzanteils der gesamten eingesetzten Frischmasse beläuft, vorzugsweise auf mindestens 20%, besonders vorzugsweise auf mindestens 35 % und insbesondere auf mindestens 50 % oder bei dem der Trockensubstanzanteil des eingesetzten Biomülls mindestens 10% des
Trockensubstanzanteils der gesamten eingesetzten Frischmasse beträgt, vorzugsweise mindestens 35 %, besonders vorzugsweise mindestens 50 % und insbesondere mindestens 75 % oder bei dem der Trockensubstanzanteil der eingesetzten NawaRo mindestens 10% des Trockensubstanzanteils der gesamten eingesetzten Frischmasse beträgt, vorzugsweise mindestens 35 %, besonders vorzugsweise mindestens 50 % und insbesondere mindestens 75 %.
4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 und 3, bei dem das Stroh oder die
strohhaltigen Reststoffe zum Zweck des Aufschlusses der Ligninstrukturen einer
Vorbehandlung unterzogen werden, vorzugsweise der mechanischen Vorbehandlung der Vermahlung oder der chemischen Vorbehandlung der Einweichung in säurehaltigen
Lösungen oder der thermochemischen Vorbehandlung mit Sattdampf oder der
thermomechanischen Vorbehandlung mittels Dampfexplosion (steam explosion) oder der thermochemischen Vorbehandlung mittels Thermodruckhydrolyse oder der chemischen Vorbehandlung mittels Vermischung mit Festmist oder mit Gülle oder der biochemischen Vorbehandlung mit Exo-Enzymen.
5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 und 2, bei dem das pure BioMethan und/oder ein aus BioMethan/Butan/Propan/Erdgas bestehendes Mischgas oder ein entsprechendes Erdgasäquivalent als ggü. Benzin oder Dieselkraftstoff oder Erdgas treibhausgasreduzierter Kraftstoff im Verkehr oder in der Stromerzeugung eingesetzt wird, vorzugsweise als treibhausgasarmer Kraftstoff mit einer THG-Belastung von gemäß LCA < 50 gC02- Äquivalenten/ kWh, besonders vorzugsweise als treibhausgasfreier Kraftstoff und insbesondere als treibhausgasnegativer Kraftstoff.
6. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem die anaerobe bakterielle Vergärung nach dem Verfahren der Feststoffvergärung (Trockenfermentation) erfolgt, vorzugsweise in Fermentern des perkolierten Garagentyps und besonders vorzugsweise mit Nachvergärung in einem Gärrestbunker und insbesondere so, dass bei der Vergärung eine räumliche Trennung in eine erste Hydrolyse- und Versäuerungsstufe und eine zweite Methanisierungsstufe erfolgt.
7. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem das in dem mindestens einen Fermenter erzeugte Biogas oder aus externen Quellen zugeführtes Biogas oder eine aus diesen beiden Gasen bestehende Gasmischung mit einem Anteil von mindestens 30 %, vorzugsweise mindestens 50 %, besonders vorzugsweise mindestens 75 % und insbesondere mindestens 90 % in den Strang„Biogaswäsche/C02-Abscheidung" mit„Rekuperation des regenerativen C02" geführt wird oder bei dem das in den Strang„Biogaswäsche/C02-Abscheidung/C02-Rekuperation" geführte Biogas einen Volumenstrom von mindestens 100 Nm3/h erreicht, vorzugsweise von mindestens 500 Nm3/h, besonders vorzugsweise von mindestens 1.000 Nm3/h und insbesondere von mindestens 2.000 Nm /h oder bei der der in den Verfahrensschritt„C02-Reformierung" geleitete Biogas-Volumenstrom mindestens 100 Nm /h erreicht, vorzugsweise mindestens 500 Nm /h, besonders
vorzugsweise mindestens 1.000 Nm3/h und insbesondere mindestens 2.000 Nm3/h oder bei der der in den Verfahrensschritt„C02-Reformierung" geleitete C02- Volumenstrom min-
3 3
destens 100 Nm /h erreicht, vorzugsweise mindestens 500 Nm /h, besonders vorzugsweise mindestens 1.000 Nm /h und insbesondere mindestens 2.000 Nm /h oder bei der der in den Verfahrensschritt„Verstromung" geleitete, aus Biomethan- und / oder SynMethan bestehende Gasstrom mindestens 100 Nm /h erreicht, vorzugsweise mindestens 500 Nm /h, besonders vorzugsweise von mindestens 1.000 Nm /h und insbesondere mindestens 2.000 Nm3/h oder bei dem der zu komprimierende und einzuspeisende BioMethan-Volumenstrom mindestens 100 Nm3/h erreicht, vorzugsweise mindestens 500 Nm3/h, besonders vorzugsweise von
3 3
mindestens 1.000 Nm /h und insbesondere mindestens 2.000 Nm /h oder bei dem aus dem Biogas, das in den Strang„Biogaswäsche/C02-Abscheidung" inkl.
„Rekuperation des regenerativen C02" geführt wird, regeneratives C02 mit dem Verfahren der Druckwechselabsorption (PSA) abgeschieden und aufgefangen (rekuperiert) wird, vorzugsweise mit dem Verfahren der drucklosen Aminwäsche und besonders vorzugsweise mit einem Kälteverfahren (Kryo- Verfahren).
8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, bei dem ein gemäß dem Verfahren erzeugtes Gas in ein Erdgas- oder BioMethannetz eingespeist oder einem Erdgas- oder BioMethannetz virtuell/statistisch zugerechnet wird und dieses Gas oder sein
Energieäquivalent mittels Tankstellen, vorzugsweise mittels nicht öffentlicher
Heimtankstellen (Home Filling Stations) und/oder mittels nicht öffentlicher
Betriebstankstellen/Behördentankstellen und/oder mittels nicht öffentlicher
Nachbarschaftstankstellen (Community Filling Stations), aus dem Erdgas- oder
BioMethannetz entnommen und an Verbraucher abgegeben wird.
9. Biogasanlage zur Erzeugung von treibhausgasreduzierten Energieträgern aus
Biomasse nach dem Verfahren der anaeroben bakteriellen Vergärung, vorzugsweise nach dem Feststoffvergärungsverfahren (Trockenfermentation) umfassend: mindestens einen Fermenter, vorzugsweise mindestens einen perkolierten Garagenfermenter, der verbunden ist mit mindestens einem Anlagenmodul zur Biogaswäsche/ Abscheidung von regenerativem C02, das wiederum verbunden ist mit mindestens einem Anlagenmodul zur Rekuperation des regenerativen C02, dadurch gekennzei chnet, das s mindestens 5% des erzeugten Biogases, vorzugsweise mindestens 20%, besonders vorzugsweise mindestens 50% und insbesondere mindestens 85% aus dem mindestens einen Fermenter in das mindestens eine Anlagenmodul„Biogaswäsche/C02-Abscheidung" geführt werden, von dem C02- Anteil des in das Anlagenmodul„Biogaswäsche/C02- Abscheidung" geführten Biogases mindestens 5 %, vorzugsweise mindestens 20%, besonders vorzugsweise mindestens 50% und insbesondere mindestens 85% abgeschieden werden, von dem abgeschiedenen regenerativen C02 mindestens 5 %, vorzugsweise mindestens 20%, besonders vorzugsweise mindestens 50% und insbesondere mindestens 85% im
Anlagenmodul„C02-Rekuperation" aufgefangen (rekuperiert) werden, das Anlagenmodul„C02-Rekuperation" über eine oder mehrere Gasleitungen mit einer Anlage zur Reformierung des regenerativen C02 in synthetisches Methan und/oder mit einer Anlage zur Umwandlung des regenerativen C02 in synthetisches Methanol und/oder mit einem C02-Zwischenlager und/oder mit einem C02-Gasnetz und/oder mit einer Kühlanlage zur Erzeugung von flüssigem oder festem C02 verbunden ist, das rekuperierte regenerative C02 in gasförmigem Zustand in mindestens einem drucklosen Behältnis oder in mindestens einem Druckbehälter oder in flüssiger Form in mindestens einem Flüssigkeitstank oder in fester Form in mindestens einem wärmeisolierten Behälter oder Raum zwischengelagert wird oder das aufgefangene regenerative C02 ohne
Zwischenspeicherung in ein Gas- oder Flüssiggasnetz oder zur Erzeugung von flüssigem oder festen C02 in eine Kühlanlage eingespeist wird, von dem rekuperierten regenerativen C02 in der nachfolgenden Verwendung mindestens 5 %, vorzugsweise mindestens 20%, besonders vorzugsweise mindestens 60% und insbesondere mindestens 95% sequestiert (geologisch gespeichert) oder gemäß dem Sabatier-Prozess vorzugsweise unter Hinzufügung von mit regenerativem oder atomarem Strom elektrolytisch erzeugtem Wasserstoff in synthetisches Methan umgewandelt oder gemäß einem der bekannten Verfahren zu Methanol reformiert werden oder fossiles C02 stofflich substituieren, wobei die gemäß der EU-Direktive„Renewable Energy Directive RED 2009/28/EG vom 23. April 2009" berechnete Treibhausgasbelastung des resultierenden BioMethans aufgrund der Auswahl von THG-reduzierten Einsatzstoffen und/oder aufgrund der Auswahl von THG- redu-zierten Transportmitteln für die Einsatzstoffe und/oder aufgrund der THG-reduzierten Lagerung der Einsatzstoffe und/oder aufgrund der Auswahl von regenerativen Stromquellen und/oder der THG-reduzierten Wärmequellen für die Aufbereitung des Biogases und/oder aufgrund der Auswahl von THG-freien Stromquellen für die Komprimierung und Einspeisung des BioMethans und/oder aufgrund der Substitution von mineralischen Düngemitteln durch Gärreste aus der Biogasanlage und/oder aufgrund der Substitution von Mineraldünger durch Nährstoffe, die aus Gärresten extrahierten wurden, und/oder aufgrund der Substitution von fossilen Brennstoffen durch alternative, aus Gärresten der Biogasanlage hergestellte
Brennstoffe und/oder aufgrund der Substitution von mineralischen Düngemitteln durch rekuperierte Asche von aus Gärresten hergestellten Brennstoffen und/oder aufgrund der Substitution von fossilen Kraftstoffen durch das synthetische Methan und/oder aufgrund der stofflichen Substitution von fossilem C02 durch das rekuperierte, regenerative C02 und/oder aufgrund der THG-reduzierten Distribution des BioMethans und/oder aufgrund der
Sequestierung des rekuperierten, regenerativen C02 in einem geologischen Endlager den LCA-Wert von 100 gC02-Äquivalenten/kWh, vorzugsweise den LCA-Wert von 50 gC02- Äquivalenten/kWh, besonders vorzugsweise den LCA-Wert von 5 gC02-Äquivalenten/kWh und insbesondere den LCA-Wert von -100 gC02-Äquivalen-ten/kWh unterschreitet und/oder das resultierende treibhausgasreduzierte BioMethan oder das mit BioMethan angereicherte, treibhausgasreduzierte Rest-Biogas vorzugsweise mit Erdgas zu einem
treibhausgasreduzierten Mischgas vermischt wird, besonders vorzugsweise so, dass der energetische Anteil des BioMethans oder des mit BioMethan angereicherten Biogases am Mischgas mehr als 4 % beträgt oder das Mischgas einen LCA-Wert von < 75 gC02- Äquivalente/kWh erreicht, und insbesondere so, dass der energetische Anteil des BioMethans oder des mit BioMethan angereicherten Biogases am Mischgas mehr als 30 % beträgt oder das Mischgas einen LCA-Wert von < 5 gC02-Äquivalente/kWh erreicht.
10. Biogasanlage nach Anspruch 9, bei der das resultierende treibhausgasreduzierte BioMethan pur oder vermischt mit Propan und/oder Butan und/oder Erdgas in ein Erdgasoder BioMethannetz eingespeist oder in Flüssiggastanks oder in Drucktanks abgefüllt wird oder bei der die Vermischung des aufbereiteten BioMethans mit Erdgas (CNG) bzw. der BioMethan/Butan/ Propan-Mischung mit Erdgas (CNG) so erfolgt, dass das BioMethan bzw. die BioMethan / Butan / Propan-Mischung in ein Erdgasnetz eingespeist wird, sich dort mit dem Erdgas vermischt und als Energieäquivalent an einem beliebigen Ausspeisepunkt aus dem Netz entnommen wird, wobei sich die Entnahmemenge aus der THG-Zielbelastung des entnommenen Gases ergibt.
11. Biogasanlage nach einem der Ansprüche 9 und 10, bei der das erzeugte BioMethan und/oder eine BioMethan/Propan/Butan/Erdgas-Mischung oder ein entsprechendes
Erdgasäquivalent als auf < 196 gC02-Äquivalente/kWh treibhausgasreduzierte Energieträger Verwendung finden, vorzugsweise als treibhausgasarme Energieträger mit einer THG- Belastung von < 120 gC02-Äquivalenten kWh, besonders vorzugsweise als treibhausgasfreie Energieträger und insbesondere als treibhausgasnegative Energieträger, wobei die Berechnung der Belastung mit Treibhausgasen gemäß der EU-Direktive„Renewable Energy Direktive RED 2009/28/EG vom 23. April 2009" und nach der Life Cycle Analysis-Methode erfolgt.
12. Biogasanlage nach Anspruch 9, bei der die Abscheidung des regenerativen C02 vorzugsweise mit dem Verfahren der Druckwechselabsorption (PSA) erfolgt, besonders vorzugsweise mit dem Verfahren der drucklosen Aminwäsche und insbesondere mit einem Kälteverfahren (Kryo-Verfahren) oder bei der das in das Anlagenmodul„Biogaswäsche/C02- Abscheidung" geführte Biogas einen Volumenstrom von mindestens 100 Nm /h, vorzugsweise von mindestens 500 Nm /h, besonders vorzugsweise von mindestens 1.000 Nm3/h und insbesondere von mindestens 2.000 Nm3/h erreicht oder bei der der in das Anlagenmodul„C02-Rekuperation" geleitete C02-Volumenstrom mindestens 100 Nm3/h erreicht, vorzugsweise mindestens 500 Nm3/h, besonders
vorzugsweise von mindestens 1.000 Nm /h und insbesondere mindestens 2.000 Nm fh oder bei der der in das geologische Endlager geleitete C02- Volumenstrom im Jahresdurchschnitt einen Wert von mindestens 100 Nm3/h erreicht, vorzugsweise mindestens 500 Nm3/h, besonders vorzugsweise von mindestens 1.000 Nm /h und insbesondere mindestens 2.000 Nm3/h oder bei der der in das Anlagenmodul„Kompressor" geleitete CBM- Volumenstrom einen Wert von mindestens 100 Nm /h erreicht, vorzugsweise mindestens 500 Nm /h, besonders
3 3
vorzugsweise von mindestens 1.000 Nm fh und insbesondere mindestens 2.000 Nm /h oder bei der der in den das mindestens eine Anlagenmodul„Verstromung" geleitete, aus
Biomethan- und/oder SynMethan bestehende Gasstrom mindestens 100 Nm3/h erreicht,
3 3 vorzugsweise mindestens 500 Nm /h, besonders vorzugsweise von mindestens 1.000 Nm /h und insbesondere mindestens 2.000 Nm3/h oder bei der der in das mindestens eine Anlagenmodul„C02-Reformierung" geleitete Biogas-
3 3
Volumenstrom mindestens 100 Nm /h erreicht, vorzugsweise mindestens 500 Nm /h, besonders vorzugsweise mindestens 1.000 Nm3/h und insbesondere mindestens 2.000 Nm3/h oder bei der der in das mindestens eine Anlagenmodul„C02-Reformierung" geleitete C02- Volumenstrom mindestens 100 Nm /h erreicht, vorzugsweise mindestens 500 Nm /h, besonders vorzugsweise mindestens 1.000 Nm /h und insbesondere mindestens 2.000 Nm /h.
13. Biogasanlage nach Anspruch 9, bei der die Vergärung der Einsatzstoffe oder die Abscheidung des regenerativen C02 aus dem Biogas oder die Rekuperation des regenerativen C02 oder die Reformierung des regenerativen C02 zu synthetischem Methan oder zu synthetischem Methanol an räumlich getrennten Orten stattfinden, und das zu reformierende regenerative C02 deshalb von der Biogasanlage zu einer separaten Reformierungsanlage transportiert wird, vorzugsweise mittels Flüssiggastanks, besonders vorzugsweise mittels Drucktanks und insbesondere mittels einer Gasleitung, wobei räumlich getrennt in diesem Zusammenhang eine Distanz von mehr als 50 m bedeutet.
14. Biogasanlage nach Anspruch 9, bei der als Gärsubstrat treibhausgasarme
nachwachsende Rohstoffe (NawaRo), vorzugsweise Biomüll, besonders vorzugsweise Festmist oder Dung oder Gülle und insbesondere Stroh und/oder strohhaltige Reststoffe als Gärsubstrate eingesetzt werden, wobei THG-arm in diesem Zusammenhang einen THG-Wert von insgesamt < 55 gC02-Äquivalente/kWhTrockensubstanz für den Anbau, Ernte, Lagerung und Transport bedeutet oder bei dem der Trockensubstanzanteil des Einsatzstoffes Stroh mindestens 10 % des
Trockensubstanzanteils der gesamten eingesetzten Frischmasse beträgt, vorzugsweise mindestens 20 %, besonders vorzugsweise mindestens 35 % und insbesondere mindestens 50 % oder bei dem die strohhaltigen Reststoffe aus Festmist und/oder aus einer Mischung aus Gülle und Stroh und/oder aus Geflügeltrockenkot bestehen und sich der Trockensubstanzanteil dieser Einsatzstoffe auf mindestens 10 % des Trockensubstanzanteils der gesamten eingesetzten Frischmasse beläuft, vorzugsweise auf mindestens 20%, besonders vorzugsweise auf mindestens 35 % und insbesondere auf mindestens 50 % oder bei dem der Trockensubstanzanteil des eingesetzten Biomülls mindestens 10% des Trockensubstanzanteils der gesamten eingesetzten Frischmasse beträgt, vorzugsweise mindestens 35 %, besonders vorzugsweise mindestens 50 % und insbesondere mindestens 75 % oder bei dem der Trockensubstanzanteil der eingesetzten NawaRo mindestens 10% des Trockensubstanzanteils der gesamten eingesetzten Frischmasse beträgt, vorzugsweise mindestens 35 %, besonders vorzugsweise mindestens 50 % und insbesondere mindestens 75 %.
15. Biogasanlage nach Anspruch 9, bei der das Stroh oder die strohhaltigen Reststoffe zum Zweck des Aufschlusses der Ligninstrukturen Einrichtungen zur Vorbehandlung durchlaufen, vorzugsweise für eine mechanische Vorbehandlung Einrichtungen zur
Vermahlung oder für eine chemische Vorbehandlung Einrichtungen zur Einweichung in säurehaltigen Lösungen oder für eine thermochemische Vorbehandlung Einrichtungen, die mit Sattdampf arbeiten, oder zur thermomechanischen Vorbehandlung
Dampfexplosionsanlagen oder Extrudern oder zur thermochemischen Vorbehandlung
Thermodruckhydrolyseanlagen oder zur chemischen Vorbehandlung Einrichtungen, die Stroh mit Festmist oder mit Gülle vermischen, oder zur biochemischen Vorbehandlung
Einrichtungen, mit denen der strohhaltigen Frischmasse oder der strohhaltigen Gärmasse Exo- Enzyme zugefügt werden.
16. Biogasanlage nach Anspruch 9, bei der die Gärreste aus den Fermentern als Dünger auf landwirtschaftlich oder forstwirtschaftlich genutzten Flächen ausgebracht werden und mineralischen Dünger ersetzen oder bei der in einem Anlagenmodul„Nährstoffextrahierung" pflanzliche Nährstoffe aus den Gärresten oder aus den Einsatzstoffen ausgewaschen und rekuperiert werden, die
mineralischen Dünger ersetzen oder bei der in einem zusätzlichen optionalen Verfahrensschritt„Düngemittelherstellung" rekuperierte pflanzliche Nährstoffe zu organischem Dünger oder organischen
Düngerkomponenten aufbereitet werden und dieser Dünger oder diese Düngerkomponenten vorzugsweise mineralischen, treibhausgasbelasteten Dünger oder entsprechende
Düngerkomponenten substituieren oder bei der in einem Anlagenmodul„Brennstoffherstellung" Gärreste aus der anaeroben bakteriellen Vergärung zu alternativen Brennstoffen aufbereitet werden, vorzugsweise zu Brennstoffpellets oder Brennstoffbriketts und besonders vorzugsweise zu Brennstoffpellets oder Brennstoffbriketts, die fossiles, Treibhausgase freisetzendes Heizöl oder fossiles, Treibhausgase freisetzendes Erdgas oder fossile, Treibhausgas freisetzende Kohle
substituieren oder bei der eine Mischung aus Gärresten und zerkleinertem Holz zu Brennstoffpellets oder zu Brennstoffbriketts aufbereitet werden, vorzugsweise zu Brennstoffpellets oder
Brennstoffbriketts, die fossiles, Treibhausgase freisetzendes Heizöl oder fossiles,
Treibhausgase freisetzendes Erdgas oder fossile, Treibhausgas freisetzende Kohle
substituieren oder bei der die rekuperierten Nährstoffe Asche aus der Verbrennung von gärresthaltigen
Brennstoffen umfassen, vorzugsweise Asche aus gärresthaltigen Brennstoffpellets oder gärresthaltigen Brennstoffbriketts und bei der die Asche der verheizten Brennstoffpellets oder Brennstoffbriketts rekuperiert und einer Düngemittelherstellung zugeführt wird.
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