Power-to-Gas im Kehrichtheizkraftwerk St. Gallen

Ausgangslage

Auf dem Gelände an der Rechenwaldstrasse 30 betreibt die Stadt St. Gallen ein Kehrichtheizkraftwerk und eine Abwasserreinigungsanlage (ARA). Das KHK erzeugt Strom mittels einer Dampfturbine und eines Blockheizkraftwerks (BHKW), der Eigenbedarf der Anlage ist dadurch übergedeckt, und es werden beträchtliche Energiemengen ins Stromnetz eingespeist. Die Abwärme des BHKW wird über das angeschlossene Fernwärmenetz genutzt. Die ARA besitzt ebenfalls zwei kleinere BHKW, die das produzierte Biogas für die Stromerzeugung und Prozesswärmegewinnung nutzt. Auf dem Areal steht daher eine breit gefächerte Infrastruktur zur Verfügung, wie ein leistungsfähiger Netzanschluss sowie Anschluss an Fernwärme- und Gasnetz.

Die Grundvoraussetzungen für den Aufbau einer Power-to-Gas (PtG) Anlage sind somit günstig: Es stehen erneuerbare elektrische Energie, CO2 aus dem Rauchgas des KHK oder aus dem Biogas der ARA sowie technisches Know-how zur Verfügung. Ein Anschluss ans Gasnetz ist ebenfalls vorhanden, wodurch eine Einspeisung von erzeugtem Methan möglich ist.

Vorgehen

In einem ersten Schritt wurde der Standort und die auf dem Areal vorkommenden Energieflüsse analysiert. Hierzu wurden seitens der Betreiber Betriebszahlen (beispielsweise die eingespeiste elektrische Energie aus dem KHK, Rauchgasmengen und CO2-Anteil) in stündlicher Auflösung zur Verfügung gestellt.

Als nächstes wurden verschieden Varianten als Grobkonzepte betrachtet und eine Vorauswahl getroffen. Diese Vorauswahl wurde mittels einer Simulation modelliert, welche flexibel parametrisierbar ist. In der Simulation ist eine flexible Verschaltung und Dimensionierung der einzelnen Anlagenkomponenten möglich und es werden jeweils die echten Betriebszahlen von KHK und ARA als Grundlage verwendet.

So kann der jährliche Verlauf von verschiedenen Ein- und Ausgabegrössen wie z. B. Stromverbrauch, Methan und Wasserstoff-Produktion etc. berechnet und auf übersichtliche Weise grafisch dargestellt werden.

Ausgehend von parametrisierbaren spezifischen Investitionskosten, berechnet die Simulation für jede gewählte Variante eine Abschätzung der Kapital- und Betriebskosten mittels der Annuitätenmethode. Daraus werden die Gestehungskosten der Produktgase berechnet und ebenfalls dargestellt. Die direkte Berechnung von technischen und wirtschaftlichen Grössen ermöglicht eine sehr schnelle und umfassende Bewertung von Anlagenvarianten.

Verschiedene Szenarien für die Verwendung der Produktgase Wasserstoff und Methan wurden untersucht. Für beide Gase besteht die Möglichkeit zur Einspeisung ins Gasnetz, wobei der maximale Wasserstoffanteil beschränkt ist. Der Wasserstoff kann auch in der Mobilität eingesetzt werden. Hierzu wurden drei Varianten geprüft: Erstens, die Belieferung der Wasserstofftankstelle von AVIA in St. Gallen, zweitens der Betrieb von wasserstoffbetriebenen Kehrichtfahrzeugen und drittens die Verwendung für den Antrieb von Stadtbussen.

Ergebnisse

Die Studie, die der Stadt St. Gallen vorliegt, kommt zum Schluss, dass eine PtG-Anlage zur Aufbereitung des Biogases aus der ARA mit Einspeisung ins Gasnetz in Bezug auf die CO2-Einsparung und Wirtschaftlichkeit durchaus Sinn machen kann.

Bei der vorgeschlagenen Variante werden jährlich ca. 2.9 GWh elektrischer Energie aus dem KHK verwendet, um den kontinuierlichen Strom an Biogas aus der ARA mittels PtG für die Einspeisung ins Gasnetz aufzubereiten. Die Simulation zeigt, dass auf diese Weise über 4000 Betriebsstunden jährlich möglich sind. Die Anlage kann auf ca. 650 kW (bezogen auf die Elektrolyse) dimensioniert werden. Die Berechnung von Kapital- und Betriebskosten sowie der Gestehungskosten zeigt, dass das Projekt zumindest selbsttragend wäre. Die CO2-Einsparung beläuft sich auf 700 t CO2 pro Jahr.