Il dimensionamento di un impianto per la produzione di idrogeno, che include componenti come l'elettrolizzatore e il compressore, è un aspetto fondamentale nella progettazione di sistemi efficienti e sostenibili. La dimensione appropriata di ciascun componente dipende da vari fattori, tra cui la capacità produttiva desiderata, l'efficienza energetica, e i costi associati all'installazione e manutenzione degli impianti. La scelta sbagliata del dimensionamento può compromettere l'efficacia economica e la durata operativa dell'intero sistema.

Elettrolizzatore: dimensionamento e parametri chiave

L'elettrolizzatore è il cuore della produzione di idrogeno attraverso l'elettrolisi dell'acqua, che separa l'ossigeno dall'idrogeno grazie all'applicazione di energia elettrica. La dimensione dell'elettrolizzatore dipende dalla quantità di idrogeno che si desidera produrre, che è espressa in chilogrammi all'ora (kg/h). Il calcolo della capacità dell'elettrolizzatore è legato direttamente alla potenza disponibile e all'efficienza del processo. Alcuni degli aspetti cruciali da considerare includono:

  • La corrente di alimentazione: la corrente necessaria per avviare e mantenere il processo di elettrolisi. Aumentando la corrente, aumenta la capacità produttiva dell'elettrolizzatore, ma anche i consumi energetici.

  • L'efficienza energetica: la quantità di energia elettrica che può essere convertita in idrogeno. L'efficienza è una misura critica, in quanto influisce direttamente sui costi operativi e sulla sostenibilità economica del sistema.

  • Le condizioni operative: la temperatura e la pressione di funzionamento, che determinano la velocità di produzione e la stabilità del processo.

Ogni elettrolizzatore ha specifiche limitazioni tecniche, e il dimensionamento ottimale dipenderà anche da fattori ambientali e da altre tecnologie integrate nel sistema (come i sistemi di stoccaggio o il recupero del calore).

Compressore: il suo ruolo e la scelta della dimensione

Il compressore, altro elemento cruciale nella produzione di idrogeno, ha il compito di comprimere l'idrogeno prodotto fino alla pressione desiderata per il trasporto e l'immagazzinamento. Il dimensionamento del compressore è direttamente correlato alla quantità di idrogeno da trattare e alla pressione finale richiesta. Il compressore deve essere dimensionato per garantire che l'idrogeno venga immagazzinato in modo sicuro ed efficiente.

Nel calcolare la capacità del compressore, si devono prendere in considerazione diversi fattori, tra cui:

  • La pressione finale richiesta: l’idrogeno compresso viene immagazzinato o trasportato a pressioni molto elevate (tipicamente da 350 a 700 bar), quindi il compressore deve essere progettato per resistere a tali pressioni senza compromettere la sicurezza e l’efficienza.

  • Il flusso volumetrico: questo parametro dipende dalla portata di idrogeno richiesta, ovvero dal numero di chilogrammi di idrogeno che devono essere trattati ogni ora.

  • Le caratteristiche della macchina: la scelta tra compressori a pistoni, a vite o a membrana influenzerà anche la performance complessiva del sistema. Ogni tipo di compressore ha vantaggi e svantaggi, come la facilità di manutenzione o il consumo energetico.

Inoltre, la gestione termica del compressore è fondamentale, dato che la compressione del gas comporta un aumento significativo della temperatura, con potenziali rischi per l'affidabilità del sistema e per la sicurezza operativa.

Uso dell’acqua e dissalazione: fattori operativi e costi

La produzione di idrogeno tramite elettrolisi dell'acqua richiede un consumo significativo di acqua. Questo elemento spesso viene sottovalutato nelle fasi di progettazione, ma è di fondamentale importanza, soprattutto in contesti geografici con scarse risorse idriche. La dissalazione dell’acqua marina è una delle soluzioni adottate per garantire una fonte di acqua potabile e utilizzabile per il processo di elettrolisi, ma ciò comporta un aumento dei costi operativi. In questi casi, il costo dell’energia utilizzata nel processo di dissalazione può diventare un fattore determinante per l’economicità dell’intero sistema.

A livello pratico, è necessario considerare se l’impianto si trova in una zona con accesso a fonti d’acqua dolce abbondanti o se sarà necessario integrare impianti di dissalazione. La scelta del sistema più adatto dipenderà dalla localizzazione geografica e dal bilancio energetico del progetto.

Considerazioni economiche: flusso di cassa e costi livellati

Oltre agli aspetti tecnici, il dimensionamento corretto dell'elettrolizzatore e del compressore ha implicazioni economiche significative. I costi di capitale iniziali per l'installazione di impianti di elettrolisi e compressione sono elevati, ma i ritorni economici possono giustificare l’investimento se il sistema è dimensionato correttamente.

Il calcolo del flusso di cassa (cash flow) e del Valore Attuale Netto (NPV) è cruciale per determinare la redditività a lungo termine del progetto. Un dimensionamento inefficace che comporti costi di operazione elevati o capacità produttive non ottimizzate può ridurre drasticamente il ritorno sugli investimenti.

L’analisi del costo livellato dell’idrogeno (LCOH, Levelized Cost of Hydrogen) è altrettanto importante, poiché consente di valutare la competitività del prodotto rispetto ad altre fonti di energia. Questo parametro prende in considerazione i costi di produzione, stoccaggio e distribuzione, e permette di stimare il prezzo finale dell’idrogeno in relazione alla domanda di mercato.

Conclusioni pratiche

La progettazione di un impianto per la produzione e il trasporto di idrogeno richiede una comprensione approfondita delle dinamiche energetiche e dei costi operativi. Il dimensionamento dell’elettrolizzatore e del compressore deve essere effettuato con attenzione, considerando sia le specifiche tecniche dei singoli componenti sia l’impatto economico complessivo.

Il miglior approccio è quello di integrare questi aspetti tecnici e economici con una visione a lungo termine, che contempli le possibili variazioni dei costi energetici e delle risorse idriche. Solo in questo modo sarà possibile garantire la sostenibilità economica e operativa di un impianto di produzione di idrogeno.

Come si confrontano i metodi di stoccaggio e trasporto dell'idrogeno liquido?

Il confronto tra i diversi mezzi di stoccaggio e trasporto dell'idrogeno indica che l'idrogeno liquefatto (LH2), l'ammoniaca (NH3) e gli LOHC (carrier organici liquidi dell'idrogeno) differiscono sostanzialmente in termini di densità dell'idrogeno. La tabella 6.1 mostra come l'ammoniaca possieda una densità volumetrica dell'idrogeno maggiore rispetto all'H2 liquefatto, una considerazione fondamentale per valutare l'efficacia dello stoccaggio dell'idrogeno, così come lo spazio necessario per il suo utilizzo. Questi parametri sono cruciali quando si analizzano le soluzioni ottimali per lo stoccaggio e il trasporto dell'idrogeno in una rete globale.

Molti composti organici sono in grado di subire reazioni chimiche che portano all'incapsulamento o alla liberazione dell'idrogeno. Tra questi, gli LOHC sono un esempio significativo. Gli LOHC sono utilizzati per stoccare e trasportare l'idrogeno in forma gassosa. L'approvvigionamento di idrogeno tramite LOHC avviene mediante una reazione di idrogenazione, che si svolge a pressioni e temperature elevate, in presenza di un catalizzatore. Lo stesso processo è necessario anche per la deidrogenazione nei punti di utilizzo finale dell'idrogeno. Un esempio comune di LOHC è il dibenzil toluene, che ha la capacità di immagazzinare circa 56 kg di idrogeno per metro cubo. In questo caso, l'idrogeno può essere immagazzinato in modo più efficiente rispetto all'idrogeno liquefatto, senza la necessità di raffreddamento. A differenza dell'idrogeno liquefatto, che deve essere trasportato a temperature molto basse, il dibenzil toluene può essere trasportato a temperatura ambiente e pressione, aumentando significativamente la praticità del suo utilizzo. In una fase successiva, l'idrogeno può essere liberato dal complesso mediante processi di riscaldamento o catalisi.

Anche se gli LOHC presentano diverse gamme di densità di stoccaggio dell'idrogeno, è importante notare che l'efficienza di ciascun carrier dipende da parametri termodinamici specifici, come temperatura e pressione. Pertanto, la scelta di un carrier adeguato deve considerare le esigenze dell'applicazione prevista e le tecnologie esistenti per la sua gestione e lavorazione. Poiché l'idrogeno ha una bassa densità a temperatura ambiente, deve essere trasformato in carrier come ammoniaca, idrogeno liquefatto o LOHC. Ciascuno di questi derivati richiede diverse quantità di energia per le fasi intermedie di conversione (trasformazione dell'idrogeno nel carrier e successiva riconversione). I costi energetici di queste fasi sono espressi in megawattora per tonnellata di idrogeno (MWh/t H2). La tabella 6.2 fornisce valori relativi a tali costi energetici, mettendo in evidenza la complessità di ciascun metodo.

Oltre all'aspetto energetico, la comparazione dei metodi di trasporto dell'idrogeno richiede l'analisi dei costi di trasporto, che dipendono principalmente da fattori come la quantità di idrogeno trasportata, le distanze di trasporto, l'uso finale e lo stato dell'idrogeno durante il trasporto (compresso, liquefatto o convertito in un carrier chimico). Il fattore distanza è particolarmente critico, influenzando direttamente i costi dei gasdotti, dato che il costo del trasporto è proporzionale alla distanza. D'altra parte, i costi di trasporto via nave dipendono principalmente dal tipo di stoccaggio e dai terminali di destinazione. Nel caso di grandi quantità di idrogeno trasportate su lunghe distanze, il trasporto di ammoniaca rappresenta l'opzione più economica. La fase di cracking dell'ammoniaca, che comporta una perdita energetica del 13%–34%, è la parte più costosa del trasporto via nave. Tuttavia, questo processo può essere evitato se l'ammoniaca viene utilizzata direttamente in applicazioni specifiche.

Il trasporto dell'idrogeno via gasdotto è generalmente il metodo più conveniente per distanze brevi. L'utilizzo di gasdotti esistenti per il trasporto dell'idrogeno è vantaggioso dal punto di vista economico, mentre la costruzione di nuovi gasdotti comporta costi aggiuntivi. Tuttavia, la conversione dell'idrogeno in carrier chimici, il processo di cracking all'utente finale per estrarre l'idrogeno e la fase di purificazione richiedono specifiche infrastrutture, come compressori, pompe, evaporatori e stazioni di cracking dell'ammoniaca, aumentando significativamente il costo complessivo.

Il costo del trasporto dell'idrogeno tramite gasdotti ha un impatto cruciale sulla determinazione della fattibilità economica di un'economia basata sull'idrogeno. Il costo livellato dell'idrogeno per il trasporto via gasdotto (LCOHpipe) comprende sia le spese in conto capitale (CAPEX) sia le spese operative (OPEX). Il CAPEX copre i costi iniziali per la costruzione dell'infrastruttura dei gasdotti, compresi materiali, manodopera e installazione, mentre l'OPEX include i costi di gestione e manutenzione del gasdotto, come i costi energetici per la compressione, i costi di manodopera e altri costi fissi. La formula per calcolare LCOHpipe considera il CAPEX annualizzato, l'OPEX, la disponibilità del gasdotto e la capacità di trasporto dell'idrogeno.

Per accelerare lo sviluppo delle infrastrutture di trasporto dell'idrogeno, è stato suggerito il riutilizzo dei gasdotti esistenti. I gasdotti già in uso possono ridurre significativamente le spese di trasporto rispetto alla costruzione di nuovi gasdotti progettati specificamente per il trasporto dell'idrogeno. Tuttavia, il mix massimo di idrogeno e gas naturale che può essere trasportato tramite questi gasdotti esistenti rimane tra il 10% e il 20%, e il riutilizzo dei gasdotti richiede una valutazione accurata delle loro condizioni e della loro idoneità al trasporto di idrogeno. La miscela di idrogeno non può essere trasportata attraverso questi gasdotti finché non vengano effettuate modifiche, come l'installazione di nuove valvole, compressori e sistemi di monitoraggio.

Il processo di liquefazione dell'idrogeno è generalmente considerato molto costoso per diverse ragioni: le stazioni di liquefazione consumano molta energia, la necessità di lunghi periodi di stoccaggio richiede operazioni di evaporazione, e sono necessarie strutture aggiuntive per il trasporto. Secondo il rapporto IRENA (2022), le fasi di compressione e stoccaggio rappresentano una parte considerevole del costo totale, che si prevede raggiunga circa 5-7 miliardi di dollari entro il 2050. L'interesse globale per l'idrogeno sta ampliando l'industria e il mercato delle esportazioni, che collegano la produzione e l'uso finale. Ciò richiede infrastrutture di esportazione, linee guida e procedure per controllare il processo di esportazione.

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