WO2012175194A2 - Verfahren und anlagen zur treibhausgasreduzierung von kraft- und heizstoffen - Google Patents

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    • Y02P20/10—Process efficiency
    • Y02P20/133—Renewable energy sources, e.g. sunlight

Definitions

  • C0 2 carbon dioxide
  • methane CR »
  • nitrous oxide N 2 0
  • SF 6 sulfur hexafluoride
  • NF 3 nitrogen trifluoride
  • C0 2 equivalents 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 C0 2 values published by the automotive industry indicate the effective stoichiometric C0 2 emission from fuel combustion
  • environmental institutes and authorities additionally calculate the respective energy sources for C0 2 emissions over their entire development, ie over the entire lifecycle (Life Cycle Analysis LCA) or over the entire manufacturing path from the source of the energy source to the wheel of the car (well-to-wheel).
  • LCA Life Cycle Analysis LCA
  • 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.
  • UNFCCC United Nations Framework Convention on climate Change (UNFCCC) and state agencies (including the Federal Ministry for the Environment and the Federal Ministry of Finance), the C0 2 emissions of the various energy sources are described below over their entire development ie on the basis of a so-called life cycle analysis (LCA) or well to wheel (WtW).
  • LCA life cycle analysis
  • WtW well to wheel
  • the fuel used must be GHG-free.
  • GHG-free electricity ie electricity from wind, solar, hydro or nuclear power as well as from geothermal energy (electricity from biomass is not necessarily GHG-free).
  • energy from biomass is not necessarily GHG-free.
  • fuel or electricity costs can be compensated.
  • hydrogen vehicles which, while less comfortable to pay, are still more expensive than electric vehicles and have the additional disadvantage that there is still no service station that can offer GHG-free hydrogen.
  • the biofuels used as substitutes for fossil fuels in internal combustion engines and future synthetic fuels are not per se GHG-free or GHG-neutral energy sources, on the contrary they can be significantly polluted with greenhouse gas emissions.
  • the greenhouse gas pollution is calculated as the sum of the greenhouse gas emissions of all energies or of all energy sources that are involved in the cultivation and harvesting of biomass, their storage, their transport, their conversion into marketable energy sources Storage and their distribution are used.
  • the EU Directive 2009/28 / EC shows how much of these emissions of GHG emissions are affected by a large number of biogenic and synthetic fuels and their various production routes, as well as by the average fossil fuels used in the EU. None of the biofuels listed in the Directive, nor any of the listed synthetic fuels, has an emission of 0 gC0 2 -eq / MJ or 0 gC0 2 -eq / kWh H i.
  • synthetic diesel produced from waste wood by the Fischer-Tropsch process yields 4 gC0 2 -eq / MJ (14.4 gC0 2 -eq / kWhHi), DME produced from waste wood and methanol produced from waste wood to 5 gC0 2 - ⁇ q / MJ (18 gC0 2 -eq / kWh H i), Fischer Tropsch diesel produced from wood pulp to 6 gC0 2 -eq / MJ (21.6 gC0 2 -eq / kWhHi) and DME produced from timber and from Vegetable wood produced methanol to 7 gC0 2 eq / MJ (25.2 gC0 2 eq / kWh H i).
  • Ethanol produced from wheat straw reaches 11 gC0 2 eq / MJ (39.6 gC0 2 eq / kWl H i).
  • the EU Directive uses older, but now outdated, IPCC values when comparing these emission values with the GHG emissions of fossil fuels. According to the outdated IPCC values, on average, fossil gasoline and fossil diesel cause a GHG emission of 83.8 gC02 equivalents / MJ, which corresponds to 301.7 gC0 2 -eq / kWh H j.
  • ZSW Solar Energy and Hydrogen Research proposes an energy supply system in which a hydrogen production facility uses electricity from renewable sources, including electricity from biomass power plants for electrolysis in a known electrolysis unit and thus electrical energy from renewable sources chemically binds hydrogen in the energy carrier.
  • This regenerative hydrogen is to be supplied to a conventional methanation reactor.
  • Methanmaschinesreaktor a C0 2 -containing gas is also passed, the C0 2 -containing gas among other things, fossil power plants and biogas plants can originate.
  • the regenerative hydrogen and the C0 2 are to be synthesized according to the known Sabatier process to methane. Gas service stations can be part of such an energy supply system.
  • DE4332789A1, DE102004030717A1 and DE102009007567 disclose very similar systems. Once realized, such power systems can safely supply the market with renewable and / or regenerative fuel. However, it is not guaranteed that the regenerative fuel is also 100% GHG-free. If, for example, fossil CO 2 has entered into the methanol or methane fuel, eg from a coal-fired power plant and / or THG-contaminated electricity, for example from a maize-operated biogas plant, the methane fuel may well be contaminated with greenhouse gas emissions, possibly in considerable extent.
  • a third technique for the isolation of C0 2 is realized with so-called IGCC power plants (Integrated Gasification Combined Cycle), which uses fossil fuels such as coal, but also regenerative energy sources such as biomass or waste by partial gasoline partial oxidation -) Convert gas consisting essentially of hydrogen and CO.
  • IGCC power plants Integrated Gasification Combined Cycle
  • Convert gas consisting essentially of hydrogen and CO.
  • the CO is allowed to react under high pressure with steam to C0 2 and hydrogen.
  • the CO 2 can be relatively easily absorbed from the gas mixture by one of the known methods of gas scrubbing (inter alia pressure swing adsorption). tion of amine washing and cryogenic processes.
  • the (fuel) gas is usually emitted, but it can also produce pure hydrogen, methanol, ethanol or synthetic methane, octane, propane and butane.
  • This third technique of C0 2 separation is called pre-combustion capture because the C0 2 is removed from the process before the (combustion) gas is used.
  • DE 102010017818.7 (Feldmann) and PCT / EP2011 / 000748 (Feldmann) describe, among other things, a process and installations for producing greenhouse gas-reduced biogas for its processing into greenhouse gas-negative bio-methane and regenerative CO 2 for mixing greenhouse-gas-negative bio-methane and natural gas (CNG) to a greenhouse gas-free mixed gas and the use of the greenhouse gas-negative bio methane and / or the greenhouse gas-free mixed gas as greenhouse gas-negative or greenhouse gas-free energy sources, in particular as greenhouse gas-negative or greenhouse gas-free fuels in traffic.
  • GHG emissions of other fuels than the bio-methane produced in the plant could be reduced, in particular the GHG emissions of fossil or foreign biogenic or synthetic fuels.
  • the invention is therefore based on the object to eliminate the lack of GHG pollution as many fuels, especially of fuels that are used in traffic. It is necessary to define a process and systems or systems (plant configurations) that reduce additional GHG emissions due to fuel use, beyond what is possible simply by switching from fossil fuels to biofuels or to synthetic fuels.
  • all fossil, biogenic and synthetic fuels should be considered. solution
  • the method disclosed here which is aimed at improving the GHG balance of fuels of all kinds, in particular the improvement of the GHG balance of foreign fuels, consists of a total of 10 process steps with full utilization of all possibilities of execution and expansion. It comprises in detail process steps 1) “Selection of the energy sources to be used", 2) “Conversion to C0 2 - containing gases", 3.) “Separation of the regenerative C0 2 s", 4.) “Recuperation of the regenerative C0 2 s ", 5.)” liquefaction of the recuperated regenerative C0 2 s ", 6.)” interim storage of the recuperated regenerative C0 2 s ", 7.)” transport “, 8.)” use of the regenerative C0 2 s “ , 9.) “Balancing the meta-system” environment “and 10.)” Use of the relieved fuels in traffic "or” Use of the relieved fuels for heat or power generation ".
  • C0 2 thereby falls only as by-value or worthless waste product. Therefore, C0 2 resulting from incineration, fermentation and gasification is usually simply emitted into the meta-system "environment.” If C0 2 is required in bulk for industrial use, it is usually recovered as a by-product of other industrial processes a) in the industrial combustion of coke with (excess) air, b) in the industrial gasification of coal, c) in industrial ammonia synthesis, d) in industrial methanol production and e) in industrial lime burning. The fact that the required carbon comes from fossil sources is obvious in the production processes a) and b).
  • C0 2 has fossil origins: while for the running under high pressure and high temperature reaction N 2 + 3 H 2 »> 2 NH 3 nitrogen is separated by cryogenic technology by air liquefaction or air separation is the hydrogen required by steam reforming is also produced from natural gas or from coal or from the petroleum fraction naphtha.
  • C0 2 is produced in synthesis gas production as a product of the water-gas shift reaction.
  • the C0 2 is previously washed out of the process gas, for example by the Rectisol process.
  • C0 2 is therefore available in relatively large amounts in relatively pure form (after separation of the C0 2 s, the hydrogen is mixed in the required ratio with nitrogen and synthesized to ammonia).
  • the CO 2 which is a by-product of ammonia synthesis, also has fossil origins.
  • the industrial production of methanol (CH 4 O) occurs almost exclusively with catalysts under high pressure and high temperatures from syngas, a mixture of carbon monoxide and hydrogen (in the ratio of about 1: 2).
  • the synthesis gas required for methanol synthesis can be produced from fossil feedstocks such as coal, petroleum fractions and peat, but also from renewable raw materials such as wood, straw and other biomass, as well as from biogas, waste or sewage sludge.
  • steam reforming and partial oxidation of natural gas are common.
  • Coal and natural gas are the major sources of synthesis gas in the industrial production of methanol worldwide. In Germany, about 2 million tons of methanol were produced in 2000, of which about 1.4 million tons or approx. 70% from fossil residual oils. The resulting in the syngas production C0 2 is washed out as in the ammonia synthesis before synthesis from the process gas. Thus, C0 2 , which is produced in relatively large amounts as a by-product of methanol synthesis and is available in relatively pure form, usually has fossil origins. Lime burning is the decomposition of calcium carbonate to calcium oxide and C0 2 . The reaction CaC0 3 »> C0 2 + CaO takes place at a temperature between 900 and 1,300 ° C.
  • CaC0 3 is supplied in the form of fossil limestones from a limestone quarry and heated to about 900-1300 ° C in vertically operating ring or shaft furnaces or in rotary kilns or in eddy current furnaces. The ovens are charged with a mixture of 90% limestone and 10% coke. Both feedstocks originate from fossil deposits. Thus, C0 2 , which is a byproduct of lime burning, has fossil origins.
  • Step 3 "Separation of the regenerative CO2S".
  • the extraction of the resulting C0 2 is s need to be limited by the requirement -free the subsequent process, C0 2, necessarily Vergasungsanla- gene without C0 2 are -Separation
  • a non-fossil primary energy source such as biomass
  • the separated C0 2 fulfills the precondition of regenerative origin and it is in the desired concentrated form after separation, the more concentrated the C0 2 is Less technical and energetic effort must be made in the subsequent liquefaction or solidification steps, since the gas mass flow to be cooled will then be smaller, which is why Advantage, if the C0 2 supplying gasification plant uses non-fossil primary energy sources as raw material and if the regenerative C0 2 is supplied in the highest possible concentration.
  • the known methods can be used, for example the membrane / permeation process, the pressure-swing adsorption process (with PSA plants), the absorption process (with MEA plants) and cryogenic digestion. drive.
  • the regenerative C0 2 contained in the biogas can be extracted from the biogas before it is converted into electricity.
  • CHP power plants
  • biogas plants usually have only low capacity and it is not worthwhile to provide gas scrubbing equipment for small plants.
  • production of regenerative C0 2 part of the process of the invention would.
  • the inventive method it is advantageous to avoid this possible.
  • the biogas plants selected anyway the biogas already prepare to To get bio methane.
  • biogas plants that feed into the natural gas grid and biogas plants that supply liquid bio methane or pressurized bio methane with suitable means of transport (pipeline, mobile pressurized gas containers, mobile liquid gas tanks).
  • suitable means of transport pipeline, mobile pressurized gas containers, mobile liquid gas tanks.
  • the separated in the plants regenerative C0 2 is therefore not, as is customary today, released into the atmosphere and thus returned to the (short-term) C0 2 cycle, but collected (recuperated) and possibly stored.
  • the C0 2 precipitation and the C0 2 recuperation can be combined in one plant.
  • the recuperation regenerative C0 2 s is therefore a novelty, especially in combination with the other process steps.
  • Process step 5 "Liquefaction of the recuperated regenerative CC s": In order to be able to better store and transport the recuperated regenerative C0 2 it is advantageous to liquefy it The apparatus complexity and the costs of a gaseous handling would be significantly higher However, the process step is not absolutely necessary, it can also be skipped, for example if the use is relatively close to the location of the CO 2 production or separation and in this case the means of transport "gas pipeline" is more cost-effective.
  • Process step 7) "Transport”: The recuperated regenerative CO 2 is physically transported from the place of recuperation or intermediate storage to the place of use, which can be transported by truck and / or by ship and / or by rail and / or by pipeline.
  • Process step 8) "Use of the regenerative CO 2 s": The use of the regenerative CO 2 s determines which GHG effect is achieved in the meta-system "environment". In order to achieve a positive GHG effect, 3 usage options are provided. see: A) sequestration of the regenerative C0 2 s, B) Substitution of fossil C0 2 s, C) use of the regenerative C0 2 s for the production of synthetic fuels.
  • the C0 2 is geologically demolished (sequestered) and thus removed from the meta-system "environment.”
  • the segregation removes regenerative C0 2 from the short-term C0 2 cycle, which is significantly more is considered to be a mere avoidance of further additional GHG emissions into the meta-system "environment” as the C0 2 level of the atmosphere is actively lowered. If this reduction in the atmospheric CO 2 level of a small amount of fuel is taken into account (see process step 9), this can be relieved to such an extent that its GHG burden is not only reduced or brought to zero, but even negative. This is of particular advantage when it comes to the dual use of fuel.
  • methane in the case of dual-fuel concepts, for example, it is possible to use methane as gas and / or methane as liquid on the one hand and diesel or biodiesel on the other hand in dual-fuel trucks. If the methane has a negative GHG balance, it can compensate for the positive GHG balance of diesel or biodiesel so that the trucks are ultimately GHG-free despite the use of polluted fuels.
  • the regenerative C0 2 is introduced into one of the conventional reforming processes, in which it is treated to a regenerative synthetic fuel, preferably according to the known Sabatier process to synthetic methane (CH 4 ) or according to the other known methods (eg steam reforming, Bertau / Piserold / Singliar method) to synthetic methanol (CH 3 OH), ethanol or to synthetic Me- than, octane, butane or propane.
  • a regenerative synthetic fuel preferably according to the known Sabatier process to synthetic methane (CH 4 ) or according to the other known methods (eg steam reforming, Bertau / Piserold / Singliar method) to synthetic methanol (CH 3 OH), ethanol or to synthetic Me- than, octane, butane or propane.
  • C0 2- Kn LCA-THG load of the fuel to be discharged n, measured before the discharge in gC0 2 -eq / kWh H i or in gC0 2 -eq / MJ;
  • C0 2 -ZBi n GHG target load of the fuel to be discharged n, measured after the discharge in gC0 2 -eq / kWh H i or in gC0 2 -eq / MJ;
  • step 4. "Recuperation" 5,600 1 regenerative C0 2 s recuperated and in the following process steps 5.) to 8.) C0 2 emissions, eg through the use of 56,000 kWhei of electricity from the German electricity mix for the control of the liquefaction plant and through the consumption of 2,240,000 kWha, heat from natural gas for the liquefaction of the recuperated regenerative C0 2s and through the use of 593,000 kWhHi diesel fuel for the transport of the liquefied C0 2 s by truck, then the chargeable C0 2 quantity is reduced to 4,827.3 t / a.
  • any fuel into an absolutely THG-free fuel. It is thus possible to offer absolutely C0 2 -free gasoline, absolutely C0 2 -free diesel fuel, absolutely THG-free kerosene, absolutely C0 2 -free natural gas, absolutely C0 2 -free liquefied petroleum gas, absolutely GHG-free heavy oil and also absolutely C0 2 -free biofuels and absolutely THG-free synthetic fuels.
  • the respectively available GHG-reduced fuel quantity is greater, the lower the initial LCA-GHG load of the fuel to be relieved and vice versa.
  • zero-emission mobility is provided, without changing the established propulsion technologies or replacing them with other propulsion technologies (electric or hydrogen propulsion) and without the need to build new gas station infrastructures.
  • a particular advantage of this method step is that the positive environmental effects are immediately effective over the entire vehicle stock can and should not be waited to full effectiveness on the complete replacement of the old vehicle stock by new vehicles.
  • 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 C0 2 reduction (final removal of C0 2 from the atmospheric C0 2 cycle of the meta-system "environment") is attributed to any fuel and not only GHG-free fuels with a GHG reduction of 100% but also by this method by 0.01% to 99.99% GHG-reduced fuels and fuels whose GHG emission was reduced by> 100%.
  • the GHG-relieved fuel or fuels can not only be used in traffic, but also as GHG-reduced or as GHG-free heating fuels and for the production of GHG-reduced or THG-free electricity.
  • the inventive method includes the control and regulation of the respective sub-processes and the overall process. These are implemented in the usual way as system or system control and are therefore not explained in detail.
  • fuel can be provided and used with the method disclosed here without increasing the (atmospheric) CO 2 inventory of the meta-system "environment.”
  • These fuels can be used in traffic.
  • the use of absolutely THG-free fuels makes zero-emission mobility possible, possibly even GHG-negative mobility.
  • the international automotive industry can still build cars with internal combustion engines, without having to change the technology, the GHG freedom of mobility is achieved through fuel.
  • THG-reduced or THG-free fuels are thus of advantage for the automotive industry, its employees, car buyers and users and last but not least for the environment.
  • Figures 1 to 5 show exemplary embodiments of the method according to the invention, wherein the rectangles represent substances and products and rectangles with cut corners processes or process steps.
  • FIG. 1 shows a schematic block diagram of the method steps for improving the GHG balance of any fuels in all possible variants
  • FIG. 2 shows an alternative embodiment of the method in which the intermediate storage of the recuperated regenerative C0 2 s is dispensed with.
  • FIG. 3 shows a further embodiment variant of the method illustrated in FIG. 1, in which the regenerative CO 2 is obtained exclusively by the conversion method of anaerobic fermentation and in which the unused process options are no longer shown.
  • FIG. 4 shows an embodiment variant of the method illustrated in FIG. 1, in which the regenerative CO 2 is obtained exclusively by the gasification conversion method.
  • FIG. 5 shows an alternative embodiment of the method illustrated in FIG. 1, in which the regenerative CO 2 is obtained exclusively by the combustion conversion method.
  • FIGS. 6 to 10 show exemplary embodiments of the possible system configuration.
  • plants or devices are shown as a rectangle with cut off corners and fabrics or products as a rectangle.
  • FIG. 6 shows a general schematic block diagram of the plant components which are or may be required for carrying out the method according to the invention.
  • FIG. 7 shows an alternative embodiment of the system from FIG. 6, in which the temporary storage of the recuperated regenerative C0 2 s is dispensed with.
  • FIG. 8 shows an embodiment variant of the plant from FIG. 6, in which the conversion of the starting materials and the recovery of the regenerative C0 2 s take place in a fermentation plant; the unused plant components are no longer displayed.
  • FIG. 9 shows an embodiment variant of the installation from FIG. 6, in which the conversion of the starting materials and the recovery of the regenerative C0 2 s take place in a firing plant.
  • FIG. 10 shows a variant embodiment of the plant from FIG. 6, in which the conversion of the starting materials and the recovery of the regenerative C0 2 s take place in a gasification plant.
  • the rectangles 1 to 9 represent the usual starting materials for the production of C0 2 , both the fossil feedstocks and the regenerative feedstocks.
  • the rectangle with the reference numeral 1 is propane, the reference numeral 2 refers to butane, 3 to petroleum fractions such as Naphta, 4 to natural gas, 5 to fossil coal, 6 to biomass, 7 to hydrocarbon waste, 8 to organic waste and 9 on farmyard manure (see list of references).
  • step 1 those starting materials are selected with which regenerative C0 2 can be produced, namely at least THG-reduced, preferably GHG-free biomass (1 1) and / or at least THG-reduced, preferably GHG -free waste (12) and / or at least THG-reduced, preferably GHG-free farm fertilizer (13) and / or at least THG-reduced, preferably GHG-free organic waste (14).
  • the selected ingredients are converted into C0 2 -containing mixed gases.
  • Gasification (15), anaerobic digestion (16) and incineration (17) are the possible conversion methods.
  • the conversion process of the gasification (15) is formed as a mixed gas pyrolysis gas (19), which is composed of regenerative C0 2 and synthesis gas.
  • Using the conversion process of anaerobic digestion (16) produces the Mixed gas Biogas (20), which consists of regenerative C0 2 , methane and associated gases.
  • the mixed gas flue gas (21) which consists essentially of regenerative C0 2 , CO, NO x , 0 2 , N and other associated gases.
  • process step 3 mixed gas-specific technology is used to concentrate or extract the regenerative CO 2 contained in all of the mixed gases listed and to make it available for further use.
  • the aim is to recover concentrated regenerative C0 2 (23 and 24) and separate them from the associated gases (18).
  • To the C0 2 from the Extracting mixed gas "biogas” is also one of the usual gas treatment processes used (see above).
  • one of the suitable gas extraction process is used, in addition to those already mentioned possibly also the oxyfuel process (not shown), in which before the combustion of the feedstock an air separation takes place and for the combustion of the feedstock is largely used oxygen, so that the flue gas is largely nitrogen-free and the C0 2 concentration in the flue gas high or even very high with the further consequence that the cost of C0 2 extraction is relatively low.
  • the greatest possible part of the regenerative C0 2 s is supplied to process step 4 (recuperation, reference numeral 25).
  • the proportion of regenerative C0 2 s to be recuperated results from the desired cost / benefit ratio in the separation, because the additional equipment required in each case increases with increasing degree of extraction (increasing marginal expenditure).
  • the recuperated regenerative C0 2 (26) is liquefied in step 5 (27, 28) or converted into the solid state or initially left in the gaseous state.
  • the liquefaction of C0 2 s is carried out according to the prior art with cryogenic processes in suitable equipment.
  • the liquefied C0 2 is further cooled.
  • the liquefaction and solidification are beneficial because themselves The C0 2 in liquid and solid state (not shown) better store and transport.
  • the gaseous and / or liquefied and / or solidified regenerative C0 2 (not shown) is intermediately stored in process step 6 (29) in pressure tanks or in liquefied gas tanks or in isolated cold stores until they are transported to the place of use or to the site of sequestration.
  • Intermediate storage is required because the fluctuating volume flow of C0 2 generation usually does not correspond to the fluctuating volume flow of the use.
  • the intermediate storage performs the function of a buffer.
  • the recuperated regenerative C0 2 (not shown) is transported by appropriate means to the site of use or sequestration.
  • GHG-reduced fuel is used, particularly preferably GHG-free fuel and in particular GHG-negative fuel. The use of these fuels prevents the GHG balance of the transported C0 2 s from deteriorating.
  • Process 8 involves the use of the recuperated regenerative C0 2 s.
  • the options include sequestration (31), material substitution of fossil C0s (32) and use as feedstock for the production of synthetic fuels such as synthetic methane, synthetic octane, synthetic butane and synthetic propane or synthetic methanol and synthetic ethanol ,
  • the atmospheric inventory of C0 2 is reduced or at least not further increased: the sequestration regenerative C0 2 s decreases the atmospheric C0 2 inventory, the material substitution forces back the use of fossil C0 2 s and synthetic fuels produced from regenerative C0 2 Substitute fossil fuels, which also results in a reduction in the emission of fossil C0 2 s or corresponding greenhouse gases.
  • process step 9 the reduction of the atmospheric CO 2 level (not shown) and / or the reduction of fossil CO 2 emissions (or corresponding greenhouse gases) (not shown) with the CO 2 emissions (or the THG -Emis- ions) of the selected fuels, resulting in a virtual statistical GHG relief (not shown) of the at least one selected fuel (35).
  • the maximum amount of fuel that can be relieved is given by the formula given above.
  • method step 10 it is determined how the unloaded fuel (35) is used. Since the GHG reduction is the most difficult to achieve for all sectors in the transport sector (see various statements by the EU and the German Federal Government), a solution to this problem is best rewarded here. It is therefore advantageous to use the relieved fuel (35) in traffic (36), preferably in traffic and particularly preferably in air traffic. Alternatively, the GHG-relieved fuel (35) may be used as fuel or exhaled (37).
  • the inventive method includes the control and regulation of the respective sub-processes and the overall process. These are implemented in the usual way as system or system control and are therefore not explained in detail.
  • FIG. 2 shows an embodiment variant of the method according to the invention in which intermediate storage of the recuperated regenerative C0 2 s is dispensed with. Instead, it is transported to the place of use without intermediate storage.
  • FIG. 3 shows a variant of the method generally described in FIG. 1, in which the unused method steps are no longer shown.
  • biomass (11) and manure (13) were selected in process step 1 (10).
  • the conversion process used in process step 2 is anaerobic digestion (16).
  • suitable gas scrubbing eg Rectisol-, pressurized water, non-pressurized amine scrubbing, Kryo-V experienced
  • the recuperated C0 2 (26) is liquefied (27) in process step 5, stored temporarily in cryogenic tanks (not shown) (29) and thereafter transported by truck (not shown) to the place of use (not shown) (30).
  • the regenerative C0 2 (not shown) transported to the place of use is used there to substitute material for fossil C0 2 (not shown) (32).
  • the resulting GHG credits (not shown) are used in the replacement of the Meta-System "Environment" (34) to relieve the GHG balance of fossil natural gas (35) and fossil diesel fuel (35), which are GHG-relieved fuels be used in road traffic (36).
  • FIG. 4 shows a variant of the method generally described in FIG. 1, in which the unused method steps are no longer shown.
  • the biomass (11) was selected in process step 1 (10).
  • the conversion process used in process step 2 is thermochemical gasification (15).
  • the regenerative C0 2 contained in the pyrolysis gas (19) is separated from the associated gases (18) of the C0 2 s in process step 3 (22) using one of the suitable gas scrubbing processes (eg Rectisol process, pressurized water scrubbing, pressureless amine scrubbing, cryogenic processes) and Step 4 (25) recirculates as completely as possible.
  • the suitable gas scrubbing processes eg Rectisol process, pressurized water scrubbing, pressureless amine scrubbing, cryogenic processes
  • the recuperated gaseous C0 2 (26) is transported to the point of use (not shown) by means of a pipeline (not shown) without intermediate storage (30).
  • the regenerative C0 2 (not shown) transported to the place of use is used there as feedstock for the production of synthetic fuels (33).
  • the resulting GHG credits (not shown) are used in the balancing of the MetaSystem "environment” (34) to relieve the GHG balance of a fossil fuels (eg natural gas, reference numeral 35), which this GHG-relieved fuel in appropriate heating systems (not 5 shows a variant of the method generally described in FIG. 1.
  • Biomass (11) and waste (12) were selected from the possible starting materials (1 - 9) in method step 1 (10)
  • the conversion process used is combustion (17) in method step 2.
  • the mixed gas flue gas (21) is produced in this case.
  • the regenerative CO 2 contained in flue gas (21) is treated in process step 3 (22) with one of the suitable gas scrubbing methods (eg Oxy-fuel process, rectisol process, pressurized water wash, pressureless amine wash, cryo process) of the accompanying gases (18) of C0 2 s separated and as completely as possible recuperated in step 4 (25).
  • one of the suitable gas scrubbing methods eg Oxy-fuel process, rectisol process, pressurized water wash, pressureless amine wash, cryo process
  • Part of the recuperated CO 2 s (26) is liquefied (27) in process step 5, stored temporarily in cryogenic tanks (29) and then transported by truck (not shown) to the place of use (geological repository, not shown). transported (30).
  • the other part is stored in a gaseous state in pressurized gas tanks or caverns (not shown) and then transported to the place of use (plant for the production of synthetic fuels, not shown).
  • the regenerative C0 2 (not shown) transported to the geological repository is sequestered there (31).
  • the C0 2 transported to the synthesis plant is used there as feedstock for the synthesis of fuels (33).
  • the resulting GHG credits (not shown) will be used in offsetting the Meta Environmental System (34) to relieve the GHG balance of a range of fuels (35), including fossil, biogenic and synthetic fuels Fuels (35) are used both in (road) traffic (36) and for power generation and heating purposes (37).
  • FIG. 6 shows a general system configuration which converts the feedstocks (1 1, 12, 13, 14) selected according to the method into mixed gases (19, 20, 21), namely pyrolysis gas (19) with one of the conventional gasification plants (51) generates biogas (20) with one of the usual biogas plants (52) and flue gas (21) with one of the conventional combustion plants (53).
  • the pyrolysis gas (19) is fed to a conventional separation plant (54).
  • the regenerative C0 2 (24) contained in the pyrolysis gas (19) is separated from the pyrolysis gas by means of the customary separation plant (54).
  • the regenerative C0 2 (24) is not discharged into the atmosphere as usual, but is collected as completely as possible according to the invention by means of a recuperation device (57).
  • the associated gases (18) are used in other plants for the production of synthetic fuels or for energy recovery.
  • the recuperated, originating from pyrolysis regenerative C0 2 (60) is either stored in a gaseous state in pressure tanks or pressure tanks (64) or a liquefaction plant (63) supplied to the recuperated regenerative C0 2 (60) by cooling in the liquid state brings (65) or into a solidification plant (64), which converts the recuperated regenerative C0 2 (60) by further cooling in the solid state and thus converts it into so-called dry ice (66).
  • the biogas (20) is fed to one of the usual gas scrubbers (55), eg a Rectisol system or a system for pressurized water scrubbing, or a plant which operates on the principle of pressureless amine scrubbing or a plant which operates according to a ryo process.
  • the regenerative C0 2 contained in the biogas (20) is extracted from the biogas (20) by means of these gas scrubbers (55).
  • the separated regenerative C0 2 (24) is not released into the atmosphere as usual, but collected by means of a recuperation device (58).
  • the associated gases (18), including the high-energy bio methane, are used for energy purposes or fed into the natural gas grid after further treatment.
  • the recuperated, biogas-derived regenerative C0 2 (61) is either temporarily stored in a gaseous state in pressure tanks or pressure tanks (67) or a liquefaction plant (63), which brings the recuperated regenerative C0 2 (61) by cooling in the liquid state (65) or in a solidification plant (64), which converts the recuperated regenerative C0 2 (61) by even lower cooling than in the liquefaction in the solid state and thus converts it into so-called dry ice (66).
  • the flue gas (21) is fed to one of the abovementioned customary gas purification systems (56), which extracts the regenerative CO 2 (24) from the flue gas (21) by one of the customary methods. Also possible is the upstream connection of an air separation plant (not shown), whereby almost exclusively the recovered oxygen is used in the furnace and thus no nitrogen in the air. This creates a flue gas with high and very high C0 2 concentrations (24). However, the separated from the flue gas regenerative C0 2 (24) is not discharged as usual in the atmosphere, but collected by means of a Rekuperationsvorraum (58). The accompanying gases (18) of the regenerative C0 2 s (24) are released into the atmosphere after any cleaning that may have to be carried out.
  • the recuperated, flue-gas regenerative C0 2 (61) is either temporarily stored in a gaseous state in pressure tanks (67) or fed to a liquefaction plant (63) which cools the recuperated regenerative C0 2 (61) to a liquid state brings (65) or into a solidification plant (64), which converts the recuperated regenerative C0 2 (61) by even lower cooling than in the liquefaction in the solid state and thus converts it into so-called dry ice (66).
  • recuperated regenerative CO 2 (60, 61, 62) When the recuperated regenerative CO 2 (60, 61, 62) is left in gaseous form, it is stored in at least one pressure tank (67) until it is transported to the point of use.
  • Liquefied regenerative C0 2 (65) is temporarily stored in at least one cryogenic tank (68) and solidified C0 2 (dry ice; 66) in at least one insulated and optionally refrigerated room or container (69) until it is removed.
  • recuperated regenerative C0 2 is transported to the place of use by means of suitable means of transport (eg truck, ship, railroad, pipeline).
  • suitable means of transport eg truck, ship, railroad, pipeline.
  • the regenerative C0 2 (76, 77, 78) spent at the point of use is fed either to a geological repository (79) where it is sequestered or to an (possibly industrial) site (80) where it substitutes for fossil C0 2 (not shown) is used (eg a plant of the food industry), or a plant for the production of at least one synthetic fuel (81).
  • the synthesis device (81) is fuel-specifically designed so that the supplied regenerative C0 2 optimally reacts with the supplied hydrogen.
  • GHG emissions (85, 86, 87) of the selected at least one fossil or biogenic or synthetic fuel (88, 89, 90) are billed or balanced. Positive GHG effects thus compensate for negative GHG effects and overall GHG neutrality is created.
  • the fuel quantity (88, 89, 90) whose GHG emission can be reduced or neutralized or overcompensated is calculated according to the formula given in claim 20.
  • the GHG-relieved fuel quantity (88, 89, 90) can be used in traffic vehicles (91), e.g. in road vehicles, rail vehicles, aircraft and ships, or in heating installations (92) or in electricity generation plants (93).
  • traffic vehicles e.g. in road vehicles, rail vehicles, aircraft and ships
  • heating installations e.g. in heating installations (92) or in electricity generation plants (93).
  • the system configuration according to the invention includes the control and regulation of the respective systems and the overall configuration. These are implemented in the usual way as system or system control and are therefore not explained in detail.
  • FIG. 7 shows a variant embodiment of the system configuration according to the invention, in which intermediate storage of the recuperated regenerative C0 2 s is dispensed with. Instead, it is transported to the place of use without the use of storage technology.
  • FIG. 8 shows an embodiment variant of the system configuration of FIG. 06 which converts the feedstocks biomass (11) and farmyard manure (13) selected in accordance with the method according to the invention into the mixed gas biogas (20) with a conventional biogas plant (52). The unused system components are no longer displayed.
  • the associated gases (18), including the high-energy bio methane, are used for energy purposes or, after further processing, fed into the natural gas grid.
  • the extracted regenerative C0 2 (24) is recuperated as completely as possible by means of a recuperation device (58).
  • the recuperated regenerative CO 2 (61) is fed to a liquefaction plant (63) which brings the recuperated regenerative CO 2 (61) into the liquid state by cooling (65).
  • the liquefied regenerative CO 2 (65) is stored in cryogenic tanks (68) and then transported by truck (74) to the point of use (not shown).
  • the regenerative C0 2 (77) transported to the place of use is fed to one or more industrial plants (80) which use it in place of fossil C0 2s (not shown), eg for the production of carbonated drinks.
  • the resulting GHG credits (83), when offsetting the meta-system "Environment”, are compared to the GHG pollution (86) of fossil natural gas (35) and fossil diesel fuel (35) .
  • These two fuels are used in road traffic 6 shows an embodiment variant of the plant configuration of FIG. 06, which converts the biomass input material (11) into the mixed gas flue gas (21) by means of a conventional furnace 53.
  • the regenerative C0 2 contained in the flue gas (21) is mixed with one of the suitable gas scrubbers (eg a Rectisol plant, a pressurized water scrubber).
  • Plant a plant operating with the pressureless amine scrubber, a cryogenic plant; Reference numeral 56) from the accompanying gases (18) of C0 2 s (including 0 2 , CO, NO x , N) separated.
  • the accompanying gases (18) are discharged as worthless waste product into the atmosphere.
  • the extracted regenerative C0 2 (24) is recuperated as completely as possible by means of a Rekuperationsvomchtung (59).
  • the recuperated regenerative CO 2 (62) is stored in gaseous form in pressure tanks (67) and then transported by suitable means of transport (73) to the place of use (not shown).
  • the regenerative C0 2 fractions (76, 78) transported in gaseous and solid state to the place of use are fed in part to at least one geological disposal site (79) and to the other part of one or more fuel synthesis facilities (81) use fossil C0 2 s (not shown).
  • the regenerative C0 2 s from the atmosphere and with the substitution of fossil C0 2 s (not shown) by regenerative C0 2 (76, 78) the use of fossil C0 2 s is suppressed or avoided.
  • FIG. 10 shows an alternative embodiment of the system configuration of FIG.
  • FIG. 06 which uses the biomass feedstock (11) selected according to the inventive method by means of a gasification / pyrolysis system (51) in FIG
  • the unused system components of Figure 06 are not shown
  • the associated gases (18) are used in the main process of the gasification plant as a high-energy synthesis gas and converted into synthetic fuels.
  • the extracted regenerative C0 2 (24) is recuperated as completely as possible by means of a recuperation device (57).
  • the recuperated regenerative C0 2 (60) is temporarily stored in gaseous form in at least one pressure tank (67) and liquefied to the other part in a liquefaction plant (63) and intermediately stored in at least one liquefied gas tank. Thereafter, the gaseous C0 2 (70) and the liquid C0 2 (71) are transported by suitable transport means (73, 74) to the place of use (not shown).
  • the regenerative C0 2 (76) transported in the gaseous state to the point of use is fed to one or more fuel synthesis plants (81) which use it in place of fossil C0 2s to produce synthetic fuel (not shown).
  • the regenerative C0 2 (77) transported in the liquid state of aggregation to the place of use is fed to at least one final geological deposit (79).
  • Process step 1 Selection of the starting materials
  • Process step 2c Conversion by combustion (oxidation)
  • Mixed gas flue gas consisting of at least GHG-reduced C0 2 , CH 4 and associated gases
  • Process step 3 Separation of regenerative C0 2 s from mixed gases
  • recuperation regenerative or GHG-reduced C0 2 Recuperated regenerative or GHG-reduced C0 2
  • Process step 5a liquefaction of the recuperated C0 2 s
  • Process step 5b solidification of the recuperated regenerative C0 2 s
  • Process step 6 intermediate storage of the recuperated regenerative C0 2 s
  • Process step 7 Transport of the recuperated regenerative C0 2 s
  • Process step 8a Sequestration of the recuperated C0 2 s
  • Process step 8b Material substitution of fossil C0 2 s by the recuperated regenerative C0 2
  • Process step 8c Use of the regenerative C0 2 s for the production of synthetic fuels
  • Process step 10a Use of the relieved fuel in traffic Process step 10b: Use of the relieved fuel as fuel or for power generation gasification pyrolysis plant
  • At least 1 LPG tank At least 1 LPG tank
  • At least 1 isolated cold room At least 1 isolated cold room
  • Suitable means of transport for liquefied gas transport truck, ship, rail, pipeline
  • GHG effect transferred to fuels to be relieved of GHG loads (GHG credit or GHG certificate)
  • GHG effect transferred to fuels to be relieved of GHG loads (GHG credit or GHG certificate)
  • At least 1 vehicle of traffic (road, rail, water, air)
  • At least 1 power plant (internal combustion engine with generator, fuel cell)

Abstract

Die vorliegenden Erfindungen betreffen ein Verfahren und Anlagen zur Treibhausgasminderung von Kraft- und Heizstoff und die Verwendung dieser Stoffe als treibhausgasreduzierte Energieträger, insbesondere als absolut treibhausfreie Kraftstoffe im Verkehr. Aus regenerativen Quellen stammendes CO2 wird aus Pyrolysegas und/oder aus Rauchgas und/oder aus Biogas separiert und rekuperiert. Das rekuperierte regenerative CO2 wird einer geologischen Endlagerung zugeführt (sequestriert). In einer zweiten Verwendungsmöglichkeit ersetzt das rekuperierte regenerative CO2 stofflich fossiles CO2. In einer dritten Verwendungsoption wird das regenerative CO2 als Rohstoff für die Herstellung weitgehend treibhausgasfreier synthetischer Kraftstoffe genutzt, die fossile Kraftstoffe ersetzen, wodurch zusätzliche fossile THG-Emissionen vermieden werden. In der ersten Verwendungsvariante wird regeneratives CO2 aus der Umwelt entfernt, d.h. der atmosphärische CO2-Bestand wird aktiv gesenkt. In der zweiten Verwendungsvariante wird fossiles CO2 direkt durch regeneratives CO2 ersetzt, in der dritten Verwendungsvariante wird die zusätzliche Emission fossilen CO2s und damit die Erhöhung des atmosphärischen CO2-Bestandes vermieden. Die mit den drei Verwendungen erzeugten Treibhausgaseffekte bzw. Treibhausgasgutschriften bzw. Treibhausgaszertifikate werden mit den Treibhausgasemissionen fossiler oder regenerativer oder synthetischer Kraftstoffe verrechnet. Die virtuell-statistische Anrechnung der Treibhausgasgutschriften reduziert die THG-Emissionen dieser Kraftstoffe, im besten Fall bis auf 0 gCO2-Äquivalente / MJ bzw. bis auf 0 gCO2-Äquivalente / kWh bzw. bis auf 0 gCO2-Äquivalente / km. Fahrzeuge, die derartige Nullemissionskraftstoffe nutzen, werden zu außergewöhnlich umweltfreundlichen Nullemissionsfahrzeugen. Damit wird Nullemissionsmobilität ohne Entwicklung neuer Antriebstechnologien möglich.

Description

Verfahren und Anlagen zur Treibhausgasreduzierung von Kraft- und Heizstoffen
Stand der Technik
Mit Kohlenstoffdioxid (C02), Methan (CR»), Lachgas (N20), den diversen Fluorkoh- lenwasserstoffen, Schwefelhexafluorid (SF6), Stickstofftrifluorid (NF3) und weiteren Gasen gibt es eine ganze Reihe von klimarelevanten Treibhausgasen (im Folgenden auch THG) mit unterschiedlichster Klimawirkung. Treibhausgaseffekte werden 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 Automobilindustrie veröffentlichten C02-Werte angeben, wie hoch die effektive stöchiometrische C02- Emission 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 Analysis LCA) bzw. über den gesamten Herstellungsweg von der Quelle des Energieträgers bis zum Rad des Autos (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 Bundesminis- terium für Umwelt und dem Bundesministerium für Finanzen) werden die C02-Emis- sionen der diversen Energieträger im Folgenden über deren gesamten Entstehungspro- zess betrachtet, also auf der Basis einer sogenannten 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 z.B. in der Europäischen Union 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 fos- silen 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 sollen in jedem Mitgliedsland der EU bis 2020 rd. 10 % des Energieverbrauchs des Verkehrs mit Kraftstoffen aus er- neuerbaren Quellen gedeckt werden. Mittlerweile hat die Deutsche Bundesregierung dieses Ziel uminterpretiert in ein THG-Einsparungsziel von 7 %. Da erwartet wird, dass die im Verkehr eingesetzten biogenen und synthetischen Kraftstoffe in 2020 die THG- Emission von Benzin und Diesel im Durchschnitt lediglich um rd. 58 % und nicht um 100 % senken können, soll der Anteil der Kraftstoffe aus erneuerbaren Quellen in 2020 nunmehr 12 % und nicht nur 10 % erreichen. Bis 2050 strebt die deutsche Bundesregierung einen weitgehend THG-freien Verkehr an. Die THG-Minderungsleistung von Kraftstoffen aller Art gewinnt also zunehmend an (politischer) Bedeutung.
Um einen weitgehend THG-freien Verkehr zu erreichen, muss der eingesetzte Kraftstoff THG-frei sein. Bei der Elektromobilität ist das der Fall, wenn THG-freie Elektrizität zum Einsatz kommt, also Strom aus Wind-, Sonnen-, Wasser- oder Atomkraft sowie aus Geothermie (Strom aus Biomasse ist nicht notwendigerweise THG-frei). Bei der Anschaffung müssen Fahrer von Elektrofahrzeugen aber neben erheblichen Einschränkungen des Komforts (Fahrzeuggröße, Nutzlast, Reichweite, Batteriegewicht, Ladeinfrastruktur) hohe und sehr hohe Anschaffungsmehrkosten in Kauf nehmen, die auf abseh- bare Zeit während der Nutzungszeit des Elektrofahrzeugs (noch) nicht über geringere Kraftstoff- bzw. Stromkosten kompensiert werden können. Dasselbe gilt für Wasserstofffahrzeuge, die zwar weniger Komforteinschränkungen aufweisen, aber teilweise noch teurer sind als Elektrofahrzeuge und den zusätzlichen Nachteil aufweisen, dass es bislang noch keine Tankstelle gibt, die THG-freien Wasserstoff anbieten kann. Die bis- lang in den ausgereiften Verbrennungsmotorenantrieben eingesetzten fossilen Kraftstoffe Diesel und Benzin haben das Defizit, dass sie in erheblichem Maße mit Treibhausgasemissionen belastet sind. Dies gilt auch für Erdgas (CNG), Flüssiggas (LPG), Kerosin und Schweröl.
Selbst die als Substitute von fossilen Kraftstoffen in Verbrennungsmotoren eingesetzten Biokraftstoffe und zukünftige synthetische Kraftstoffe stellen nicht per se THG-freie bzw. THG-neutrale Energieträger dar, sie können im Gegenteil erheblich mit Treibhausgasemissionen belastet sein. Die Treibhausgasbelastung ergibt sich dabei gemäß der LCA-Methode aus der Summe der Treibhausgasbelastungen aller Energien bzw. aller Energieträger, die beim Anbau und der Ernte der Biomasse, bei ihrer Lagerung, bei ih- rem Transport, bei ihrer Konversion zu marktgängigen Energieträgern, bei deren Lagerung und bei deren Distribution zum Einsatz kommen.
Die EU-Richtlinie 2009/28/EG zeigt für eine Vielzahl von biogenen und synthetischen Kraftstoffen und deren diversen Herstellungswege sowie für den Durchschnitt der in der EU eingesetzten fossilen Kraftstoffe, wie hoch diese mit THG-Emissionen belastet sind. Keiner der in der Richtlinie aufgeführten Biokraftstoffe und auch keiner der aufgeführten synthetischen Kraftstoffe kommt auf eine THG-Emission von 0 gC02-Äq/MJ bzw. von 0 gC02-Äq/kWhHi. Die besten Werte werden mit 10 gC02-Äq/MJ (36 gC02-Äq / kWhHi) von Biodiesel aus pflanzlichem oder tierischem Abfallöl erreicht und mit 12 gC02-Äq/MJ (43,2 gC02-Äq/kWliHi) von aus Trockenmist hergestelltem Biogas. Von den sogenannten Zukunftskraftstoffen kommen nach dem Fischer-Tropsch- Verfahren aus Abfallholz erzeugter synthetischer Diesel auf 4 gC02-Äq/MJ (14,4 gC02-Äq / kWhHi), aus Abfallholz erzeugtes DME und aus Abfallholz erzeugtes Methanol auf 5 gC02-Äq/MJ (18 gC02-Äq/kWhHi), aus Kulturholz erzeugter Fischer-Tropsch-Diesel auf 6 gC02-Äq/MJ (21,6 gC02-Äq/kWhHi) und aus Kulturholz erzeugtes DME sowie aus Kulturholz erzeugtes Methanol auf 7 gC02-Äq/MJ (25,2 gC02-Äq/kWhHi). Aus Weizenstroh erzeugtes Ethanol erreicht noch 11 gC02-Äq/MJ (39,6 gC02-Äq/kWl Hi). In der EU-Richtlinie finden beim Vergleich dieser Emissionswerte mit den THG-Emis- sionen fossiler Kraftstoffe ältere, mittlerweile aber überholte IPCC- Werte Verwendung. Gemäß den überholten IPCC- Werten verursachen fossiles Benzin und fossiler Dieselkraftstoff im Durchschnitt eine THG-Emission von 83,8 gC02-Äquivalenten/MJ, was 301 ,7 gC02-Äq/kWhHj entspricht. Gemäß neuerer IPCC- Werte aus dem Jahr 2007 belastet fossiles Benzin die Umwelt mit 308,2 gC02-Äq/kWliHi während fossiler Dieselkraftstoff auf eine Belastung von 320,2 gC02-Äq/kWhHi kommt. Im aktualisierten Durchschnitt aus Benzin und Diesel ergibt sich damit eine um 4,1 % höhere THG- Emission von 314,2 gC02-Äq/kWhHj. Für fossiles Erdgas hat das IPCC 2007 eine aktu- alisierte THG-Emission von 244,6 gC02-Äq/kWhHi festgestellt und für das aus einer Mischung aus fossilem Butan und fossilem Propan bestehende Flüssiggas (LPG) eine durchschnittliche THG-Belastung von rd. 277 gC02-Äq/kWhHi-
Obwohl die THG-Belastung des Verkehrs mit dem Einsatz von Biokraftstoffen und erst recht mit der Verwendung synthetischer Kraftstoffe substanziell gesenkt wird, konnte bislang mit keinem der in der EU-Richtlinie aufgeführten Kraftstoffe die absolute THG- Neutralität heisst THG-Freiheit erreicht werden, d.h., es gibt noch keinen in Verbrennungsmotoren einsetzbaren Kraftstoff mit einer THG-Belastung von 0,0 gC02-Äq/MJ bzw. von 0,0 gC02-Äq/kWhHj.
In der DE 102009018126 AI schlägt das Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff- Forschung (ZSW) ein Energieversorgungssystem vor, bei dem eine Wasserstofferzeugungseinrichtung Strom aus regenerativen Quellen, u.a. Strom aus Biomassekraftwerken, zur Elektrolyse in einer bekannten Elektrolyseeinheit einsetzt und somit elektrische Energie aus regenerativen Quellen chemisch im Energieträger Wasserstoff bindet. Dieser regenerative Wasserstoff soll einem üblichen Methanisierungsreaktor zugeführt werden. In diesen Methanisierungsreaktor wird ebenso ein C02-haltiges Gas geleitet, wobei das C02-haltige Gas u.a. fossilen Kraftwerken und Biogasanlagen entstammen kann. Der regenerative Wasserstoff und das C02 sollen gemäß dem bekannten Sabatier- Prozess zu Methan synthetisiert werden. Gastankstellen können Teil eines derartigen Energieversorgungssystems sein. DE4332789A1, DE102004030717A1 und DE102009007567 offenbaren sehr ähnliche Systeme. Wenn einmal realisiert, können derartige Energieversorgungssysteme den Markt sicher mit regenerativem Strom und/oder mit regenerativem Kraftstoff versorgen. Es ist gleichwohl nicht sichergestellt, dass der regenerative Kraftstoff auch zu 100 % THG-frei ist. Wenn in den Methanol- oder Methan-Kraftstoff fossiles C02 z.B. nach entsprechender Abscheidung aus einem Kohlekraftwerk und/oder THG-belasteter Strom z.B. aus einer mit Mais betriebenen Biogasanlage eingegangen ist, kann der Methan- Kraftstoff sehr wohl mit Treibhausgasemissionen belastet sein, u.U. in erheblichem Maße. Im Übrigen beziehen sich die Offenlegungsschriften DE102009018126 AI, DE4332789A1 und DE 102009007567 auf die Eigenschaft der Erneuerbarkeit der erzeugten Energien und Energieträger und nicht auf die Eigenschaft der THG-Minder- ungsleistung bzw. der THG-Emission dieser Energien und Energieträger. Wie vorstehend dargelegt wurde können diese beiden Eigenschaften durchaus auseinanderfallen.
Gegenwärtig befinden sich verschiedene Techniken zur Extrahierung von fossilem C02 aus den Rauchgasen von Feuerungsanlagen, insbesondere von mit fossiler Kohle oder fossilem Erdgas betriebenen Großkraftwerken, in der Entwicklung. Die Offenbarungsschriften US2007/0178035A1 (White/Allam), DE102008062497A1 (Linde-KCA- Dresden) und DE 102009043499 AI (Uhde) zeigen dies beispielhaft. Eine zweite Technik zur Gewinnung bzw. Abscheidung von C02 aus dem Hauptprozess der Verbren- nung der eingesetzten Energieträger (meist fossile Kohle oder fossiles Erdgas) stellt die Verbrennung in Sauerstoffatmosphäre (Oxyfuel- Verfahren) dar. Das Rauchgas dieses Verfahrens besteht fast nur noch aus C02 und Wasserdampf. Der Wasserdampf wird relativ einfach durch Kondensation aus dem Rauchgas entfernt, so dass hochkonzentriertes C02 übrig bleibt. Eine dritte Technik zur Isolierung von C02 wird mit sogenann- ten IGCC-Kraftwerken (Integrated Gasification Combined Cycle) realisiert, die fossile Energieträger wie Kohle, aber auch regenerative Energieträger wie Biomasse oder Abfall mittels Vergasertechnik in partieller Oxidation unterstöchiometrisch mit Wasser zu einem (Brenn-)Gas konvertieren, das im Wesentlichen aus Wasserstoff und CO besteht. Mittels geeigneter Katalysatoren lässt man das CO unter hohem Druck mit Wasser- dampf zu C02 und Wasserstoff reagieren. Bei Drücken von bis zu 70 bar kann das C02 mit einem der bekannten Verfahren der Gaswäsche (u.a. Druckwechselabsorbtion) relativ einfach aus dem Gasgemisch absorbiert werden, in Frage kommen auch das Separa- tionsverfahren der Aminwäsche und kryogene Verfahren. Das (Brenn-)Gas wird i.d.R. verströmt, aus ihm kann aber auch reiner Wasserstoff, Methanol, Ethanol oder synthetisches Methan, Oktan, Propan und Butan erzeugt werden. Diese dritte Technik der C02- Separation wird als Pre-Combus-tion-Capture bezeichnet, da das C02 vor der Nutzung des (Brenn-)Gases aus dem Prozess entfernt wird.
Das gemäß einer der vorstehend aufgeführten Techniken extrahierte fossile C02 soll i.d.R. einer geologischen Endlagerung zugeführt werden (sogenannte CCS-Verfahren, Carbon Dioxide Capture and Storage). Die weitere und zusätzliche Belastung der Umwelt mit fossilem C02 soll so reduziert und im idealen Fall komplett vermieden werden. Eine vollständige Erfassung und Endlagerung des bei der Verbrennung von fossilen
Energieträgern entstehenden fossilen C02s ist aber aus technischen und wirtschaftlichen Gründen nicht möglich. D.h., auch beim Einsatz der besten CCS-Verfahren kommt es immer zu einem C02-Schlupf, der zwischen 2 % und 20 % des C02-Aufkommens liegt und der den C02-Bestand in der Atmosphäre somit weiter erhöht. Mit den bislang kon- zipierten und geplanten CCS-Techniken lassen sich also weder absolut THG-freier Kohle- oder Erdgasstrom darstellen noch absolut THG-freie Kraftstoffe wie Wasserstoff, Methanol, Ethanol oder synthetisches Methan, Butan, Oktan oder Propan.
Obwohl allein in Deutschland mittlerweile über 250 Biomasse(heiz)kraftwerke mit erneuerbaren Energieträgern wie z.B. Holzhackschnitzel und/oder Holzpellets betrieben werden, die nicht fossiles, sondern regeneratives C02 ausstoßen, und obwohl allein in Deutschland über 50 Biogasanlagen regeneratives C02 aus Biogas abtrennen (und das resultierende BioMethan ins nationale Erdgasnetz einspeisen) und weltweit einige IGCC-Kraftwerke in einer biogenen Variante als BIGCC-Anlagen auch Biomasse einsetzen, war es bis zu den Patentanmeldungen DE102010008287.2, DE102010017818.7 und PCT EP2011 /000748 des Erfinders keine CCS-Technik darauf ausgerichtet, C02 aus regenerativen Quellen (regeneratives C02) zu rekuperieren und einer geologischen Endspeicherung (Sequestrierung) zuzuführen oder mit dem rekuperierten regenerativen C02 fossiles C02 stofflich zu ersetzen. Auch sind keine Verfahren bekannt, mit denen die positiven Umwelteffekte der stofflichen Substitution fossilen C02s durch regenera- tives C02 oder die positiven Umwelteffekte der Substitution fossiler Kraftstoffe durch THG-freie synthetische KraftstofFe oder die positiven Umwelteffekte der Minderung des atmosphärischen C02-Bestandes auf (andere) THG-belastete Kraftstoffe übertragen werden. Insbesondere sind keine Verfahren bekannt, bei denen die Übertragung so gestaltet wird, dass die THG-Bilanz dieser zu entlastenden Kraftstoffe einen Wert von <= 0 gC02-Äq/MJ bzw. <= 0 gC02-Äq/kWhHi erreicht.
Die Offenbarungsschriften DE 102010017818.7 (Feldmann) und PCT/EP2011/000748 (Feldmann) beschreiben erstmals u.a. ein Verfahren und Anlagen zur Erzeugung treib- hausgasreduzierten Biogases, zu dessen Aufbereitung zu treibhausgasnegativem Bio- Methan und regenerativem C02, zur Vermischung von treibhausgasnegativem BioMe- than und Erdgas (CNG) zu einem treibhausgasfreien Mischgas und zur Verwendung des treibhausgasnegativen BioMethans und/oder des treibhausgasfreien Mischgases als treibhausgasnegative bzw. treibhausgasfreie Energieträger, insbesondere als treibhaus- gasnegative bzw. treibhausgasfreie Kraftstoffe im Verkehr. Jedoch wird nicht beschrieben, wie auch die THG-Emissionen anderer Kraftstoffe als des in der Anlage erzeugten BioMethans reduziert werden könnten, insbesondere die THG-Emissionen fossiler oder fremder biogener oder synthetischer Kraftstoffe.
Aufgabenstellung
Der Erfindung liegt daher die Aufgabe zugrunde, den Mangel der THG-Belastung möglichst vieler Kraftstoffe zu beseitigen, insbesondere von Kraftstoffen, die im Verkehr Verwendung finden. Es sind ein Verfahren und Anlagen bzw. Systeme (Anlagenkonfigurationen) zu definieren, die durch Kraftstoffeinsatz bedingte zusätzliche THG- Emissionen reduzieren und zwar weiter als es durch den bloßen Wechsel von fossilen Kraftstoffen auf Biokraftstoffe oder auf synthetische KraftstofFe möglich ist. Vorzugsweise soll die auf den Kraft-stoffeinsatz zurückzuführende THG-Emission so weit redu- ziert werden, dass diese Kraftstoffe mindestens absolut THG-frei werden und die jeweilige THG-Belastung einen Wert von <= 0 gC02-Äq/MJ und damit auch <= 0 gC02- Äq/kWliHi erreicht. Als zu entlastende KraftstofFe sollen dabei alle Fossilen, biogenen und synthetischen KraftstofFe in Betracht kommen. Lösung
Diese Aufgabe wird hinsichtlich des Verfahrens im Wesentlichen durch die im Anspruch 1 beschriebene Erfindung gelöst und hinsichtlich der Anlage im Wesentlichen durch die im Anspruch 11 beschriebene Erfindung. Die Erfindungen setzen dabei auf die vorbekannten Offenlegungen DE102010017818.7 und PCT EP2011/000748 des Erfinders auf, wobei diese Schriften nicht auf die Nutzung der THG-Effekte für die Verbesserung der THG-Bilanz fremder, nicht in der Anlage erzeugter Kraftstoffe ausgerichtet sind. Sie beziehen sich vielmehr ausschließlich auf die Verbesserung der THG- Belastung von Biogas bzw. BioMethan, das mit dem dort beschriebenen Verfahren bzw. in einer dort beschriebenen Anlage erzeugt wird.
Das hier offen gelegte, auf die Verbesserung der THG-Bilanz von Kraftstoffen aller Art, insbesondere auf die Verbesserung der THG-Bilanz von fremden Kraftstoffen ausgerichtete Verfahren besteht bei voller Nutzung aller Ausfuhrungs- bzw. Ausbaumöglichkeiten aus insgesamt 10 Verfahrensschritten. Es umfasst im Einzelnen die Verfahrens- schritte 1.)„Auswahl der zu verwertenden Energieträger", 2.)„Konversion zu C02- haltigen Gasen", 3.)„Separation des regenerativen C02s", 4.)„Rekuperation des regenerativen C02s", 5.)„Verflüssigung des rekuperierten regenerativen C02s", 6.)„Zwischenlagerung des rekuperierten regenerativen C02s", 7.)„Transport", 8.)„Verwendung des regenerativen C02s", 9.)„Austarierung des Meta-Systems„Umwelt" und 10.) „Verwendung der entlasteten Kraftstoffe im Verkehr" bzw.„Verwendung der entlasteten Kraftstoffe zur Wärme- oder Stromgewinnung".
Die Verfahrensschritte„Rekuperation des regenerativen C02s",„Verwendung des regenerativen C02s",„Austarierung des Meta-Systems„Umwelt" und„Verwendung der entlasteten Kraftstoffe im Verkehr" stellen - wie im Folgenden erläutert wird - zentrale Elemente der Erfindung dar.
Verfahrensschritt 1. „Auswahl der zu verwertenden Energieträger": Die Auswahl von nicht-fossilen Energieträgern für den Einsatz in Konversionsprozessen, die die Erzeugung von marktgängigen Energieträgern zum Ziel haben, ist nicht neu. Jedes Biomas- se(heiz)kraftwerk und jede Biogasanlage ist darauf ausgerichtet, die Emission fossilen C02s zu vermeiden. Der Bestand an atmosphärischem C02 im Meta-System„Umwelt" soll so nicht weiter erhöht werden. Im Kemprozess der chemischen, stöchiometrischen Konversion gelingt dies immer dann, wenn die eingesetzten Rohstoffe nicht-fossiler Natur sind, also z.B. aus Biomasse oder aus Abfall bestehen. Sowohl das bei der Vergä- rung als Biogasfraktion entstehende C02 als auch das C02, das bei der nachfolgenden Nutzung des zu BioMethan aufbereiteten Biogases entsteht, sowie das bei der Verbrennung von Biomasse entstehende C02 ist hinsichtlich seiner Effekte auf das Klima völlig unschädlich; es war 1 bis 40 Jahre zuvor noch in der Atmosphäre und damit im MetaSystem„Umwelt", bevor es von den Pflanzen über den Photosynthese-Prozess aufge- nommen wurde.
Damit das im Verfahrensschritt 8.) verwendete regenerative C02 seine positive THG- Wirkung erzielen kann, ist es für das gesamte Verfahren zwingend erforderlich, dass solche für das Meta-System„Umwelt" unschädlichen Primärenergieträger und sonstigen unschädlichen Einsatzstoffe zum Einsatz kommen (vgl. Anspruch 1). Verfahrensschritt 2.)„Konversion zu CCb-haltigen Gasen": Die üblichen Konversionsverfahren der Verbrennung, Vergärung und Vergasung von nicht-fossilen Energieträgern haben nicht die Erzeugung von C02 zum Hauptziel, sie dienen i.d.R. vielmehr der Umwandlung von nicht bzw. wenig marktfähigen Energieträgern (z.B. Mais, Gras und Festmist) in marktfähige Energieträger (z.B. BioMethan) und/oder der direkten Um- Wandlung der nicht bzw. wenig marktfähigen Energieträger (Waldrestholz, Holzhackschnitzel) in marktfähige elektrische oder thermische Energie. C02 fallt dabei lediglich als Neben- bzw. als wertloses Abfallprodukt an. Darum wird das bei der Verbrennung, Vergärung und Vergasung entstehende C02 i.d.R. auch einfach in das Meta-System „Umwelt" emittiert. Wenn C02 in größeren Mengen stofflich für die industrielle Nutzung benötigt wird, wird es i.d.R. als Nebenprodukt anderer industrieller Prozesse gewonnen und zwar a) bei der industriellen Verbrennung von Koks mit (überschüssiger) Luft, b) bei der industriellen Vergasung von Kohle, c) bei der industriellen Ammoniaksynthese, d) bei der industriellen Methanolherstellung und e) beim industriellen Kalkbrennen. Dass der erforderliche Kohlenstoff aus fossilen Quellen stammt, ist bei den Herstellungsverfahren a) und b) offensichtlich. Aber auch bei der Ammoniakherstellung entstehendes C02 hat fossile Ursprünge: während der für die unter hohem Druck und hoher Temperatur ablaufende Reaktion N2 + 3 H2 »> 2 NH3 erforderliche Stickstoff mittels Kryo-Technik durch Luftverflüssigung bzw. Luftzerlegung separiert wird, wird der e- benfalls erforderliche Wasserstoff mittels Dampfreformierung aus Erdgas oder auch aus Kohle oder aus der Erdölfraktion Naphtha gewonnen. Dabei fällt C02 in der Synthesegasherstellung als Produkt der Wassergas-Shift-Reaktion an. Für den Einsatz in der Ammoniaksynthese wird das C02 zuvor aus dem Prozessgas herausgewaschen, bei- spielsweise mit dem Rectisolverfahren. C02 steht dadurch in großen Mengen in relativ reiner Form zur Verfügung (nach Abtrennung des C02s wird der Wasserstoff im erforderlichen Verhältnis mit Stickstoff gemischt und zu Ammoniak synthetisiert). Aufgrund des Einsatzes der fossilen Einsatzstoffe Erdgas, Kohle oder Erdöl hat damit auch das bei der Ammoniaksynthese als Nebenprodukt entstehende C02 fossile Ursprünge. Die industrielle Herstellung von Methanol (CH4O) erfolgt fast ausschließlich mit Katalysatoren unter hohem Druck und hohen Temperaturen aus Synthesegas, einem Gemisch aus Kohlenstoffmonoxid und Wasserstoff (im Verhältnis von etwa 1 :2). Reaktionsformel: CO + 2 H2 »> CH3OH. Das für die Methanolsynthese erforderliche Synthesegas kann wie oben bereits dargestellt aus fossilen Einsatzstoffen wie Kohle, Erdöl- fraktionen und Torf hergestellt werden, aber auch aus nachwachsenden Rohstoffen wie Holz, Stroh und anderer Biomasse, außerdem auch aus Biogas, Müll oder Klärschlamm. Üblich sind jedoch die Dampfreformierung und die partielle Oxidation von Erdgas. Weltweit sind Kohle und Erdgas bei der industriellen Herstellung von Methanol die wesentlichen Quellen für das Synthesegas. In Deutschland wurden im Jahr 2000 circa zwei Millionen Tonnen Methanol hergestellt, davon etwa 1,4 Millionen Tonnen bzw. rd. 70 % aus fossilen Rückstandsölen. Das bei der Synthesegasherstellung anfallende C02 wird wie bei der Ammoniaksynthese vor der Synthese aus dem Prozessgas ausgewaschen. Damit hat auch das in relativ großen Mengen als Nebenprodukt der Methanolsynthese entstehende und in relativ reiner Form verfügbare C02 i.d.R. fossile Ursprün- ge. Beim Kalkbrennen handelt es sich um die Zersetzung von Calciumcarbonat zu Calci- umoxid und C02. Die Reaktion CaC03 »> C02 + CaO findet bei einer Temperatur zwischen 900 und 1.300 °C statt. Bei der industriellen Erzeugung wird CaC03 in Form von fossilen Kalksteinen aus einem Kalk-Steinbruch angeliefert und in vertikal arbei- tenden Ring- oder Schachtöfen bzw. in Drehrohröfen oder in Wirbelstromöfen auf etwa 900-1300 °C erhitzt. Die Öfen werden dabei mit einem Gemisch aus 90 % Kalkstein und 10 % Koks beschickt. Beide Einsatzstoffe entstammen fossilen Lagerstätten. Damit hat auch C02, das als Nebenprodukt des Kalkbrennens entsteht, fossile Ursprünge.
Alle für die industrielle Herstellung von C02 eingesetzten Verfahren nutzen also fossile Energieträger bzw. Substanzen, d.h., das in der Industrie stofflich genutzte C02 ist i.d.R. fossiler Natur. Mit fossilem C02 lassen sich keine positiven THG-Effekte erzielen, so kann man insbesondere nicht anderes fossiles C02 mit positiven Umwelteffekten stofflich ersetzen. Die üblicherweise genutzten Verfahren sind also für die zur Erzeugung größerer unbelasteter C02-Mengen nicht geeignet. Erforderlich sind vielmehr Ver- fahren, die wie im Verfahrensschritt 1.) aufgeführt nicht-fossile Einsatzstoffe und Energieträger nutzen. Diese Bedingungen werden nur von der anaeroben Vergärung von Biomasse und ggf. auch von organischem Abfall, der Verbrennung von Biomasse und ggf. auch von organischem Abfall und der Vergasung von Biomasse und ggf. auch von organischem Abfall erfüllt. Zum Verfahren gehört deshalb neben der entsprechenden Auswahl der Einsatzstoffe zwingend die Auswahl dieser hier aufgeführten Konversionsverfahren (vgl. Anspruch 1).
Verfahrensschritt 3.)„Separation des regenerativen CO2S": Bei dem Konversionsverfahren der Vergasung ist die Extrahierung des entstandenen C02s bedingt durch das Erfordernis des nachfolgenden Prozesses, C02-frei sein müssen, zwingend. Vergasungsanla- gen ohne C02-Separation gibt es praktisch nicht. Wenn ein nicht-fossiler Primärenergieträger wie Biomasse als Rohstoff eingesetzt wird, erfüllt das abgetrennte C02 die Vorbedingung des regenerativen Ursprungs. Es liegt nach der Abtrennung zudem in der gewünschten aufkonzentrierten Form vor. Je konzentrierter das C02 dabei ist, desto weniger technischer und energetischer Aufwand muss in den nachfolgenden Schritten der Verflüssigung oder der Verfestigung getätigt werden, denn der abzukühlende Gasmassenstrom fällt dann kleiner aus. Für das hier offenbarte Verfahren ist es deshalb von Vorteil, wenn die das C02 liefernde Vergasungsanlage als Rohstoff nicht-fossile Primärenergieträger einsetzt und wenn das regenerative C02 in möglichst hoher Konzentration geliefert wird.
Für die Separation von C02 aus dem Prozessgas kommen mehrere bekannte Verfahren in Frage, z.B. der Membran- Permeationsprozess, das Druck- Wechsel-Adsorptions- Verfahren (mit PSA-Anlagen), das Absorptionsverfahren (mit MEA-Anlagen) und kry- ogene Verfahren. Jedes Verfahren hat seine spezifischen Vor- und Nachteile.
Bei dem Konversionsverfahren der anaeroben Vergärung wird Biomasse durch die Aktivität diverser Bakterienstämme im Wesentlichen in C02 und Methan umgewandelt. Da bei der anaeroben Vergärung immer nicht- fossile organische Einsatzstoffe als Gärsubstrate dienen, ist das von den Bakterien erzeugte C02 regenerativer Natur. Die Extrahierung des im bakteriellen Prozess entstandenen regenerativen C02s ist nur erforderlich, wenn das C02-haltige Biogas zu BioMethan aufbereitet und in ein Erdgasnetz eingespeist werden soll. Rd. 98 % der deutschen Biogasanlagen verwenden das erzeugte C02-haltige Biogas gegenwärtig jedoch ohne C02- Abtrennung direkt als Kraftstoff für die Verstromung in Generatorsets (BHKW).
Für die Separation von C02 aus dem Biogas kommen die bekannten Verfahren in Frage, z.B. der Membran-/Permeationsprozess, das Druck- Wechsel-Adsorptions- Verfahren (mit PSA-Anlagen), das Absorptionsverfahren (mit MEA-Anlagen) und kryogene Ver- fahren.
Das im Biogas enthaltene regenerative C02 kann vor der Verstromung aus dem Biogas extrahiert werden. Dies ist aber mit erheblichem zusätzlichem Mehraufwand verbunden, da Verstromungseinrichtungen (BHKW) auch mit Biogas betrieben werden können und die Biogasanlagen i.d.R. nur geringe Kapazitäten aufweisen und es sich nicht lohnt, Gaswäschetechnik für Kleinanlagen bereitzustellen. Zudem würde die„Herstellung" von regenerativem C02 Teil des erfindungsgemäßen Verfahrens. Um das erfindungsgemäße Verfahren möglichst schlank und effektiv zu halten, ist es von Vorteil, dies möglichst zu vermeiden. Als Lieferanten des regenerativen C02s werden deshalb vorzugsweise die Biogasanlagen ausgewählt, die Biogas sowieso schon aufbereiten, um BioMethan zu erhalten. Das sind alle ins Erdgasnetz einspeisenden Biogasanlagen und solche Biogasanlagen, die flüssiges BioMethan oder unter Druck stehendes BioMethan mit geeigneten Transportmitteln (Pipeline, mobile Druckgasbehälter, mobile Flüssiggasbehälter) liefern. Der technische und energetische Aufwand der Abtrennung kann bei der Einbeziehung sowieso schon aufbereitenden Biogasanlagen entfallen, was für die Nutzer des hier beschriebenen Verfahrens von Vorteil ist. Es sei jedoch ausdrücklich daraufhingewiesen, dass auch die Einbeziehung der„Herstellung" des regenerativen C02s in das erfindungsgemäße Verfahren geschützt sein soll.
Bei dem Konversionsverfahren der Verbrennung ist die Extrahierung von C02 bislang unüblich, insbesondere wenn die verwendeten Rohstoffe regenerativer Natur sind. Biomasseheizkraftwerke gelten z.B. im Gegensatz zu Kohle- und Gaskraftwerken sogar als besonders umweltfreundlich, weil sie lediglich regeneratives und damit für das MetaSystem„Umwelt" unschädliches C02 ausstoßen. Eine mit erheblichen Zusatzinvestitionen, Zusatzkosten und Wirkungsgradverlusten verbundene C02- Abtrennung ist deshalb zwar für Kohlekraftwerke vorgesehen, nicht aber für Biomassekraftwerke. Die Separation regenerativen C02 müsste dezidiert durchgeführt werden, sie würde Teil des Verfahrens, was technisch möglich ist, aber nur in zweiter Priorität gewollt ist. Der erhebliche zusätzliche technischen Aufwand und die zusätzlichen Kosten einer eigenständigen C02-Separation sollen vorzugsweise vermieden werden. Der Verfahrensschritt der Separation ist also u.a. dadurch gekennzeichnet, dass er vorzugsweise von den Lieferanten des regenerativen C02s vorgenommen wird (vgl. Anspruch 2). Für die Separation von C02 aus dem Rauchgas kommen die bekannten Verfahren in Frage, z.B. der Membran-/Permeationsprozess, das Druck- Wechsel-Adsorptions-Verfahren (mit PSA-Anlagen), das Absorptionsverfahren (mit MEA-Anlagen), kryogene Verfahren und das Oxy-Fuel- Verfahren.
Verfahrensschritt 4.)„Rekuperation des regenerativen CCbs": Bislang ist es in fast allen Biomasse verwertenden Verbrennungs-, Vergasungs- und Vergärungsanlagen üblich, das separierte (regenerative) C02 in die Atmosphäre zu entlassen - was wie oben dargelegt wurde, nicht schädlich für das Meta-System„Umwelt" ist. Das trifft insbesondere auf die Betreiber von ins Erdgasnetz einspeisenden Biogasanlagen zu, die das separierte C02 meist als wertlosen Abfall betrachten. Das Besondere an dem hier offenbarten Verfahren ist die Erkenntnis, dass dieses (regenerative) C02 durchaus von Wert sein kann, nämlich, wenn man es wie hier dargestellt verwendet.
Das in den Anlagen separierte regenerative C02 wird deshalb nicht, wie heute üblich, in die Atmosphäre entlassen und damit in den (kurzfristigen) C02-Kreislauf zurückgegeben, sondern aufgefangen (rekuperiert) und ggf. zwischengelagert. Die C02-Abschei- dung und die C02-Rekuperation können in einer Anlage zusammengefasst werden. Die Rekuperation regenerativen C02s stellt deshalb eine Neuheit dar, insbesondere in Kombination mit den anderen Verfahrensschritten. Verfahrensschritt 5.)„Verflüssigung des rekuperierten regenerativen CC s": Um das rekuperierte regenerative C02 besser Zwischenlagern und oder transportieren zu können, ist es von Vorteil, es zu verflüssigen. Der apparative Aufwand und die Kosten einer gasförmigen Handhabung wären deutlich höher. Dieser Verfahrensschritt ist gleichwohl nicht zwingend erforderlich, er kann auch übersprungen werden, z.B., wenn die Ver- wendung relativ nah zum Ort der C02-Erzeugung bzw. -Separation erfolgt und in diesem Fall das Transportmittel„Gaspipeline" kostengünstiger ist.
Verfahrensschritt 6.)„Zwischenlagerung des rekuperierten regenerativen CQ?s": Der rekuperierte C02-Gasvolumenstrom wird in der Regel schwanken und deshalb nicht mit der Abnahme übereinstimmen. Es ist deshalb von Vorteil, gleichwohl nicht zwingend erforderlich, zwischen der Separation und dem Transport eine Abpufferung in Form mindestens eines Zwischenspeichers vorzusehen (vgl. Ansprüche 1 und 11).
Verfahrensschritt 7.)„Transport": Das rekuperierte regenerative C02 wird physisch vom Ort der Rekuperation bzw. der Zwischenlagerung zum Ort der Verwendung verbracht. Dieser Transport kann per Lkw erfolgen und/oder per Schiff und/oder per Ei- senbahn und/oder per Pipeline.
Verfahrensschritt 8.)„Verwendung des regenerativen CO^s": Die Verwendung des regenerativen C02s bestimmt, welcher THG-Effekt im Meta-System„Umwelt" erreicht wird. Um einen positiven THG-Effekt zu erzielen, sind 3 Verwendungsoptionen vorge- sehen: A) Sequestrierung des regenerativen C02s, B) Stoffliche Substitution fossilen C02s, C) Nutzung des regenerativen C02s für die Herstellung synthetischer Kraftstoffe.
Bei der Sequestrierung des regenerativen CO?s wird das C02 geologisch endgelagert (sequestriert) und damit aus dem Meta-System„Umwelt" entfernt. Durch die Seques- trierung wird regeneratives C02 aus dem kurzfristigen C02-Kreislauf entnommen, was deutlich mehr ist als eine bloße Vermeidung von weiteren zusätzlichen THG- Emissionen in das Meta-System„Umwelt", denn der C02-Bestand der Atmosphäre wird aktiv gesenkt. Wenn diese Verringerung des atmosphärischen C02-Bestands einer nur kleinen Kraftstoffmenge angerechnet wird (siehe Verfahrensschritt 9), kann diese soweit entlastet werden, dass ihre THG-Belastung nicht nur reduziert oder auf null gebracht wird, sondern sogar negativ ausfällt. Das ist dann von besonderem Vorteil, wenn es zum dualen Einsatz von Kraftstoff kommt. Bei Dual-Fuel-Konzepten kann es z.B. zum Einsatz von Methan als Gas und/oder Methan als Flüssigkeit einerseits und Diesel oder Biodiesel andererseits in Dual-Fuel-Lkw kommen. Wenn das Methan eine negative THG-Bilanz aufweist, kann es die positive THG-Bilanz des Diesels bzw. des Biodiesels kompensieren, so dass die Lkw trotz Verwendung von umweltbelasteten Kraftstoffen letztlich THG-frei unterwegs sind.
Bei der stofflichen Substitution ersetzt regeneratives und damit unschädliches C02 fossiles und somit schädliches C02, das ansonsten in das Meta-System„Umwelt" gelangen und den C02-Bestand der Atmosphäre erhöhen würde und damit schädliche Auswirkungen hätte. Das fossile C02 muss nicht länger für die industrielle Anwendung erzeugt werden, eine zusätzliche Belastung des Meta-Systems„Umwelt" wird vermieden. Dadurch wird der atmosphärische CC^-Bestand zwar nicht gesenkt, aber es kommt zumindest zu keiner weiteren Erhöhung dieses Bestandes. Bei der Nutzung des regenerativen CC s für die Herstellung synthetischer Kraftstoffe wird das regenerative C02 in einen der üblichen Reformierungsprozesse eingebracht, in dem es zu einem regenerativen synthetischen Kraftstoff aufbereitet wird, vorzugsweise gemäß dem bekannten Sabatier-Prozess zu synthetischem Methan (CH4) oder gemäß den anderen bekannten Verfahren (z.B. Dampfreformierung, Bertau/Pätzold/Singliar- Verfahren) zu synthetischem Methanol (CH3OH), Ethanol oder zu synthetischem Me- than, Oktan, Butan oder Propan. Es ist von Vorteil, wenn der erforderliche Wasserstoff per Elektrolyse aus THG-freiem Strom gewonnen wird, so dass es zu minimalen THG- Emissionen kommt und die durch die Verwendung des regenerativen C02s erzielten THG-Effekte durch den Einsatz fossiler Energie nicht wieder zunichte gemacht werden (vgl. DE 102004030717A1, DE102009 018126A1 und DE4332789A1).
Wenn die C02-Reformierung bzw. der Sabatier-Prozess synthetische Kraftstoffe abwirft, ersetzen diese synthetischen Kraftstoffe fossile Kraftstoffe, was die zusätzliche Emission von weiteren zusätzlichen THG in die Atmosphäre und damit in das MetaSystem„Umwelt" vermeidet, die (zusätzliche) THG-Emission ist dann nahezu null. Verfahrensschritt 9.) Austarierung des Meta-Systems„Umwelt": So wie beim Verkauf von BioMethan-Einspeisungen in das Erdgasnetz und von Ökostrom-Einspeisungen in das Stromnetz keine physische Übertragungen exakt des selben Gases bzw. des selben Stroms von den Verkäufern (Einspeisern) zu den Käufern (Ausspeisern / Nutzern) stattfinden, sondern lediglich virtuell-statistische Verrechnungen der entsprechenden Ener- giemengen, werden die erzielten Reduzierungen des physisch nicht abgrenzbaren atmosphärischen C02-Bestandes des Meta-Systems„Umwelt" und/oder die erzielten Reduzierungen an zusätzlichen THG-Emissionen in diesem erfindungsgemäßen Verfahren virtuell-statistisch mit den THG-Emissionen der zu entlastenden Kraftstoffe verrechnet. Diese Austarierung des Meta-Systems„Umwelt" erfolgt kraftstoffsortenspezifisch nach dem folgenden erfindungsgemäßen Algorithmus (vgl. Ansprüche 10 und 20):
MK„ = (RC02 ./. ECC-2-ei ·/. EC02-th ./. EC02-sonst) / (C02-Kn ./. C02-ZBK„) wobei
MKn maximale energetische Menge des Kraftstoffes n, gemessen in kWhHj
oder MJ, die auf die Zielbelastung C02-ZBKn gebracht werden kann;
RC02 Rekuperierte Menge an regenerativem C02, gemessen in t C02-Äq,
C02-Emissionen, gemessen in t C02-Äq, die nach der Rekuperation des regenerativen C02s durch den Einsatz von elektrischer Energie entstehen;
EC02-th C02-Emissionen, gemessen in t C02-Äq, die nach der Rekuperation des regenerativen C02s durch den Einsatz von thermischer Energie entstehen; EC02.Sonst = sonstige C02-Emissionen, gemessen in t C02-Äq, die nach der Re- kuperation des regenerativen C02s entstehen;
C02-Kn = LCA-THG-Belastung des zu entlastenden Kraftstoffes n, gemessen vor der Entlastung in gC02-Äq/kWhHi oder in gC02-Äq/MJ;
C02-ZBi n = THG-Ziel-Belastung des zu entlastenden Kraftstoffes n, gemessen nach der Entlastung in gC02-Äq/kWhHi oder in gC02-Äq/MJ;
Wenn beispielsweise aus einer mit konventionellen Gärsubstraten (Mais, Gras, Gülle, Getreideganzpflanzenschnitt) betriebenen Biogasanlage im Verfahrensschritt 4.)„Re- kuperation" jährlich 5.600 1 regenerativen C02s rekuperiert werden und bei den nachfolgenden Verfahrensschritten 5.) bis 8.) C02-Emissionen auftreten, z.B. durch den Einsatz von 56.000 kWhei Strom aus dem deutschen Strommix für die Steuerung der Verflüssigungsanlage und durch den Verbrauch von 2.240.000 kWha, Wärme aus Erdgas für die Verflüssigung des rekuperierten regenerativen C02s sowie durch den Einsatz von 593.000 kWhHi Dieselkraftstoff für den Transport des verflüssigten C02s per Lkw, dann reduziert sich die anrechenbare C02-Menge auf 4.827,3 t/a. Diese Minderung berechnet sich wie folgt:
Der deutsche Strommix sei mit 624 gC02-Äq/kWhei belastet, durch den Bezug von 56.000 kWhei aus dem Stromnetz wird die Umwelt mit folglich mit 34,9 tC02 belastet. Bei einer LCA-Belastung des Erdgases in Höhe von 244,6 gC02/kWliHi ergibt sich für den Wärmeeinsatz von 2.240.000 kWhth eine weitere Belastung von 547,9 tC02. Beim Einsatz von 593.000 kWhHi an Dieselkraftstoff, der mit 320,2 gC02/kWhHi belastet ist, entstehen weitere 189,9 tC02. Von der ursprünglich rekuperierten C02-Menge in Höhe von 5.600 1 bleiben gemäß der vorstehenden Formel noch rd. 4.827,3 t C02 anrechenbar (5.600 tC02 ./. 34,9 tC02 ./. 547,9 tC02 ./. 189,9 tC02 = 4.827,3 tC02).
Der zu entlastende Kraftstoff sei fossiles Erdgas und die Zielbelastung sei 0,0 gC02 / kWhHi- Gemäß dem Algorithmusteil (C02- n ./. C02-ZBi n) werden 244,6 gC02/kWhHi ./. 0,0 gC02/kWhHi = 244,6 gC02/kWhHi für eine entsprechende THG-Entlastung des Erdgases benötigt. Mit der anrechenbaren C02-Menge von 4.827,3 t C02 können also bis zu 19.735.487 kWhni fossilen Erdgases in einen absolut THG-freien Kraftstoff konvertiert werden. Dementsprechend kann die THG-Belastung aller fossilen, biogenen und synthetischen Kraftstoffe, deren LCA-THG-Belastung bekannt ist, reduziert werden, vorzugsweise auf null und besonders vorzugsweise auf < null. Die maximal entlastbaren Kraftstoffmengen ergeben sich dabei aus dem erfindungsgemäßen Algorithmus.
Gemäß dem erfindungsgemäßen Verfahren ist es möglich, jeden Kraftstoff in einen absolut THG-freien Kraftstoff zu konvertieren. Es wird also möglich, absolut C02-freies Benzin anzubieten, absolut C02-freien Dieselkraftstoff, absolut THG-freies Kerosin, absolut C02-freies Erdgas, absolut C02-freies Flüssiggas, absolut THG-freies Schweröl und auch absolut C02-freie Biokraftstoffe sowie absolut THG-freie synthetische Kraftstoffe. Die jeweils verfügbare THG-reduzierte Kraftstoffmenge wird dabei umso größer, je geringer die anfängliche LCA-THG-Belastung des zu entlastenden Kraftstoffes ist und umgekehrt. Mit einer an-rechenbaren C02-Menge von 4.827,3 t können aufgrund seiner höheren anfanglichen LCA-THG-Belastung von 308,2 gC02/kWhHi lediglich 15.662.881 kWliHi an Benzin so entlastet werden, dass sich absolut THG-freies Benzin ergibt. Mit der anrechenbaren Menge von 4.827,3 t C02 könnte dagegen eine Menge von bis zu 121.901.515 kWh Fischer-Tropsch-Diesels, der aus Kulturholz erzeugt wur- de, zu einem Nullemissions-Kraftstoff gemacht werden, also eine um den Faktor 7,8 größere Kraftstoffmenge.
Mit diesem Verfahren wird der effektive C02-Bestand des Meta-Systems„Umwelt" im Saldo entweder nicht weiter erhöht, oder die weitere Emission an zusätzlichem fossilem C02 wird reduziert. Verfahrensschritt lO.a)„Verwendung der entlasteten Kraftstoffe im Verkehr": Wie vorstehend dargestellt wurde, sind bis auf absolut THG-freies BioMethan (aus DE 102010 017818.7 und PCT/EP2011/000748) bislang keine anderen Kraftstoffe bekannt, die die Eigenschaft der absoluten THG-Freiheit aufweisen. Mit dem erfindungsgemäßen Verfahren wird es erstmals möglich, jeden Kraftstoff zu einem äußerst umweltfreundlichen Nullemissionskraftstoff zu machen. Wenn ein solcher Nullemissionskraftstoff im Verkehr eingesetzt wird, ist Nullemissionsmobilität gegeben, und zwar ohne dass die etablierten Antriebstechniken geändert oder durch andere Antriebstechnik (Elektro- oder Wasserstoffantrieb) ersetzt und ohne dass neue Tankstellen-Infrastrukturen aufgebaut werden müssten. Von besonderem Vorteil dieses Verfahrensschrittes ist, dass die posi- tiven UmweltefFekte sofort über den gesamten Kraftfahrzeugbestand wirksam werden können und bis zur vollen Wirksamkeit nicht auf den kompletten Austausch des Kraftfahrzeug-Altbestandes durch Neufahrzeuge gewartet werden müsste.
Von allen Verfahrensschritten und Maßnahmen hat die Sequestrierung 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 C02-Minderung (endgültige Entfernung von C02 aus dem atmosphärischen C02-Kreislauf des Meta-Systems„Umwelt") wird einem beliebigen Kraftstoff zugerechnet. Im Verkehr können nicht nur THG-freie Kraftstoffe mit einer THG-Minderung von 100 % eingesetzt werden, sondern auch nach diesem Verfahren um 0,01 % bis 99,99 % THG-reduzierte Kraftstoffe sowie Kraftstoffe, deren THG-Emission um > 100 % reduziert wurde.
Verfahrensschritt lO.b)„Sonstige Verwendungen der entlasteten Kraftstoffe": Der bzw. die THG-entlasteten Kraftstoffe können nicht nur im Verkehr eingesetzt werden, sondern auch als THG-reduzierte bzw. als THG-freie Heizstoffe und zur Erzeugung von THG-reduziertem bzw. THG-freiem Strom.
Das erfindungsgemäße Verfahren beinhaltet die Steuerung und Regelung der jeweiligen Teilprozesse und des Gesamtablaufes. Diese sind in üblicher Weise als System- bzw. Anlagensteuerung implementiert und werden deshalb nicht näher erläutert.
Erreichte Vorteile
Wenn es mit allen Schritten realisiert wird, kann mit dem hier offengelegten Verfahren Kraftstoff bereitgestellt und genutzt werden, ohne dass sich der (atmosphärische) C02- Bestand des Meta-Systems„Umwelt" erhöht. Alternativ kann die Emission von fossi- lern C02 in das Meta-System„Umwelt" durch die Emission von regenerativem C02 ersetzt werden. Diese Kraftstoffe können im Verkehr eingesetzt werden. Ohne die Automobiltechnik (also weder das Produkt noch die Herstellungswerke) groß verändern bzw. weiterentwickeln zu müssen, wird mit dem Einsatz der absolut THG- freien Kraftstoffe Nullemissionsmobilität möglich, ggf. sogar THG-negative Mobilität. Die internationale Automobilindustrie kann nach wie vor Autos mit Verbrennungsmoto- ren bauen, ohne die Technologie groß ändern zu müssen, die THG-Freiheit der Mobilität wird über den Kraftstoff erreicht.
Die Nachteile der ggf. ebenfalls CO2-freien Elektromobilität wie kurze Reichweite, lange Ladezeiten, hohes Batteriegewicht, sehr hohe zusätzliche Anschaffungskosten, problematische Beheizung im Winter und problematische Klimatisierung im Sommer, In- vestition in neue Produktionslinien, hohe F&E-Ausgaben etc. etc. treten dabei nicht auf. Weder muss die hochentwickelte Verbrennungsmotorentechnik auf eine Elektromotorentechnik umgestellt werden, noch müssen Hochleistungsbatterien entwickelt, produziert und bezahlt werden. Dadurch verursachte THG-Emissionen können unterbleiben.
Auch ggü. der gegenwärtig noch als ultima ratio angesehene Wasserstofftechnologie weisen das hier beschriebene Verfahren und die beschriebene Verwendung Vorteile auf; da die Anschaffungsmehrkosten von Wasserstoff-Pkw heute ggü. vergleichbaren Benzinfahrzeugen bei 50.000 Euro und mehr liegen und diese sich bei Elektro-Pkw auf 10.000 bis 40.000 Euro belaufen, kann kaum ein Pkw mit diesen neuen Antrieben während seiner gewöhnlichen Nutzungszeit diesen Kostennachteil durch Kostenvorteile beim Kraftstoffverbrauch kompensieren. Bei CNG-Antrieben belaufen sich die Anschaffungsmehrkosten lediglich zwischen 0 und 4.000 Euro pro Pkw und die Break E- ven-Punkte sind bereits nach einer Fahrstrecke von 0 bis 30.000 km erreicht.
Die„Erzeugung" von THG-reduzierten bzw. THG-freien Kraftstoffen 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 Ausführungsbeispiele Bezug genommen, die anhand fachspezifischer Terminologie beschrieben sind. Es sei jedoch daraufhingewiesen, dass der Schutzumfang der Erfindungen durch die Angabe von Ausführungsbeispielen nicht eingeschränkt werden soll, da Veränderungen und Modifizierungen an dem offenbarten Verfahren und an der offenbarten Anlage sowie an deren Ausfuhrungsvarianten und weitere Anwendungen der Erfindungen sowie weitere Verwendungen des rekuperierten regenerativen CO2S als übliches derzeitiges oder künftiges Fachwissen eines zuständigen Fachmanns angesehen werden.
Die Figuren 1 bis 5 zeigen Ausfuhrungsbeispiele des erfindungsgemäßen Verfahrens, wobei die Rechtecke Stoffe und Produkte darstellen und Rechtecke mit abgeschnittenen Ecken Prozesse bzw. Verfahrensschritte.
Figur 1 zeigt ein schematisches Blockdiagramm der Verfahrensschritte zur Verbesse- rung der THG-Bilanz beliebiger Kraftstoffe in allen möglichen Varianten
Figur 2 stellt eine Ausführungsvariante des Verfahrens dar, bei der auf die Zwischenlagerung des rekuperierten regenerativen C02s verzichtet wird.
Figur 3 zeigt eine weitere Ausfuhrungsvariante des in Figur 1 dargestellten Verfahrens, bei der das regenerative C02 ausschließlich mit dem Konversionsverfahren der anaero- ben Vergärung gewonnen wird und bei der die nicht genutzten Verfahrensoptionen nicht mehr dargestellt sind.
Figur 4 zeigt eine Ausführungsvariante des in Figur 1 dargestellten Verfahrens, bei der das regenerative C02 ausschließlich mit dem Konversionsverfahren der Vergasung gewonnen wird.
Figur 5 zeigt eine Ausführungsvariante des in Figur 1 dargestellten Verfahrens, bei der das regenerative C02 ausschließlich mit dem Konversionsverfahren der Verfeuerung gewonnen wird.
Die Figuren 6 bis 10 zeigen Ausführungsbeispiele der möglichen Anlagenkonfiguration. In den Figuren 6 bis 10 sind Anlagen bzw. Vorrichtungen als Rechteck mit abgeschnit- tenen Ecken dargestellt und Stoffe bzw. Produkte als Rechteck.
Figur 6 zeigt ein allgemeines schematisches Blockdiagramm der Anlagenbestandteile, die zur Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens erforderlich sind bzw. sein können. Figur 7 stellt eine Ausführungsvariante der Anlage aus Figur 6 dar, bei der auf die Zwischenlagerung des rekuperierten regenerativen C02s verzichtet wird.
Figur 8 zeigt eine Ausfuhrungsvariante der Anlage aus Figur 6, bei der die Konversion der Einsatzstoffe und die Gewinnung des regenerativen C02s in einer Vergärungsanlage erfolgen; die nicht genutzten Anlagenbestandteile sind nicht mehr dargestellt.
Figur 9 zeigt eine Ausfuhrungsvariante der Anlage aus Figur 6, bei der die Konversion der Einsatzstoffe und die Gewinnung des regenerativen C02s in einer Feuerungsanlage erfolgen.
Figur 10 zeigt eine Ausführungsvariante der Anlage aus Figur 6, bei der die Konversion der Einsatzstoffe und die Gewinnung des regenerativen C02s in einer Vergasungsanlage erfolgen.
In Figur 1 stellen die Rechtecke 1 bis 9 die üblichen Einsatzstoffe zur Erzeugung von C02 dar und zwar sowohl die fossilen Einsatzstoffe als auch die regenerativen Einsatzstoffe. Bei dem Rechteck mit dem Bezugszeichen 1 handelt es sich um Propan, das Be- zugszeichen 2 verweist auf Butan, 3 auf Erdölfraktionen wie z.B. Naphta, 4 auf Erdgas, 5 auf fossile Kohle, 6 auf Biomasse, 7 auf kohlenwasserstoffhaltigen Abfall, 8 auf Biomüll und 9 auf Wirtschaftsdünger (vgl. Bezugszeichenliste).
Aus diesen möglichen Einsatzstoffen werden im Verfahrensschritt 1 (Bezugszeichen 10) diejenigen Einsatzstoffe ausgewählt, mit denen regeneratives C02 erzeugt werden kann, nämlich mindestens THG-reduzierte, vorzugsweise THG- freie Biomasse (1 1) und/oder mindestens THG-reduzierter, vorzugsweise THG-freier Abfall (12) und/oder mindestens THG-reduzierter, vorzugsweise THG-freier Wirtschaftsdünger (13) und / oder mindestens THG-reduzierter, vorzugsweise THG-freier Biomüll (14).
Im Verfahrensschritt 2 (Bezugszeichen 15, 16 und 17) werden die ausgewählten Ein- satzstoffe in C02-haltige Mischgase konvertiert. Als Konversionsverfahren kommen dafür die Vergasung (15) in Frage, die anaerobe Vergärung (16) und die Verbrennung (17). Bei Nutzung des Konversionsverfahrens der Vergasung (15) entsteht als Mischgas Pyrolysegas (19), das aus regenerativem C02 und Synthesegasen zusammengesetzt ist. Bei Nutzung des Konversionsverfahrens der anaeroben Vergärung (16) entsteht das Mischgas Biogas (20), das aus regenerativem C02, Methan und Begleitgasen besteht. Bei Nutzung des Konversionsverfahrens der Verbrennung (17) entsteht das Mischgas Rauchgas (21), das sich im Wesentlichen aus regenerativem C02, CO, NOx, 02, N und weiteren Begleitgasen zusammensetzt. Im Verfahrensschritt 3 (22) wird mischgasspezifische Technik eingesetzt, um das in allen aufgeführten Mischgasen enthaltene regenerative C02 aufzukonzentrieren bzw. zu extrahieren und es so einer weiteren Nutzung zugänglich zu machen. Ziel ist es dabei, aufkonzentriertes regeneratives C02 (23 und 24) zu gewinnen und von den Begleitgasen (18) zu trennen. Um das C02 aus dem Mischgas„Pyrolysegas" zu extrahieren, wird eines der üblichen Gasreinigungs- bzw. Gasextrahierungsverfahren wie z.B. das Recti- sol- Verfahren oder die Druckwasserwäsche oder die drucklose Aminwäsche oder ein Kryo- Verfahren eingesetzt. Um das C02 aus dem Mischgas„Biogas" zu extrahieren, wird ebenfalls eines der üblichen Gasaufbereitungsverfahren genutzt (s.o.). Um das C02 aus dem Mischgas„Rauchgas" zu separieren, wird eines der geeigneten Gasextrahie- rungsverfahren genutzt, neben den bereits aufgeführten ggf. auch das Oxyfuel- Verfahren (nicht dargestellt), bei dem vor der Verfeuerung der Einsatzstoffe eine Luftzerlegung erfolgt und für die Verbrennung der Einsatzstoff weitgehend Sauerstoff eingesetzt wird, so dass das Rauchgas weitgehend stickstofffrei ist und die C02-Konzentration im Rauchgas hoch oder sogar sehr hoch mit der weiteren Folge, dass der Aufwand der C02-Extrahierung relativ gering ausfällt.
Ein möglichst großer Teil des regenerativen C02s wird dem Verfahrensschritt 4 (Reku- peration; Bezugszeichen 25) zugeführt. Der Anteil des zu rekuperierenden regenerativen C02s ergibt sich aus dem bei der Separation angestrebten Kosten-/Nutzen- Verhältnis, denn der jeweils erforderliche zusätzliche apparative Aufwand steigt mit zunehmendem Extrahierungsgrad (steigender Grenzaufwand).
Das rekuperierte regenerative C02 (26) wird im Verfahrensschritt 5 (27, 28) verflüssigt oder in den festen Zustand überführt oder zunächst im gasförmigem Zustand belassen. Die Verflüssigung des C02s erfolgt gemäß dem Stand der Technik mit Kryo- Verfahren in geeigneten Anlagen. Um das C02 zu verfestigen, wird das verflüssigte C02 noch weiter abgekühlt. Die Verflüssigung und die Verfestigung sind von Vorteil, weil sich das C02 in flüssigem und festem Zustand (nicht dargestellt) besser lagern und transportieren lässt.
Das gasförmige und/oder verflüssigte und/oder verfestigte regenerative C02 (nicht dargestellt) wird im Verfahrensschritt 6 (29) bis zum Abtransport zum Ort der Nutzung bzw. zum Ort der Sequestrierung in Drucktanks oder in Flüssiggastanks oder in isolierten Kühlräumen zwischengelagert. Eine Zwischenlagerung ist erforderlich, da der schwankende Volumenstrom der C02-Erzeugung i.d.R. nicht mit dem schwankenden Volumenstrom der Nutzung übereinstimmt. Insofern übt das Zwischenlager die Funktion eines Puffers aus. Im Verfahrensschritt 7 (30) wird das rekuperierte regenerative C02 (nicht dargestellt) mit geeigneten Mitteln zum Ort der Nutzung bzw. der Sequestrierung transportiert. Vorzugsweise wird dabei THG-reduzierter Kraftstoff eingesetzt, besonders vorzugsweise THG-freier Kraftstoff und insbesondere THG-negativer Kraftstoff. Der Einsatz dieser Kraftstoffe vermeidet, dass sich die THG-Bilanz des transportierten C02s verschlech- tert.
Der Verfahrensschritt 8 (31, 32, 33) umfasst die Verwendung des rekuperierten regenerativen C02s. Möglich sind die Optionen der Sequestrierung (31), der stofflichen Substitution fossilen C0 s (32) und der Nutzung als Einsatzstoff für die Herstellung synthetischer Kraftstoffe wie z.B. synthetischem Methan, synthetischem Oktan, synthetischem Butan und synthetischem Propan oder synthetischem Methanol und synthetischem E- thanol. Bei allen Optionen wird der atmosphärische Bestand an C02 reduziert oder zumindest nicht weiter erhöht: die Sequestrierung regenerativen C02s vermindert den atmosphärischen C02-Bestand, die stoffliche Substitution drängt den Einsatz fossilen C02s zurück und aus regenerativem C02 hergestellte synthetische Kraftstoffe substitu- ieren fossile Kraftstoffe, was ebenfalls in einer Minderung der Emission fossilen C02s bzw. entsprechender Treibhausgase resultiert.
Im Verfahrensschritt 9 (34) werden die Minderung des atmosphärischen C02-Bestands (nicht dargestellt) und/oder die Minderung fossiler C02-Emissionen (bzw. entsprechender Treibhausgase) (nicht dargestellt) mit den C02-Emissionen (bzw. den THG-Emis- sionen) der ausgewählten Kraftstoffe verrechnet, was zu einer virtuell-statistischen THG-Entlastung (nicht dargestellt) des mindestens einen ausgewählten Kraftstoffes (35) führt. Die maximale entlastbare Kraftstoffmenge ergibt sich aus der vorstehend aufgeführten Formel. Im Verfahrensschritt 10 (36, 37) wird bestimmt, wie der entlastete Kraftstoff (35) verwendet wird. Da die THG-Reduzierung von allen Sektoren im Verkehrssektor am schwierigsten zu bewerkstelligen ist (vgl. diverse Verlautbarungen der EU und der deutschen Bundesregierung), wird eine entsprechende Lösung hier am besten honoriert. Es ist deshalb von Vorteil, den entlasteten Kraftstoff (35) im Verkehr einzusetzen (36), vorzugsweise im Straßenverkehr und besonders vorzugsweise im Luftverkehr. Alternativ kann der THG-entlastete Kraftstoff (35) als Heizstoff verwendet oder verströmt werden (37).
Das erfindungsgemäße Verfahren beinhaltet die Steuerung und Regelung der jeweiligen Teilprozesse und des Gesamtablaufes. Diese sind in üblicher Weise als System- bzw. Anlagensteuerung implementiert und werden deshalb nicht näher erläutert.
Figur 2 zeigt eine Ausfuhrungsvariante des erfindungsgemäßen Verfahrens, bei der auf eine Zwischenlagerung des rekuperierten regenerativen C02s verzichtet wird. Es wird vielmehr ohne Zwischenlagerung zum Ort der Verwendung transportiert.
In Figur 3 ist eine Ausführungsvariante des allgemein in Figur 1 beschriebenen Verfah- rens dargestellt, bei der die nicht genutzten Verfahrensschritte nicht mehr dargestellt sind. Aus den möglichen Einsatzstoffen (1 - 9) wurden im Verfahrensschritt 1 (10) Biomasse (1 1) und Wirtschaftsdünger (13) ausgewählt. Als Konversionsverfahren kommt im Verfahrensschritt 2 die anaerobe Vergärung (16) zum Einsatz. Dabei entsteht das Mischgas Biogas (20). Das im Biogas (20) enthaltene regenerative C02 wird im Verfahrensschritt 3 (22) mit einem der geeigneten Gaswäscheverfahren (z.B. Rectisol- verfahren, Druckwasserwäsche, drucklose Aminwäsche, Kryo-V erfahren) von den Begleitgasen (18) des C02s (darunter der Energieträger Methan) separiert und im Verfahrensschritt 4 (25) möglichst vollständig rekuperiert. Das rekuperierte C02 (26) wird im Verfahrensschritt 5 verflüssigt (27), in Kryo-Tanks (nicht dargestellt) zwischengelagert (29) und danach mittels Lkw (nicht dargestellt) zum Verwendungsort (nicht dargestellt) transportiert (30). Das zum Ort der Verwendung transportierte regenerative C02 (nicht dargestellt) wird dort genutzt, um fossiles C02 (nicht dargestellt) stofflich zu substituieren (32). Die entstehenden THG-Gutschriften (nicht dargestellt) werden bei der Austa- rierung des Meta-Systems„Umwelt" (34) zur Entlastung der THG-Bilanz fossilen Erdgases (35) und fossilen Dieselkraftstoffes (35) genutzt, wobei diese THG-entlasteten Kraftstoffe im Straßenverkehr eingesetzt werden (36).
In Figur 4 ist eine Ausführungsvariante des allgemein in Figur 1 beschriebenen Verfahrens dargestellt, bei der die nicht genutzten Verfahrensschritte nicht mehr dargestellt sind. Aus den möglichen Einsatzstoffen (1 - 9) wurde im Verfahrensschritt 1 (10) die Biomasse (1 1) ausgewählt. Als Konversionsverfahren kommt im Verfahrensschritt 2 die thermochemische Vergasung (15) zum Einsatz. Dabei entsteht das Mischgas Pyrolysegas (19). Das im Pyrolysegas (19) enthaltene regenerative C02 wird im Verfahrensschritt 3 (22) mit einem der geeigneten Gas wäscheverfahren (z.B. Rectisol verfahren, Druckwasserwäsche, drucklose Aminwäsche, Kryo- Verfahren) von den Begleitgasen (18) des C02s separiert und im Verfahrensschritt 4 (25) möglichst vollständig rekupe- riert. Das rekuperierte, gasförmige C02 (26) wird ohne Zwischenlagerung mittels Pipeline (nicht dargestellt) zum Verwendungsort (nicht dargestellt) transportiert (30). Das zum Ort der Verwendung transportierte regenerative C02 (nicht dargestellt) wird dort als Einsatzstoff für die Herstellung synthetischer Kraftstoffe genutzt (33). Die entstehenden THG-Gutschriften (nicht dargestellt) werden bei der Austarierung des MetaSystems„Umwelt" (34) zur Entlastung der THG-Bilanz eines fossilen Heizstoffe (z.B. Erdgas; Bezugszeichen 35) genutzt, wobei dieser THG-entlastete Heizstoff in entsprechenden Heizungsanlagen (nicht dargestellt) eingesetzt wird (37). In Figur 5 ist eine Ausführungsvariante des allgemein in Figur 1 beschriebenen Verfahrens dargestellt. Aus den möglichen Einsatzstoffen (1 - 9) wurden im Verfahrensschritt 1 (10) Biomasse (1 1) und Abfall (12) ausgewählt. Als Konversionsverfahren kommt im Verfahrensschritt 2 die Verbrennung (17) zum Einsatz. Dabei entsteht das Mischgas Rauchgas (21). Das im Rauchgas (21) enthaltene regenerative C02 wird im Verfahrens- schritt 3 (22) mit einem der geeigneten Gaswäscheverfahren (z.B. Oxy-Fuel-Verfahren, Rectisolverfahren, Druckwasserwäsche, drucklose Aminwäsche, Kryo- Verfahren) von den Begleitgasen (18) des C02s separiert und im Verfahrensschritt 4 (25) möglichst vollständig rekuperiert. Ein Teil des rekuperierten C02s (26) wird im Verfahrensschritt 5 verflüssigt (27), in Kryo-Tanks (nicht dargestellt) zwischengelagert (29) und danach mittels Lkw (nicht dargestellt) zum Verwendungsort (geologisches Endlager; nicht dar- gestellt) transportiert (30). Der andere Teil wird in gasförmigem Aggregatszustand in Druckgastanks oder Kavernen (nicht dargestellt) zwischengelagert und danach zum Ort der Verwendung (Anlage zur Herstellung von synthetischen Kraftstoffen; nicht dargestellt) transportiert. Das zum geologischen Endlager transportierte regenerative C02 (nicht dargestellt) wird dort sequestriert (31). Das zur Syntheseanlage transportierte C02 wird dort als Einsatzstoff für die Synthese von Kraftstoffen genutzt (33).
Die entstehenden THG-Gutschriften (nicht dargestellt) werden bei der Austarierung des Meta-Systems„Umwelt" (34) zur Entlastung der THG-Bilanz einer Reihe von Kraftstoffen (35) genutzt, darunter fossile, biogene und synthetische Kraftstoffe. Die THG- entlasteten Kraftstoffe (35) werden sowohl im (Straßen-) Verkehr eingesetzt (36) als auch zur Verstromung und zu Heizzwecken (37).
In Figur 6 ist eine allgemeine Anlagenkonfiguration dargestellt, die die gemäß dem erfindungsgemäßen Verfahren ausgewählten Einsatzstoffe (1 1 , 12, 13, 14) in Mischgase (19, 20, 21) konvertiert, und zwar wird Pyrolysegas (19) mit einer der üblichen Vergasungsanlagen (51) erzeugt, Biogas (20) mit einer der üblichen Biogasanlagen (52) und Rauchgas (21) mit einer der üblichen Feuerungsanlagen (53).
Das Pyrolysegas (19) wird einer üblichen Separierungsanlage (54) zugeführt. Das im Pyrolysegas (19) enthaltene regenerative C02 (24) wird mittels der üblichen Separierungsanlage (54) aus dem Pyrolysegas abgetrennt. Das regenerative C02 (24) wird aber nicht wie bislang üblich in die Atmosphäre entlassen, sondern erfindungsgemäß mittels einer Rekuperationsvorrichtung (57) möglichst vollständig aufgefangen. Die Begleitgase (18) werden in anderen Anlagen zur Erzeugung von synthetischen Kraftstoffen oder zur energetischen Verwertung eingesetzt. Das rekuperierte, aus Pyrolysegas stammende regenerative C02 (60) wird entweder in gasförmigem Zustand in Druckbehältern bzw. Drucktanks (64) zwischengelagert oder einer Verflüssigungsanlage (63) zugeführt, die das rekuperierte regenerative C02 (60) durch Abkühlung in den flüssigen Zustand bringt (65) oder in eine Verfestigungsanlage (64) geleitet, die das rekuperierte regenerative C02 (60) durch weitere Abkühlung in den festen Zustand überführt und es damit in sogenanntes Trockeneis (66) konvertiert.
Das Biogas (20) wird einer der üblichen Gaswäscheanlagen (55) zugeführt, z.B. einer Rectisol-Anlage oder einer Anlage zur Druckwasserwäsche, oder einer Anlage, die nach dem Prinzip der drucklosen Aminwäsche arbeitet oder einer Anlage, die nach einem ryo- Verfahren funktioniert. Das im Biogas (20) enthaltene regenerative C02 wird mittels dieser Gaswäscheanlagen (55) aus dem Biogas (20) extrahiert. Das separierte regenerative C02 (24) wird jedoch nicht wie bislang üblich in die Atmosphäre entlassen, sondern mittels einer Rekuperationsvorrichtung (58) aufgefangen. Die Begleitgase (18), darunter das energiereiche BioMethan, werden energetisch genutzt oder nach einer weiteren Aufbereitung ins Erdgasnetz eingespeist. Das rekuperierte, aus Biogas stammende regenerative C02 (61) wird entweder in gasförmigem Zustand in Druckbehältern bzw. Drucktanks (67) zwischengelagert oder einer Verflüssigungsanlage (63) zugeführt, die das rekuperierte regenerative C02 (61) durch Abkühlung in den flüssigen Zustand bringt (65) oder in eine Verfestigungsanlage (64) geleitet, die das rekuperierte regenerative C02 (61) durch noch tiefere Abkühlung als bei der Verflüssigung in den festen Zustand überführt und es damit in sogenanntes Trockeneis (66) konvertiert.
Das Rauchgas (21) wird einer der vorstehend aufgeführten üblichen Gasreinigungsanla- gen (56) zugeführt, die das regenerative C02 (24) nach einem der üblichen Verfahren aus dem Rauchgas (21) extrahiert. Möglich ist auch die Vorschaltung einer Luftzerlegungsanlage (nicht dargestellt), wobei fast ausschließlich der gewonnene Sauerstoff in der Feuerungsanlage eingesetzt wird und damit kein Luftstickstoff. So entsteht ein Rauchgas mit hohen und sehr hohen C02-Konzentrationen (24). Das aus dem Rauchgas separierte regenerative C02 (24) wird jedoch nicht wie bislang üblich in die Atmosphäre entlassen, sondern mittels einer Rekuperationsvorrichtung (58) aufgefangen. Die Begleitgase (18) des regenerativen C02s (24), werden nach einer ggf. durchzuführenden Reinigung in die Atmosphäre entlassen. Das rekuperierte, aus Rauchgas stammende regenerative C02 (61) wird entweder in gasförmigem Zustand in Druckbehältern bzw. Drucktanks (67) zwischengelagert oder einer Verflüssigungsanlage (63) zugeführt, die das rekuperierte regenerative C02 (61) durch Abkühlung in den flüssigen Zustand bringt (65) oder in eine Verfestigungsanlage (64) geleitet, die das rekuperierte regenerative C02 (61) durch noch tiefere Abkühlung als bei der Verflüssigung in den festen Zustand überführt und es damit in sogenanntes Trockeneis (66) konvertiert.
Wenn das rekuperierte regenerative C02 (60, 61, 62) in Gasform belassen wird, wird es bis zum Abtransport zum Ort der Verwendung in mindestens einem Drucktank (67) zwischengelagert. Verflüssigtes regeneratives C02 (65) wird bis zum Abtransport in mindestens einem Kryo-Tank (68) zwischengelagert und verfestigtes C02 (Trockeneis; 66) in mindestens einem isolierten und ggf. gekühlten Raum oder Behälter (69).
Das rekuperierte regenerative C02 wird mittels geeigneter Transportmittel (z.B. Lkw, Schiff, Eisenbahn, Pipeline) zum Ort der Verwendung/Nutzung transportiert. Wenn es sich in gasförmigem Aggregatszustand (70) befindet, bieten sich hierfür Drucktanks
(73) an, in flüssigem Aggregatszustand (71) isolierte und ggf. gekühlte Flüssiggastanks
(74) und in festem Aggregatszustand (72) isolierte und ggf. gekühlte Behälter/Container
(75) . Das an den Ort der Nutzung verbrachte regenerative C02 (76, 77, 78) wird entweder einem geologischen Endlager (79) zugeführt, wo es sequestriert wird, oder einer (ggf. industriellen) Anlage (80), in der es als Substitut für fossiles C02 (nicht dargestellt) eingesetzt wird (z.B. einer Anlage der Lebensmittelindustrie), oder einer Anlage zu Herstellung von mindestens einem synthetischen Kraftstoff (81). Bei der Herstellung von synthetischen Kraftstoffen wird die Syntheseeinrichtung ( 81) kraftstoffspezifisch so ausgelegt, dass das zugeführte regenerativen C02 jeweils optimal mit dem zugeführten Wasserstoff reagiert. Die Herstellung synthetischen Methans erfolgt z.B. nach der Sa- batier-Reaktion 4 H2 + C02 »> CH4 + 2 H20, wobei Δ HR = -165 kJ/mol beträgt. Diese Reaktion ist über die Retro-Shift-Reaktion H2 + C02 »> CO + H20 (Δ HR = +42 kJ/mol) mit der Reaktion 3 H2 + CO »> CR» + H20 verbunden, wobei Δ HR = -206 kJ/mol. Die Synthetisierung von Kraftstoffen aus C02 und H2 bestehenden Inputstoffen bedarf einer kraftstoffspezifischen Auslegung der Syntheseeinrichtung und entsprechender Steuerungs- und Regelungseinrichtungen. Mit der Einlagerung in das geologische Endlager (79) verschwindet das regenerative C02 (76, 77, 78) auf Dauer aus der Atmosphäre und mit der Substitution fossilen C02s (nicht dargestellt) durch regeneratives C02 (nicht dargestellt) wird der Einsatz fossilen C02s zurückgedrängt bzw. vermieden. Mit der Verwendung des regenerativen C02s als Einsatzstoff für die Erzeugung weitgehend THG-reduzierten synthetischen Kraftstoffes wird der Einsatz fossiler Kraftstoffe (Benzin, CNG, Diesel, LPG, Kerosin, Schweröl) zurückgedrängt, was ebenfalls eine Verringerung fossiler C02-Emissionen in die Atmosphäre zur Folge hat.
Die mit dem jeweiligen Einsatz regenerativen C02s für das Meta-System„Umwelt" verbundenen positiven THG-Effekte (82, 83, 84) werden statistisch- virtuell mit den
THG-Emissionen (85, 86, 87) des jeweils ausgewählten mindestens einen fossilen oder biogenen oder synthetischen Kraftstoffes (88, 89, 90) verrechnet bzw. austariert. Positive THG-Effekte kompensieren so negative THG-Effekte, insgesamt wird THG-Neu- tralität geschaffen. Die Kraftstoffmenge (88, 89, 90) deren THG-Emission gemindert bzw. neutralisiert bzw. überkompensiert werden kann, berechnet sich nach der in Anspruch 20 aufgeführten Formel.
Die THG-entlastete Kraftstoffmenge (88, 89, 90) kann in Verkehrsfahrzeugen (91) eingesetzt werden, z.B. in Straßenverkehrsfahrzeugen, Schienenfahrzeugen, Flugzeugen und Schiffen, oder in Heizanlagen (92) oder in Verstromungsanlagen (93). Die erfindungsgemäße Anlagenkonfiguration beinhaltet die Steuerung und Regelung der jeweiligen Anlagen und der Gesamtkonfiguration. Diese sind in üblicher Weise als System- bzw. Anlagensteuerung implementiert und werden deshalb nicht näher erläutert.
Figur 7 zeigt eine Ausführungsvariante der erfindungsgemäßen Anlagenkonfiguration, bei der auf eine Zwischenlagerung des rekuperierten regenerativen C02s verzichtet wird. Es wird vielmehr ohne Einsatz von Lagertechnik zum Ort der Verwendung transportiert. In Figur 8 ist eine Ausführungsvariante der Anlagenkonfiguration der Figur 06 dargestellt, die die gemäß dem erfindungsgemäßen Verfahren ausgewählten Einsatzstoffe Biomasse (11) und Wirtschaftsdünger (13) mit einer üblichen Biogasanlage (52) in das Mischgas Biogas (20) konvertiert. Die nicht genutzten Anlagenbestandteile sind nicht mehr dargestellt. Das im Biogas (20) enthaltene regenerative C02 wird mit einer der geeigneten Gaswäscheanlagen (z.B. Rectisol-Anlage, Druckwasserwäsche- Anlage, mit der drucklosen Aminwäsche arbeitende Anlage, ryo-Anlage) von den Begleitgasen (18) des C02s (darunter der Energieträger Methan) separiert. Die Begleitgase (18), darunter das energiereiche BioMethan, werden energetisch genutzt oder nach einer weite- ren Auf-bereitung ins Erdgasnetz eingespeist.
Das extrahierte regenerative C02 (24) wird mittels einer Rekuperationsvorrichtung (58) möglichst vollständig rekuperiert. Das rekuperierte regenerative C02 (61) wird einer Verflüssigungsanlage (63) zugeführt, die das rekuperierte regenerative C02 (61) durch Abkühlung in den flüssigen Zustand bringt (65). Das verflüssigte regenerative C02 (65) wird in Kryo-Tanks (68) zwischengelagert und danach mittels Lkw (74) zum Verwendungsort (nicht dargestellt) transportiert.
Das zum Verwendungsort transportierte regenerative C02 (77) wird einer oder mehreren industriellen Anlagen (80) zugeführt, die es an Stelle fossilen C02s (nicht dargestellt) stofflich nutzen, z.B. für die Herstellung von kohlensäurehaltigen Getränken. Mit der Substitution fossilen C02s durch regeneratives C02 (77) wird der Einsatz fossilen C02s zurückgedrängt bzw. vermieden. Die entstehenden THG-Gutschriften (83) werden bei der Austarierung des Meta-Systems„Umwelt" den THG-Belastungen (86) fossilen Erdgases (35) und fossilen Dieselkraftstoffes (35) gegengerechnet. Diese beiden Kraftstoffe werden im Straßenverkehr eingesetzt. In Figur 9 ist eine Ausführungsvariante der Anlagenkonfiguration der Figur 06 dargestellt, die den gemäß dem erfindungsgemäßen Verfahren ausgewählten Einsatzstoff Biomasse (11) mittels einer üblichen Feuerungsanlage (53) in das Mischgas Rauchgas (21) konvertiert. Die nicht genutzten Anlagenbestandteile der Figur 06 sind nicht mehr dargestellt. Das im Rauchgas (21) enthaltene regenerative C02 wird mit einer der ge- eigneten Gaswäscheanlagen (z.B. einer Rectisol-Anlage, einer Druckwasserwäsche- Anlage, einer mit der drucklosen Aminwäsche arbeitende Anlage, einer Kryo- Anlage; Bezugszeichen 56) von den Begleitgasen (18) des C02s (darunter 02, CO, NOx, N) separiert. Die Begleitgase (18) werden als wertloses Abfallprodukt in die Atmosphäre entlassen. Das extrahierte regenerative C02 (24) wird mittels einer Rekuperationsvomchtung (59) möglichst vollständig rekuperiert. Das rekuperierte regenerative C02 (62) wird in Gasform in Drucktanks (67) zwischengelagert und danach mittels geeigneter Transportmittel (73) zum Verwendungsort (nicht dargestellt) transportiert.
Die in gasförmigem und in festem Aggregatszustand zum Verwendungsort transportier- ten regenerativen C02-Fraktionen (76, 78) werden zu einem Teil mindestens einer geologischen Endlagerstätte (79) zugeführt und zum anderen Teil einer oder mehreren Kraftstoffsyntheseanlagen (81 ), die es an Stelle fossilen C02s (nicht dargestellt) einsetzen. Mit der Entfernung regenerativen C02s aus der Atmosphäre und mit der Substitution fossilen C02s (nicht dargestellt) durch regeneratives C02 (76, 78) wird der Einsatz fossilen C02s zurückgedrängt bzw. vermieden. Die entstehenden THG-Gutschriften (82, 84) werden bei der Austarierung des Meta-Systems„Umwelt" den THG-Belas- tungen (85, 87) fossiler Kraftstoffe (88) und biogener Kraftstoffe (89) gegengerechnet. Die mindestens 2 Kraftstoffe werden sowohl in Verkehrsfahrzeugen (91) als auch in Heizungsanlagen (92) eingesetzt. In Figur 10 ist eine Ausführungsvariante der Anlagenkonfiguration der Figur 06 dargestellt, die den gemäß dem erfindungsgemäßen Verfahren ausgewählten Einsatzstoff Biomasse (11) mittels einer Vergasungs-/Pyrolyseanlage (51) in das Mischgas Pyrolysegas (19) konvertiert. Die nicht genutzten Anlagenbestandteile der Figur 06 sind nicht dargestellt. Das im Pyrolysegas (19) enthaltene regenerative C02 wird mit einer der geeigneten Gaswäscheanlagen (z.B. einer Rectisol-Anlage, einer Druckwasserwäsche- Anlage, einer mit der drucklosen Aminwäsche arbeitende Anlage, einer Kryo-Anlage; Bezugszeichen 54) von den Begleitgasen (18) des C02s (darunter 02, CO, NOx, N, H2, Butan, Propan) separiert. Die Begleitgase (18) werden im weiterführenden Hauptpro- zess der Vergasungsanlage als energiereiches Synthesegas genutzt und in synthetische Kraftstoffe konvertiert. Das extrahierte regenerative C02 (24) wird mittels einer Rekuperationsvorrichtung (57) möglichst vollständig rekuperiert. Das rekuperierte regenerative C02 (60) wird zu einem Teil in Gasform in mindestens einem Drucktank (67) zwischengelagert und zum anderen Teil in einer Verflüssigungsanlage (63) verflüssigt und in mindestens einem Flüssiggastank zwischengelagert. Danach werden das gasförmige C02 (70) und das flüssige C02 (71) mittels geeigneter Transportmittel (73, 74) zum Verwendungsort (nicht dargestellt) transportiert.
Das in gasförmigem Aggregatszustand zum Verwendungsort transportierte regenerative C02 (76) wird einer oder mehreren Kraftstoffsyntheseanlagen (81) zugeführt, die es an Stelle fossilen C02s zur Herstellung von synthetischem Kraftstoff (nicht dargestellt) einsetzen. Das in flüssigem Aggregatszustand zum Verwendungsort transportierte regenerative C02 (77) wird mindestens einer geologischen Endlagerstätte (79) zugeführt.
Mit der Entfernung regenerativen C02s aus der Atmosphäre und mit der Substitution fossilen C02s (nicht dargestellt) durch regeneratives C02 (76, 77) wird der Einsatz fos- silen C02s zurückgedrängt bzw. vermieden. Die entstehenden THG-Gutschriften (82, 84) werden bei der Austarierung des Meta-Systems„Umwelt" den THG-Belastungen (85, 87) fossiler Kraftstoffe (88) und synthetischer Kraftstoffe (90) gegengerechnet. Die mindestens 2 Kraftstoffe werden sowohl in Verkehrsfahrzeugen (91) als auch in Ver- stromungsanlagen (93) eingesetzt.
Bezugszeichenliste Propan
Butan
Erdölfraktionen
Erdgas
Kohle
Biomasse (THG-reduziert)
kohlenwasserstoffhaltiger Abfall (THG-reduziert)
Biomüll als Spezialform der Biomasse (THG-reduziert)
Wirtschaftsdünger als Spezialform der Biomasse (THG-reduziert)
Verfahrensschritt 1 : Auswahl der Einsatzstoffe
Biomasse (THG-reduziert)
Abfall (THG-reduziert)
Wirtschaftsdünger als Spezialform der Biomasse (THG-reduziert)
Biomüll als Spezialform der Biomasse (THG-reduziert)
Verfahrensschritt 2a: Konversion per Vergasung (Pyrolyse)
Verfahrensschritt 2b: Konversion per anaerober Vergärung
Verfahrensschritt 2c: Konversion per Verbrennung (Oxidation)
Begleitgase
Mischgas Pyrolysegas, bestehend aus mindestens THG-reduziertem C02 und Synthesegasen
Mischgas Biogas, bestehend aus mindestens THG-reduziertem C02, CH4 und Begleitgasen
Mischgas Rauchgas, bestehend aus mindestens THG-reduziertem C02, CH4 und Begleitgasen
Verfahrensschritt 3 : Separation regenerativen C02s aus Mischgasen
Separiertes, aber nicht rekuperiertes, regeneratives bzw. THG-reduziertes C02 Der Rekuperation zxigeführtes, regeneratives bzw. THG-reduziertes C02 Verfahrensschritt 4: Rekuperation regenerativen bzw. THG-reduzierten C02s Rekuperiertes regeneratives bzw. THG-reduziertes C02
Verfahrensschritt 5a: Verflüssigung des rekuperierten C02s
Verfahrensschritt 5b: Verfestigung des rekuperierten regenerativen C02s Verfahrensschritt 6: Zwischenlagerung des rekuperierten regenerativen C02s Verfahrensschritt 7: Transport des rekuperierten regenerativen C02s
Verfahrensschritt 8a: Sequestrierung des rekuperierten C02s
Verfahrensschritt 8b: Stoffliche Substitution fossilen C02s durch das rekuperier- te regenerative C02
Verfahrensschritt 8c:Nutzung des regenerativen C02s für die Herstellung synthetischer Kraftstoffe
Verfahrensschritt 9: Austarierung des Meta-Systems„Umwelt"
Durch virtuell-statistische Verrechnung von THG-Emissionen entlasteter Kraftstoff
Verfahrensschritt 10a: Verwendung des entlasteten Kraftstoffes im Verkehr Verfahrensschritt 10b: Verwendung des entlasteten Kraftstoffes als Heizstoff oder zur Verstromung Vergasungs- Pyrolyseanlage
Vergärungs-ZBiogasanlage
Feuerungsanlage
Anlage für die Separation von C02 aus Pyrolysegas
Anlage für die Separation von C02 aus Biogas
Anlage für die Separation von C02 aus Rauchgas
Vorrichtung zur Rekuperation von C02 aus Pyrolysegas
Vorrichtung zur Rekuperation von C02 aus Biogas
Vorrichtung zur Rekuperation von C02 aus Rauchgas
Aus Pyrolysegas rekuperiertes regeneratives C02
Aus Biogas rekuperiertes regeneratives C02
Aus Rauchgas rekuperiertes regeneratives C02
Anlage zur Verflüssigung von Gasen
Anlage zur Herstellung von festem C02 (Trockeneis)
Verflüssigtes regeneratives C02 Festes regeneratives C02 (Trockeneis)
Mindestens 1 Druckgastank
Mindestens 1 Flüssiggastank
Mindestens 1 isolierter Kaltraum
Ausgelagertes regeneratives C02 in gasförmigem Aggregatszustand
Ausgelagertes regeneratives C02 in flüssigem Aggregatszustand
Ausgelagertes regeneratives C02 in festem Aggregatszustand
Für den Transport von Gasen geeignete Transportmittel (Lkw, Schiff, Bahn, Pipeline)
Für den Flüssiggastransport geeignete Transportmittel (Lkw, Schiff, Bahn, Pipeline)
Für den Transport von Trockeneis geeignete Transportmittel (Lkw, Schiff, Bahn)
An den Nutzungsort verbrachtes regeneratives C02 in gasförmigem Aggregatszustand
An den Nutzungsort verbrachtes regeneratives C02 in flüssigem Aggregatszustand
An den Nutzungsort verbrachtes regeneratives C02 in festem Aggregatszustand Geologisches Endlager
C02 nutzende (Industrie-)Anlage
Anlage zur Erzeugung von synthetischen Kraftstoffen oder -komponenten Quantifizierter THG-Effekt der Sequestrierung von regenerativem C02
Quantifizierter THG-Effekt der stofflichen Substitution fossilen C02s durch regeneratives co2
Quantifizierter THG-Effekt der Verwertung regenerativen C02s bei der Herstellung synthetischer Kraft- und Heizstoffe
Auf die von THG-Belastungen zu entlastenden Kraftstoffe übertragener THG- Effekt (THG-Gutschrift bzw. THG-Zertifikat)
Auf die von THG-Belastungen zu entlastenden Kraftstoffe übertragener THG- Effekt (THG-Gutschrift bzw. THG-Zertifikat)
Auf die von THG-Belastungen zu entlastenden Kraftstoffe übertragener THG- Effekt (THG-Gutschrift bzw. THG-Zertifikat) 88 Mindestens 1 fossiler Kraftstoff
89 Mindestens 1 biogener Kraftstoff
90 Mindestens 1 synthetischer Kraftstoff
91 Mindestens 1 Fahrzeug des Verkehrs (Straßen-, Schienen-, Wasser-, Luftverkehr)
92 Mindestens 1 Heizanlage
93 Mindestens 1 Verstromungsanlage (Verbrennungsmotor mit Generator, Brennstoffzelle)

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zur Erzeugung regenerativen C02s mittels der Konversionsverfahren der Verbrennung oder der Vergasung oder der anaeroben Vergärung in geeigneten Anlagen, insbesondere in Feuerungsanlagen oder in Vergasungsanlagen oder in Biogasanlagen, aus nicht-fossilen Energieträgern, vorzugsweise aus Biomasse, besonders vorzugsweise aus treibhausgasfreier Biomasse und insbesondere aus lignocellulosehaltiger Biomasse, dadurch gekennzeichnet, dass die mindestens eine Feuerungsanlage mit konzentriertem Sauerstoff nach dem Oxyfuel- Verfahren arbeitet, bei dem das Rauchgas nicht mit Luftstickstoff verdünnt ist und C02 in konzentrierter Form anfällt, oder die mindestens eine Feuerungsanlage mit einer Anlage zur Abscheidung von C02 aus dem Rauchgas verbunden ist oder die mindestens eine Feuerungsanlage in ein IGCC-Kombikraftwerk integriert ist, bei dem C02 durch eine Vergasung entsteht und nach dem Pre-Combustion-Capture- Verfahren vor der Verbrennung aus dem Brenngas entfernt wird, oder die mindestens eine Feuerungsanlage in eine Anlage zur Herstellung von Methanol, Wasserstoff oder synthetischem Methan integriert ist, bei der als Nebenprodukt C02 anfällt, die Einsatzstoffe der mindestens einen Vergasungsanlage in partieller Oxidation unter- stöchiometrisch mit Wasser zu einem (Brenn-)Gas konvertiert werden, das im Wesentlichen aus Wasserstoff und CO besteht, wobei das CO mittels geeigneter Katalysatoren unter hohem Druck mit Wasserdampf zu C02 und Wasserstoff konvertiert wird, die mindestens eine Biogasanlage mit einer Anlage zur Abscheidung von C02 aus Biogas verbunden ist oder eine solche Anlage mit Biogas beliefert wird, in der mindestens einen Feuerungsanlage regenerative Energieträger und/oder organische Reststoffe und/oder organische Abfall als Brennstoff eingesetzt werden, vorzugsweise Kulturholz und/oder Abfallholz und/oder Altholz und/oder Waldrestholz und / oder Rinde und/oder Landschaftspflegeholz und/oder Faserschlämme und/oder Schwarzlauge und/oder Stroh und/oder Papier und/oder Pappe und/oder Biomüll und/oder organischer Restmüll, in der mindestens einen Vergasungsanlage regenerative Energieträger und/oder organische Reststoffe und/oder organischer Abfall als Einsatzstoff eingesetzt werden, vorzugsweise Kulturholz und/oder Abfallholz und/oder Altholz und/oder Waldrestholz und/oder Rinde und/oder Landschaftspflegeholz und/oder Faserschlämme und/oder Schwarzlauge und/oder Stroh und/oder Papier und/oder Pappe und/oder Biomüll und oder Restmüll, in der mindestens einen Biogasanlage regenerative Energieträger und/oder organische Reststoffe und/oder organischer Abfall als Gärsubstrate eingesetzt werden, vorzugsweise Mais und/oder Getreidekörner und/oder Getreideganzpflanzenschnitt und/oder Gras und/oder Wirtschaftsdünger (Gülle, Festmist, Dung, Trockenkot) und/oder Kartoffeln und/oder Rüben und/oder Schlempe aus der Bioethanolerzeugung und/oder Stroh und/oder Biomüll und/oder organische Abfälle, das in der mindestens einen Anlage entstandene regenerative C02 zu mindestens 5 %, vorzugsweise zu mindestens 20 %, besonders vorzugsweise zu mindestens 50 % und insbesondere zu mindestens 85 % aus dem aus Mischgasen bestehenden Abgas abgeschieden wird, von dem abgeschiedenen regenerativen C02 mindestens 5 %, vorzugsweise mindestens 20 %, besonders vorzugsweise mindestens 50 % und insbesondere mindestens 85 % in einen Verfahrensschritt„C02-Rekuperation" geführt 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 min- destens einem Flüssiggastank oder in fester Form in mindestens einem wärmeisolierten Behälter oder Raum zwischengelagert wird oder das rekuperierte regenerative C02 mit oder ohne Zwischenspeicherung in eine Gas- oder Flüssiggasleitung oder zur Erzeugung von flüssigem oder festem regenerativem 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 % sequestriert (geologisch gespeichert) oder gemäß dem Sabatier-Prozess vorzugsweise unter Hinzufügung von mit Strom aus treibhausgas- freien Quellen oder mit atomarem Strom elektrolytisch erzeugtem Wasserstoff in synthetisches Methan umgewandelt oder gemäß einem der bekannten und üblichen Verfahren zu Methanol oder Ethanol oder zu synthetischem Methan, Oktan, Butan oder Propan reformiert werden oder fossiles C02 stofflich substituieren, wobei die resultierenden Einsparungen an Treibhausgasemissionen und/oder die resultierenden Minderungen des atmosphärischen C02-Bestandes auf die Treibhausgasemissionen von mindestens einem Kraftstoff angerechnet werden, vorzugsweise auf die Treibhausgasemissionen der fossilen Kraftstoffe Benzin, Dieselkraftstoff, Kerosin, Erdgas, Flüssiggas und Schweröl, besonders vorzugsweise auf die Treibhausgasemissionen der bioge- nen Kraftstoffe BioDiesel, BioEthanol, hydrierte Öle, nicht in der Anlage erzeugtes BioMethan (Biogas), ETBE und TAEE, und insbesondere auf die Treibhausgasemissionen der sogenannten Zukunftskraftstoffe Fischer-Tropsch-Diesel aus Lignocellulose (Holz und/oder Stroh), Ethanol aus Lignocellulose, DME aus Biomasse, Methanol aus Biomasse und MTBE aus Biomasse, die LCA-Treibhausgasbelastung des mindestens einen Kraftstoffs um mindestens 5 %, vorzugsweise um mindestens 50 %, besonders vorzugsweise um mindestens 85 % und insbesondere um mindestens 100 % entlastet wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , bei dem die Abscheidung des regenerativen C02s einen Nebenprozess darstellt und der Hauptzweck der C02-Abscheidung in der Aufkonzentration mindestens eines der Gase liegt, die das C02 begleiten.
3. Verfahren nach Anspruch 1 , bei dem der mindestens eine Kraftstoff im Verkehr Verwendung findet, vorzugsweise im Straßenverkehr.
4. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem der mindestens eine Kraftstoff als Heizstoff eingesetzt oder zur Verstromung genutzt wird.
5. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem der in dem Verfahren eingesetzte Strom aus treibhausgasreduzierten, vorzugsweise aus treibhausgasfreien Quellen stammt und/oder bei dem die in dem Verfahren eingesetzte thermische Energie aus treibhausgasreduzierten, vorzugsweise aus treibhausgasfreien Quellen stammt.
6. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem sowohl für die Abscheidung als auch für die Verflüssigung des regenerativen C02s ein kryogenes Verfahren genutzt wird oder die Abscheidung durch eine Auskondensation von Wasser erfolgt oder das regenerative C02 physikalisch aus einem unter hohem Druck stehenden C02-/Wasserstoff-Mischgas absorbiert oder drucklos unter Zufuhr thermischer Energie chemisch ausgewaschen wird.
7. Verfahren nach Anspruch 1 , bei dem der Transport des rekuperierten regenerativen C02s zum Ort der Verwendung zumindest teilweise per Lastkraftwagen und/oder per Schiff und/oder Eisenbahn und/oder per Pipeline erfolgt und dabei vorzugsweise treibhausgasreduzierte Kraftstoffe eingesetzt werden, besonders vorzugsweise treib- hausgasfreie Kraftstoffe.
8. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem mindestens 35 %, vorzugsweise mindestens 50%, besonders vorzugsweise mindestens 60 % und insbesondere mindestens 70 % der resultierenden Einsparungen an Treibhausgasemissionen und/oder der resultierenden Minderungen des atmosphärischen C02-Bestandes nicht auf die Treibhausgasemissionen des mindestens einen Kraftstoffs angerechnet werden.
9. Verfahren nach Anspruch 1 , mit dem C02 aus einer Anlage rekuperiert wird, die zur Herstellung von Kraftstoffen dient.
10. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem sich die maximale entlastbare Kraftstoffmenge nach dem nachstehenden Algorithmus berechnet:
MKn = (RC02 ./. ECC-2-ei ./. EC02-th ./. EC02-so„st) / (C02-Kn ./. CC^-ZB^), wobei
MKn = maximale energetische Menge des Kraftstoffes n, gemessen in kWTiHi oder MJ, die auf die Zielbelastung C02-ZBj n gebracht werden kann;
RC02 = Rekuperierte Menge an regenerativem C02, gemessen in t C02-Äq,
EC02-ei = C02-Emissionen, gemessen in t C02-Äq, die nach der Rekuperation des regenerativen C02sdurch den Einsatz von elektrischer Energie entstehen;
EC02-th = C02-Emissionen, gemessen in t C02-Äq, die nach der Rekuperation des regenerativen C02s durch den Einsatz von thermischer Energie entstehen;
EC02-sonst — sonstige C02-Emissionen, gemessen in t C02-Äq, die nach der Rekuperation des regenerativen C02s entstehen;
C02-Kn = LCA-THG-Belastung des zu entlastenden Kraftstoffes n, gemessen in gC02-Äq/kWhHi oder in gC02-Äq/MJ;
C02-ZB I, = THG-Ziel-Belastung des zu entlastenden Kraftstoffes n, gemessen in gC02-Äq/kWhHi oder in gC02-Äq/MJ.
11. Anlage zur Erzeugung regenerativen C02s aus nicht-fossilen Energieträgern, vorzugsweise aus Biomasse, besonders vorzugsweise aus treibhausgasfreier Biomasse und insbesondere aus lignocellulosehaltiger Biomasse, in der das Konversionsverfahren der Verbrennung oder das Konversionsverfahren der Vergasung oder das Konversionsverfahren der anaeroben Vergärung zur Anwendung kommt, dadurch gekennzeichnet, dass die Anlage als Feuerungsanlage mit konzentriertem Sauerstoff nach dem Oxyfuel- Verfahren arbeitet, bei dem das Rauchgas nicht mit Luftstickstoff verdünnt ist und C02 in konzentrierter Form anfällt, oder als Feuerungsanlage mit einer Anlage zur Abschei- dung von C02 aus dem Rauchgas verbunden ist oder als Feuerungsanlage in ein IGCC- ombikraftwerk integriert ist, bei dem C02 durch eine Vergasung entsteht und nach dem Pre-Combustion-Capture- Verfahren vor der Verbrennung aus dem Brenngas entfernt wird, oder als Feuerungsanlage in eine Anlage zur Herstellung von Methanol, Wasserstoff oder synthetischem Methan integriert ist, bei der als Nebenprodukt C02 anfällt, die Anlage als Vergasungsanlage die Einsatzstoffe in partieller Oxidation unterstöchio- metrisch mit Wasser zu einem (Brenn-)Gas konvertiert, das im Wesentlichen aus Wasserstoff und CO besteht, wobei das CO mittels geeigneter Katalysatoren unter hohem Druck mit Wasserdampf zu C02 und Wasserstoff konvertiert wird, die Anlage als Biogasanlage mit einer Anlage zur Abscheidung von C02 aus Biogas verbunden ist oder eine solche Anlage mit Biogas beliefert wird, in der Anlage als Feuerungsanlage regenerative Energieträger und/oder organische Reststoffe und/oder organischer Abfall als Brennstoff eingesetzt werden, vorzugsweise Kulturholz und/oder Abfallholz und/oder Altholz und/oder Waldrestholz und/oder Rinde und/oder Landschaftspflegeholz und/oder Faserschlämme und/oder Schwarzlauge und/oder Stroh und/oder Papier und/oder Pappe und/oder Biomüll und/oder Restmüll, in der mindestens einen Vergasungsanlage regenerative Energieträger und/oder organische Reststoffe und/oder organischer Abfall als Einsatzstoff eingesetzt werden, vorzugsweise Kulturholz und/oder Abfallholz und/oder Altholz und/oder Waldrestholz und/oder Rinde und/oder Landschaftspflegeholz und/oder Faserschlämme und/oder Schwarzlauge und/oder Stroh und/oder Papier und/oder Pappe und/oder Biomüll und/oder Restmüll, in der mindestens einen Biogasanlage regenerative Energieträger und/oder organische Reststoffe und/oder organischer Abfall als Gärsubstrate eingesetzt werden, vorzugsweise Mais und/oder Getreidekörner und/oder Getreideganzpflanzenschnitt und/oder Gras und/oder Wirtschaftsdünger (Gülle, Festmist, Dung, Trockenkot) und/oder Kartoffeln und/oder Rüben und/oder Schlempe aus der Bioethanolerzeugung und/oder Stroh und/oder Biomüll und/oder industrielle Abfalle, das in der Anlage entstandene regenerative C02 zu mindestens 5 %, vorzugsweise zu mindestens 20 %, besonders vorzugsweise zu mindestens 50 % und insbesondere zu mindestens 85 % aus dem aus Mischgasen bestehenden Abgas abgeschieden wird, von dem abgeschiedenen regenerativen C02 mindestens 5 %, vorzugsweise mindestens 20 %, besonders vorzugsweise mindestens 50 % und insbesondere mindestens 85 % in einen Anlagenteil„C02-Rekuperation" geführt 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 Flüssiggastank oder in fester Form in mindestens einem wärmeisolierten Behälter oder Raum zwischengelagert wird oder das rekuperierte regenerative C02 mit oder ohne Zwischenspeicherung in eine Gas- oder Flüssiggasleitung oder zur Erzeugung von flüssigem oder festem regenerativem C02 in eine Kühlanlage eingespeist wird, das mindestens eine drucklose Behältnis und/oder der mindestens eine Druckbehälter und/oder der mindestens eine Flüssiggastank mittels einer Leitung mit dem Anlagenteil „C02-Rekuperation" verbunden sind, von dem rekuperierten regenerativen C02 in der nachfolgenden Verwendung mindestens 5 %, vorzugsweise mindestens 20 %, besonders vorzugsweise mindestens 60 % und insbesondere mindestens 95 % sequestriert (geologisch gespeichert) oder gemäß dem Sabatier-Prozess vorzugsweise unter Hinzufugung von mit Strom aus treibhausgas- freien Quellen oder mit atomarem Strom elektrolytisch erzeugtem Wasserstoff in synthetisches Methan umgewandelt oder gemäß einem der bekannten und üblichen Verfahren zu Methanol oder Ethanol oder synthetischem Methan, Oktan, Propan oder Butan reformiert werden oder fossiles C02 stofflich substituieren, wobei die resultierenden Einsparungen an Treibhausgasemissionen und/oder die resultierenden Minderungen des atmosphärischen C02-Bestandes auf die Treibhausgasemissionen von mindestens einem Kraftstoff angerechnet werden, vorzugsweise auf die Treibhausgasemissionen der fossilen Kraftstoffe Benzin, Dieselkraftstoff, Kerosin, Erdgas, Flüssiggas und Schweröl, besonders vorzugsweise auf die Treibhausgasemissionen der bioge- nen Kraftstoffe BioDiesel, BioEthanol, hydrierte Öle, nicht in der Anlage erzeugtes BioMethan (Biogas), ETBE und TAEE, und insbesondere auf die Treibhausgasemissionen der sogenannten Zukunftskraftstoffe Fischer-Tropsch-Diesel aus Lignocellulose (Holz und / oder Stroh), Ethanol aus Lignocellulose, DME aus Biomasse, Methanol aus Biomasse und MTBE aus Biomasse, die LCA-Treibhausgasbelastung des mindestens einen Kraftstoffs um mindestens 5 %, vorzugsweise um mindestens 50 %, besonders vorzugsweise um mindestens 85 % und insbesondere um mindestens 100 % entlastet wird.
12. Anlage nach Anspruch 11, bei der die Abscheidung des regenerativen C02s einen Nebenprozess darstellt und der Hauptzweck der C02- Abscheidung in der Aufkonzentration mindestens eines der Gase liegt, die das C02 begleiten.
13. Anlage nach Anspruch 11 , bei der der mindestens eine Kraftstoff im Verkehr Verwendung findet, vorzugsweise im Straßenverkehr.
14. Anlage nach Anspruch 11, bei der der mindestens eine Kraftstoff als Heizstoff eingesetzt oder zur Verstromung genutzt wird.
15. Anlage nach Anspruch 11 , bei der in der Anlage eingesetzte Strom aus treib- hausgasreduzierten, vorzugsweise aus treibhausgasfreien Quellen stammt und/oder bei der die in der Anlage eingesetzte thermische Energie aus treibhausgasreduzierten, vorzugsweise aus treibhausgasfreien Quellen stammt.
16. Anlage nach Anspruch 11, bei der sowohl für die Abscheidung als auch für die Verflüssigung des regenerativen C02s mindestens eine Kühlanlage genutzt wird oder bei der die Abscheidung durch Auskondensation von Wasser erfolgt oder bei der das regenerative C02 physikalisch aus einem unter hohem Druck stehenden C02- Wasser- stoff-Mischgas absorbiert oder drucklos unter Zufuhr von thermischer Energie chemisch ausgewaschen wird.
17. Anlage nach Anspruch 11 , bei der der Transport des rekuperierten regenerativen C02s zum Ort der Verwendung zumindest teilweise per Lastkraftwagen und/oder per Schiff und/oder per Eisenbahn und/oder per Pipeline erfolgt und dabei vorzugsweise treibhausgasreduzierte Kraftstoffe eingesetzt werden, besonders vorzugsweise treib- hausgasfreie Kraftstoffe.
18. Anlage nach Anspruch 11, bei der mindestens 35 %, vorzugsweise mindestens 50%, besonders vorzugsweise mindestens 60 % und insbesondere mindestens 70 % der resultierenden Einsparungen an Treibhausgasemissionen und/oder der resultierenden Minderungen des atmosphärischen C02-Bestandes nicht auf die Treibhausgasemissionen des mindestens einen Kraftstoffs angerechnet werden.
19. Anlage nach Anspruch 11 , bei der C02 aus einer Anlage rekuperiert wird, die zur Herstellung von Kraftstoffen dient.
20. Anlage nach Anspruch 11, bei der sich die maximale entlastbare Kraftstoffmenge nach dem nachstehenden Algorithmus berechnet:
MK„ = (RCO2 ./. EC02-ei V. EC02-th ./. EC02-sonst) / (C02-K„ ./. C02 wobei
MK„ maximale energetische Menge des Kraftstoffes n, gemessen in kWliHi oder MJ, die auf die Zielbelastung C02-ZB|Cn gebracht werden kann;
RC02 Rekuperierte Menge an regenerativem C02, gemessen in t C02-Äq, EC02-e, C02-Emissionen, gemessen in t C02-Äq, die nach der Rekuperation des regenerativen C02sdurch den Einsatz von elektrischer Energie entstehen; EC02-th = C02-Emissionen, gemessen in t C02-Äq, die nach der Rekuperation des regenerativen C02s durch den Einsatz von thermischer Energie entstehen;
EC02 -sonst sonstige C02-Emissionen, gemessen in t C02-Äq, die nach der Rekuperation des regenerativen C02s entstehen;
C02-K„ = LCA-THG-Belastung des zu entlastenden Kraftstoffes n, gemessen in gC02-Äq/kWhH> oder in gC02-Äq/MJ;
C02-ZBKn = THG-Ziel-Belastung des zu entlastenden Kraftstoffes n, gemessen in gC02-Äq/kWhHi oder in gC02-Äq/MJ.
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