Sistemi di Produzione Idrogeno per Celle a Combustibile  

La problematica della riduzione dell’inquinamento prodotto dai veicoli a combustione interna durante la loro marcia, particolarmente nel ciclo urbano, è sicuramente connessa sia con una maggiore efficienza di tali motori, che con l’ottimizzazione dei sistemi di abbattimento dei principali inquinanti. L’approccio verso un veicolo con emissione zero passa, obbligatoriamente, attraverso i veicoli elettrici: una delle soluzioni tecnologiche, che sembra poter offrire le migliori prospettive, è quella che si propone di utilizzare motori elettrici alimentati da celle a combustibile. Nell’attesa che un valido sistema di accumulo di idrogeno on-board possa svilupparsi compatibilmente con le infrastrutture capaci di distribuirlo nel rispetto della sicurezza e della massima efficienza, attualmente è necessario che l’idrogeno sia prodotto a bordo o, in alternativa, che sia prodotto localmente in apposite stazioni di rifornimento, da combustibili più facilmente accumulabili ed in grado di utilizzare le infrastrutture esistenti. Pertanto, uno dei fattori chiave per la penetrazione nel mercato dei sistemi a celle a combustibile risiede certamente nelle problematiche collegate alla generazione dell’idrogeno partendo da un combustibile tradizionale. L’attività svolta dall’ITAE nel settore del “Fuel Processor” per celle a combustibile ha come obiettivo lo sviluppo di unità di generazione idrogeno in grado di superare gli attuali limiti della tecnologia dello steam reforming degli idrocarburi. La soluzione proposta è basata sulla reazione di ossidazione parziale e/o su reazioni autotermiche di idrocarburi, che permette di superare i limiti sopra esposti ottenendo reattori più compatti ad elevate rese di trasformazione. In particolare, l’ITAE ha sviluppato una unità di generazione di idrogeno,denominata HyGen1,della potenza equivalente di 2 kW elettrici,utilizzante idrocarburi leggeri, compatibile con l’utilizzo di Celle a Combustibile Polimeriche, unico prototipo di questo genere esistente in Italia. L’unità è costituita da tre sotto-sistemi: reattore principale di reforming autotermico, reattore di shift, reattore di abbattimento del monossido di carbonio, in modo da ottenere un gas ricco in idrogeno e dalle caratteristiche tali da poter essere utilizzato in integrazione con celle a combustibile polimeriche. L’unità è dotata di scambiatori di calore, per la gestione dell’energia termica sviluppata, e di un sistema integrato di controllo e gestione. L’ITAE ha selezionato, e sviluppato, i catalizzatori atti alle varie reazioni succitate, ha identificato le condizioni operative ottimali, ha sviluppato i reattori ed ha elaborato lo schema strumentato dell’impianto. I risultati ottenuti da questa attività sono di interesse applicativo per le industrie nazionali ed internazionali impegnate nello sviluppo di sistemi di celle a combustibile per applicazioni sia stazionarie che mobili. L’interesse scientifico ed industriale per tale tipologia di generatori di idrogeno è sempre crescente, ed i progetti di R&D sui generatori di idrogeno, all’interno dell’Istituto CNR/TAE, sono stati finanziati mediante progetti nazionali del MIUR, del MICA, di industrie private e nell’ambito dei Programma Quadro dell’Unione Europea.

L' idrogeno elettrolitico costa troppo ?

Spesso si sostiene che l'idrogeno elettrolitico ha costi troppo elevati rispetto ai prezzi di mercato degli altri combustibili-carburanti.

Un esempio per evidenziare come, volendo, si può avere idrogeno da elettrolisi a costi competitivi addirittura con il metano:

Con i gli elettrolizzatori in commercio si produce un Nm3 di idrogeno con meno di 4 kWh di energia elettrica, come descritto in seguito esistono quantità di energia elettrica in eccesso, principalmente dovuta ai diversi consumi nelle fasce orarie giornaliere e notturne, questa energia  può essere recuperata ed essere pagata 0.03 Euro al kWh, gli utenti dovrebbero averne un beneficio in quanto è un introito che altrimenti le aziende produttrici di energia elettrica non avrebbero, mentre i costi comunque ci sono anche se l'energia è dissipata, in questo caso la spesa per l'energia elettrica per la produzione di un Nm3 di H e 0,5 Nm3 di O è di 0,12 €.

Il costo di ammortamento degli elettrolizzatori incide per non più di 0,025 € nella produzione di un Nm3 di idrogeno e mezzo Nm3 di ossigeno, (sulla base di una vita utile dell'elettrolizzatore di 10 anni, compresa la manutenzione)

L'idrogeno per elettrolisi si ottiene con acqua distillata, il cui costo ammonta a  circa 0,03 Euro (0,84 litri per un Nm3 di idrogeno e mezzo Nm3 di ossigeno).

Il costo degli addetti alla produzione può incidere per circa 0.02 Euro/Nm3 qualora assista alla lavorazione di 500 litri d'acqua all'ora, una quantità modestissima. 

Da quanto sopra si deduce che il costo di produzione di un Nm3 di idrogeno e mezzo Nm3 di ossigeno può essere inferiore a 0,2 Euro. Tale quantità di tali gas si acquista mediamente a 3,3 Euro !  0,5 Nm3 di ossigeno purissimo ( che viene acquistato a circa 2,4 €/Nm3)  ha un valore minimo di 0,16 Euro, per cui l'idrogeno rimanente sarebbe prodotto a 0,04 Euro al Nm3. 

Il metano ha un valore all'estrazione-produzione non inferiore a 0,12 €/Nm3  pertanto, anche se servono 3 Nm3 di idrogeno per avere lo stesso PCI di 1 Nm3 di metano, con l'elettrolisi, in particolari condizioni, si può avere idrogeno ad un costo competitivo anche con il metano e sopratutto si possono recuperare enormi quantità di energia che, con l'attuale sistema energetico, viene dissipata:

Nella tavola qui sotto è presa in esame l'immissione in rete di energia elettrica in un giorno.

Nella colonna "fluente", che dettaglia la produzione oraria di energia elettrica da centrali idroelettriche ad acqua fluente, si deduce che quel giorno c'è stata  una mancata produzione di circa 11.310 MWh di energia elettrica 

Note:

Durante il trasporto nella rete di trasmissione si ha una certa perdita di energia elettrica: più l’intensità di corrente è alta più si ha perdita di energia (effetto Joule), per ovviare a questo inconveniente si utilizzano le linee elettriche ad altissima tensione con le quali l'intensità di energia risulta ridotta, nonostante ciò si hanno comunque perdite nell'ordine del 7% circa dell'energia prodotta, un sistema che permetta di recuperare l'energia in eccesso rispetto a quella di intensità ottimale nella rete di trasmissione usufruirebbe di energia elettrica altrimenti dissipata, anche il recupero di un solo punto percentuale equivarrebbe a 3.000.000 di MWh ! 

Le centrali termoelettriche a vapore (carbone, olio ecc.) non si fermano mai, se non per manutenzione o incidenti. Entro certi limiti si può parzializzare il loro carico ma a scapito del rendimento, se fosse possibile utilizzare l'energia in eccesso si potrebbe evitare la parzializzazione dell'impianto a beneficio del rendimento e quindi del recupero energetico.

Le centrali a turbogas possono essere disattivate  e riavviate quando si vuole ma anche in questo caso il rendimento dell'impianto non è ottimale, tra l'altro i gestori delle centrali hanno contratti fissi coi fornitori di combustibile e "devono" consumare non meno di un dato quantitativo di carburante, a prescindere se si riesce a vendere o meno l'energia prodotta.

Non sempre l'energia prodotta viene utilizzata, una quantità non dichiarata viene dissipata, utilizzando adeguate resistenze, per mancato fabbisogno, se viene immessa in rete si innalza l'intensità di corrente nelle linee di trasmissione e quindi l'energia elettrica in eccesso viene comunque dissipata.

Utilizzando l'ossigeno derivato dall'elettrolisi si può risparmiare anche l'energia necessaria alla produzione criogenica di tale gas

Nm3 = Normal metro cubo di qualsiasi gas a 0°C e a 1013 mbar di pressione

Attuali sistemi di produzione

La produzione mondiale annua di idrogeno è di 500 miliardi di Nm3 , equivalenti a 44 milioni di tonnellate, ottenuti per il 60% dal processo chimico di reforming degli idrocarburi leggeri ,principalmente il metano, per il 30% dal cracking di idrocarburi più pesanti (petrolio) e per il 7% dalla gassificazione del carbone. Solo il 3% dell'attuale produzione è ottenuta per elettrolisi.

L' idrogeno prodotto è impiegato per il 95%  nell'industria chimica, che con esso produce ammoniaca, alcool metilico (metanolo) e prodotti petroliferi; il 5% è invece utilizzato dall'industria metallurgica per il trattamento dei metalli.

Steam reforming del metano (SMR) 

Lo steam reforming del metano è un processo ben sviluppato ed altamente commercializzato e attraverso il quale si produce circa il 48% dell'idrogeno mondiale. Tale metodo può essere applicato anche ad altri idrocarburi come l'etano e la nafta. Non possono essere utilizzati idrocarburi più pesanti perché essi potrebbero contenere impurità. Altri processi, invece, come l'ossidazione parziale, sono più efficienti con idrocarburi più pesanti (Padrò e Putsche, 1999).

Lo SMR implica la reazione di metano e vapore in presenza di catalizzatori. Tale processo, su scala industriale, richiede una temperatura operativa di circa 800 °C ed una pressione di 2,5 MPa. La prima fase consiste nella decomposizione del metano in idrogeno e monossido di carbonio. Nella seconda fase, chiamata "shift reaction", il monossido di carbonio e l'acqua si trasformano in biossido di carbonio ed idrogeno (National Renewable Energy Laboratory, 1995). Il contenuto energetico dell'idrogeno prodotto è, attualmente, più elevato di quello del metano utilizzato ma l'enorme quantità d'energia richiesta per il funzionamento degli impianti fa scendere il rendimento del processo a circa 65% (Morgan e Sissine, 1995). Tramite assorbimento o separazione con membrane, il biossido di carbonio è separato dalla miscela di gas, la quale viene ulteriormente purificata per rimuovere altri componenti. Il gas rimanente, formato per circa il 60% da parti combustibili, è utilizzato per alimentare il reformer (Zittel e Wurster, 1996). I processi di questo tipo su scala industriale avvengono alla temperatura di 200 °C o superiore, e richiedono l'impiego di calore per dare avvio al processo.

Il costo del gas naturale incide fortemente sul prezzo finale dell'idrogeno, secondo alcune analisi costituisce il 52%-68% del costo totale per impianti di grosse dimensioni, e circa del 40% per impianti di dimensioni minori (Padrò e Putsche, 1999).

I costi dello SMR sono notevolmente inferiori a quelli dell'elettrolisi e competitivi con quelli delle altre tecnologie, esso comporta inoltre un ridottissimo impatto ambientale. Alcuni autori, sostengono che la tecnologia SMR può essere conveniente, se combinata con l'alimentazione di veicoli, per l'applicazione su celle a combustibile prodotte su scala ridotta.

La tecnologia SMR inoltre, è stata ampiamente sperimentata nella produzione combinata di idrogeno, vapore ed energia elettrica tramite un sistema integrato di produzione. Dopo le prime installazioni negli Stati Uniti d’America ad opera di compagnie come la Mobil, la Texaco, la Air Products e centrali di grosse dimensioni come quelle sulla costa occidentale, questi impianti si stanno diffondendo anche in Europa, uno tra i più importanti è situato a Pernis, vicino Rotterdam.

Il funzionamento principale di tali sistemi è quello descritto in precedenza con la particolarità che il calore prodotto grazie alla alte temperature operative, viene opportunamente recuperato ed impiegato nelle fasi di preriscaldamento e desulfurizzazione del metano, riscaldamento dell’acqua e generazione di vapore. L’idrogeno prodotto è impiegato direttamente per la produzione di energia elettrica che verrà poi erogata dall’impianto stesso.

Tali sistemi integrati presentano numerosi vantaggi rispetto al caso di impianti separati per la produzione di idrogeno, vapore ed energia elettrica. Innanzitutto, consentono di realizzare risparmi già al livello di progettazione in quanto un unico progetto coinvolge tre strutture, successivamente proprio l’integrazione consente di risparmiare fino al 50% dei costi operativi e di ridurre notevolmente l’incidenza dei costi fissi all’aumentare della produzione; basta considerare il fatto che gli investimenti iniziali costituiscono il 60% dei costi per la costruzione di un impianto isolato per la produzione di energia. Un altro aspetto fondamentale riguarda l’impatto ambientale ridottissimo di tutta la tecnologia che comporta una riduzione del 50% delle emissioni di NO_x mentre il CO prodotto dalle turbine a gas viene bruciato all’interno del reforming stesso. In futuro, il funzionamento continuo ed il perfezionamento di questi impianti consentirà inoltre di migliorarne l’efficienza e l’affidabilità.

Gli impianti attualmente funzionanti, si limitano alla fornitura di energia elettrica ad industrie del settore chimico e petrolchimico con delle piccole reti di trasmissione ma si prevede che nei prossimi decenni possano svilupparsi e sostituire gradualmente le attuali centrali (Terrible et al., 1999).

Produzi idrogeno :   Sorbtion Enhanced Reforming (SER)

Uno degli obbiettivi della ricerca è quello di migliorare il tradizionale processo SMR con il perfezionamento di un nuovo processo denominato Sorbtion Enhanced Reforming (SER). Rispetto al tradizionale SMR tale processo implica la produzione di idrogeno a temperatura particolarmente bassa e l’abbinamento di un processo di rimozione selettiva dell’anidride carbonica rilasciata durante la fase di reforming. Il vantaggio principale del SER quindi, consiste nell’ottenere direttamente dei flussi separati, estremamente puri, sia di idrogeno che di CO₂ senza ricorrere a costosi sistemi di purificazione. Questo nuovo processo ha dunque la possibilità di prevalere rispetto ai processi convenzionali, e di favorire l’introduzione a breve termine dell’idrogeno, non solo per i ridotti costi operativi che esso comporta ma anche per il contributo alla riduzione della concentrazione dei gas serra nell’atmosfera.

Le attività di ricerca sono ovviamente volte all’individuazione dei materiali più idonei all’assorbimento di CO₂, alla dimostrazione della validità tecnica dei sistemi sperimentali e all’analisi dei relativi vantaggi economici

 Produzione idrogeno : Gassificazione del carbone

In generale, il processo di gassificazione consiste nella parziale ossidazione, non catalitica, di una sostanza solida, liquida o gassosa che ha l'obiettivo finale di produrre un combustibile gassoso, formato principalmente da idrogeno, ossido di carbonio e da idrocarburi leggeri come il metano (Chiacchierini, 1992).

Tramite la gassificazione il carbone viene convertito, parzialmente o completamente, in combustibili gassosi i quali, dopo essere stati purificati vengono utilizzati come combustibili, materiali grezzi per processi chimici o per la produzione dei fertilizzanti.

La produzione di idrogeno mediante gassificazione del carbone è una tecnologia che trova numerose applicazioni commerciali, ma è competitiva con la tecnologia SMR solo dove il costo del gas naturale è molto elevato (per esempio: Repubblica Popolare di Cina e Sud Africa). Nel settembre del 2000 è stato siglato dall’ENEA e dal Ministero della Scienza e della Tecnologia (MOST) della Repubblica Popolare di Cina, un Accordo Tecnico di collaborazione tecnico-scientifica per lo sviluppo congiunto della ricerca sull’idrogeno, a seguito degli accordi stipulati dai due organismi lo scorso mese di giugno a Pechino. Come ben noto, nella Repubblica Popolare di Cina, i problemi associati all’inquinamento atmosferico all’interno delle città e, più in generale, l’ingente quantità di emissioni di CO₂ legato all’uso massiccio del carbone, sono estremamente gravi ed urgenti. Si prevede infatti che nel 2020 la Repubblica Popolare di Cina brucerà ben tre miliardi e mezzo di tonnellate di carbone all’anno, contribuendo a più di un quarto delle emissioni planetarie di anidride carbonica. Nel programma di cooperazione con l’ENEA, il carbone, in presenza di acqua, è trasformato in idrogeno e CO₂. L’idrogeno è poi bruciato con emissioni zero, mentre la CO₂ è "sequestrata" permanentemente in forma liquida nelle profondità della terra, senza apprezzabili emissioni nell’atmosfera. E’ quindi possibile trasformare anche il carbone in un combustibile pulito e quasi ad "emissioni zero".

Per quanto riguarda la gassificazione, vengono utilizzati principalmente tre metodi: fixed-bed (letto fisso), fluidized-bed (letto fluidificato) e entrained-bed (letto trascinato) (Padrò e Putsche, 1999). Tutti questi metodi impiegano vapore, ossigeno o aria, per ossidare parzialmente il carbone ed ottenere come risultato del gas. I gassificatori a letto fisso producono, a basse temperature (425-650 °C), un gas contenente prodotti "devolatilizzati" come metano, etano ed un flusso di idrocarburi liquidi contenente nafta, catrame, oli e fenolici. I gassificatori a letto trascinato producono gas ad alta temperatura (>1260 °C), che essenzialmente elimina i prodotti devolatilizzati dal flusso di gas e dagli idrocarburi liquidi. Questo metodo, infatti, consente di ottenere un prodotto composto quasi interamente da idrogeno, monossido di carbonio e biossido di carbonio. I gassificatori a letto fluidificato, infine, producono pressappoco dei prodotti intermedi, nella composizione, rispetto ai due precedenti ed agiscono a temperature medie (925-1040 °C).

Il calore necessario per la gassificazione è fornito principalmente dall'ossidazione parziale del carbone. Generalmente le reazioni di gassificazione del carbone sono esotermiche, così al gassificatore vengono di solito abbinate delle caldaie per il riscaldamento dei rifiuti da smaltire. La temperatura, e quindi la composizione del gas prodotto, dipendono dalla quantità dell'agente ossidante e del vapore, nonché dal tipo di reattore utilizzato nell'impianto di gassificazione.

I gassificatori producono delle sostanze inquinanti (principalmente ceneri, ossidi di zolfo e ossidi di azoto) che devono essere eliminate prima che entrino a far parte del gas prodotto. Il loro livello dipende sia dal gassificatore utilizzato sia dalla composizione del combustibile. Esistono due tipi di sistemi per la separazione delle impurità: sistemi a caldo e sistemi a freddo. La tecnologia di separazione a freddo è sfruttata commercialmente e sperimentata da diversi anni mentre i sistemi a caldo sono ancora in fase di sviluppo. La ripulitura dei gassificatori a letto trascinato, comporta una serie di operazioni in base alla diversa natura dei residui con una perdita di efficienza, affidabilità ed un aumento rilevante dei costi di questi sistemi

Per questa tecnologia, il costo della materia impiegata raggiunge quasi il 25% del prezzo dell'idrogeno prodotto. Costo del capitale, manutenzione dell'impianto e smaltimento dei rifiuti solidi, costituiscono altri costi da sostenere. Rispetto alle altre tecnologie quindi, sempre escludendo l'elettrolisi, i costi sono leggermente più elevati ed, allo stato attuale, non è ancora possibile realizzare delle particolari economie di scala.

La presenza di numerose riserve in diverse parti del mondo (vedi capitolo 1), fa del carbone il possibile sostituto di gas naturale ed oli come materia prima per la produzione di idrogeno (Padrò e Putsche, 1999).

Produzione idrogeno : Cracking

Il tradizionale processo di cracking dei combustibili fossili sta subendo delle notevoli innovazioni. Le nuove tecnologie di decomposizione termocatalitica degli idrocarburi, in assenza di aria o ossigeno, eviteranno di sostenere costi per la purificazione dell’idrogeno prodotto tramite l’eliminazione della produzione degli ossidi di carbonio. Ciò avverrà tramite l’identificazione e la modificazione di opportuni catalizzatori a base di carbonio e la successiva ottimizzazione del processo di produzione tramite l’impiego di combustibili liquidi o gassosi. L’obbiettivo primario è, inizialmente, quello di aumentare il contenuto di idrogeno a più dell’85% e di ridurre notevolmente le emissioni di gas inquinanti. Nel 2003 si prevede la sperimentazione dei primi impianti abbinati a celle a combustibile di modesta potenza

    Ossidazione parziale non catalitica di idrocarburi

L'idrogeno può essere ottenuto dall'ossidazione parziale non catalitica, ad una temperatura che varia tra 1300-1500° C, di idrocarburi pesanti, come la nafta. Questa tecnologia può utilizzare qualsiasi genere di idrocarburo che possa essere compresso. In ogni caso l'efficienza complessiva del processo (50%) è minore di quella ottenuta dalla tecnologia SMR (65%-75%) ed è necessario ossigeno puro. L’ossigeno necessario alla reazione, infatti, è quello contenuto nell’atmosfera per cui mescolato con una grande quantità di azoto. Dunque con l’ossidazione parziale si ottiene un flusso di idrogeno impuro fortemente contaminato dall’azoto. Nel caso si utilizzi del metano, l'efficienza di questo processo raggiunge solo il 70% di quella dello steam reforming. Tramite una reazione controllata tra combustibile e ossigeno, si ottiene anidride carbonica, ossigeno e molto calore. Un sistema rapido che consente però di ottenere modeste quantità d’idrogeno, tanto quanto ne contiene il combustibile di partenza. I reformer per l'ossidazione parziale utilizzano in genere solo combustibili liquidi. Attualmente solo due compagnie, la Texaco e la Shell, hanno la disponibilità, a livello commerciale, di queste tecnologie di conversione (Padrò e Putsche, 1999).

I costi per la produzione di idrogeno tramite combustibili pesanti sono sensibilmente più alti, per stesse quantità di materia impiegata, di quelli relativi all'utilizzo di gas di cokeria. Questo è dovuto alla necessità di sostenere il trattamento e la rimozione delle impurità derivanti dal processo. Nel caso dell'utilizzo di gas di cokeria è possibile, attualmente, realizzare economie di scala che si riflettono in una notevole riduzione del prezzo finale dell'idrogeno. Simili risultati sono attesi per l'impiego di combustibili pesanti.

Anche se i costi di questa tecnologia non sono particolarmente elevati rispetto a quelli degli altri processi, bisogna anche considerare i costi aggiuntivi per l'eventuale pulizia degli impianti, a cui conseguirebbe un aumento del prezzo finale dell'idrogeno.

Produzione idrogeno :  Elettrolisi dell’acqua

L'idrogeno può essere ottenuto tramite l’elettrolisi dell'acqua. Questo processo fu applicato per la prima volta da Sir William Grove, nell’anno 1839.

L'elettrolisi richiede il passaggio di corrente elettrica attraverso l'acqua. La corrente entra nella cella elettrolitica tramite il catodo, un elettrodo caricato negativamente, attraversa l'acqua e va via attraverso l'anodo, un elettrodo caricato positivamente. L'idrogeno e l'ossigeno così separati confluiscono rispettivamente verso il catodo e verso l'anodo.

L'elettrolisi è il metodo più comune per la produzione di idrogeno anche se incontra notevoli ostacoli per la quantità limitata di idrogeno prodotta e per i costi, ancora troppo elevati, dovuti all'impiego di energia elettrica. Attualmente, solo il 4% della produzione mondiale di idrogeno avviene per elettrolisi dell'acqua e solo per soddisfare richieste limitate di idrogeno estremamente puro (Padrò e Putsche, 1999).

Per risolvere questo problema, si prevede l’applicazione dell’elettrolisi con vapore ad alta temperatura (900-1000 °C). L’alta temperatura del sistema accelera le reazioni, riduce le perdite d’energia dovute alla polarizzazione degli elettrodi ed accresce l’efficienza complessiva del sistema. Questa tecnologia offre l’opportunità di ridurre il consumo di elettricità al 35% di quella utilizzata dagli attuali elettrolizzatori in commercio. Questa notevole riduzione dei costi, e l’elevata efficienza di conversione stimata (circa il 90%), consentirebbe all’elettrolisi di essere competitiva anche con lo steam reforming, che richiede notevoli investimenti strutturali (Hydrogen R&D Program, 1999).

In ogni caso, prima che le nuove tecnologie vengano perfezionate e divengano completamente operative, il costo per la produzione dell'idrogeno dall'elettrolisi è il più alto rispetto a qualsiasi altra tecnologia. I costi maggiori sono rappresentati dai sistemi fotovoltaici ed eolici i quali, nonostante i miglioramenti tecnologici previsti per i prossimi anni, richiedono e richiederanno ancora costi elevatissimi per la produzione di energia da impiegare nell'elettrolisi. Un altro aspetto da valutare è che l'idrogeno attualmente viene prodotto in sito e su domanda, vengono quindi trascurati i costi di magazzinaggio e trasporto che renderebbero il prezzo dell'idrogeno "consegnato", anche se in quantità ridotte, ancor meno competitivo. Nell’ambito delle applicazioni pratiche i costi per l'elettrolisi tramite celle a membrana polimerica si prevede che siano minori dei sistemi con celle alcaline.

Produzione idrogenGassificazione e pirolisi delle biomasse

Come la gassificazione, anche la pirolisi, o distillazione secca, è un processo che per mezzo della decomposizione termica, spezza le molecole complesse delle sostanze organiche in elementi semplici, separati. Essa consiste nel riscaldare la sostanza a 900-1000 °C, in assenza di aria, in opportuni impianti, con ottenimento di sostanze volatili e di un residuo solido (Chiacchierini, 1992).

L'applicazione di calore alle biomasse (legno, grassi e rifiuti agricoli) produce numerosi differenti gas, tra cui l'idrogeno. La composizione dei gas dipende dal tipo di materiale, dalla presenza di ossigeno, dalla temperatura della reazione e da altri parametri. La ricerca sull'idrogeno è incentrata attualmente sui gas dalle biomasse, a medio potere calorifico, da utilizzare principalmente come combustibili . La gassificazione delle biomasse, prevede l’impiego sia di materiale derivato dai rifiuti solidi urbani sia materiali specifici appositamente coltivati per essere inpiegati come fonte d'energia. Gassificatori di biomasse sono stati sviluppati utilizzando tecnologie di combustione fixed-bed, fluidized-bed, entrained-bed.

Le biomasse possono essere gassificate utilizzando metodi indiretti e diretti. La gassificazione indiretta, come avviene negli impianti della Battelle-Columbus Laboratoires and Future Energy Resource Corporation (BLC/FERCO), usa un veicolo, come la sabbia, per trasferire calore dal bruciatore alla camera di gassificazione. Nella gassificazione diretta il calore alla camera di gassificazione è fornito dalla combustione di una parte delle biomasse (Padrò e Putsche, 1999). In generale, il costo dell'idrogeno prodotto tramite gassificazione indiretta è leggermente minore di quello dell'idrogeno ottenuto per gassificazione diretta.

Un metodo alternativo di produzione dell'idrogeno dalle biomasse è la combinazione di pirolisi e processo di steam reforming. Tale metodo, applicato alle biomasse, genera vapori reattivi che possono, quindi, essere convertiti in idrogeno, monossido di carbonio e biossido di carbonio usando vapore in ambiente catalitico.

Tramite questo processo le biomasse vengono decomposte termicamente ad alte temperature (400-450 °C), in atmosfera inerte, per formare un "bio-olio" costituito da sostanze organiche ossigenate, per l’85%, e acqua, per il 15% . Il "bio-olio", quindi, viene sottoposto al processo usuale di steam reforming per la produzione di idrogeno. Alternativamente i componenti fenolici del "bio-olio" possono essere estratti con etil-acetato per ottenere come prodotto aggiuntivo delle resine fenoliche. Anche in questo caso i restanti componenti possono essere sottoposti allo steam reforming. In entrambi i casi il gas prodotto viene purificato tramite un processo standard di assorbimento a pressione variabile. Anche i deflussi derivanti da altre tecnologie di trattamento delle biomasse possono costituire un interessante materiale per la produzione dell'idrogeno.

In particolare, sono stati compiuti degli studi sul trattamento dei residui della separazione del "bio-olio" in derivati della lignina, utilizzati per la produzione di resine fenoliche o additivi per combustibili, e derivati dei carboidrati, eventualmente sottoposti allo steam reforming.

Questo sistema ha numerosi vantaggi rispetto alla tradizionale tecnologia di gassificazione delle biomasse, innanzitutto il "bio-olio" può essere trasportato più facilmente delle biomasse e quindi la pirolisi ed il reforming possono essere realizzati in luoghi diversi, con eventuale riduzione dei costi. Per esempio una serie di pirolisi di piccole quantità di materiali, può avvenire dove essi sono disponibili ad un costo non elevato. Successivamente, l'olio può essere agevolmente trasportato in un impianto di reforming, situato dove siano presenti impianti d'immagazzinaggio ed infrastrutture per la distribuzione. Il secondo vantaggio è, ovviamente, il notevole potenziale derivante dal recupero dei materiali derivati. Questo è stato dimostrato con l'utilizzo di un reattore a letto fluidificato, con del nichel come catalizzatore, sviluppato per il trattamento di gas naturale e nafta, con cui è stato possibile ottenere sostanze composte il cui contenuto di idrogeno approssima o supera il 90% (Czernik et al., 2000).

Questo processo potenzialmente può divenire una delle tecnologie di produzione meno costose, ma è ancora ai primi stadi della ricerca. I ricercatori sono impegnati nella ricerca di un catalizzatore ottimale per la fase di reforming ed alla valutazione della fattibilità economica e della sostenibilità ambientale dell'intero processo (Padrò e Putsche, 1999).

La produzione dell’idrogeno dalle biomasse, sia tramite gassificazione sia tramite pirolisi, possiede notevoli possibilità di sviluppo tra i processi che utilizzano fonti rinnovabili di energia (National Renewable Energy Laboratory, 1995). Un importante vantaggio ambientale dell'utilizzo delle biomasse come fonte di idrogeno è che il biossido di carbonio, una delle principali emissioni responsabili dei cambiamenti climatici, emesso nella conversione delle biomasse, non contribuisce ad aumentare la quantità totale di gas nell'atmosfera. Il biossido di carbonio è consumato dalle biomasse durante la crescita e solo la stessa quantità viene restituita all'aria durante il processo di conversione. Purtroppo, però, il contenuto d'idrogeno è solo del 6%-6,5%, rispetto al 25% del gas naturale.

Per questa ragione i costi sono ancora molto elevati e ciò non consente a questi sistemi di essere competitivi con altre tecnologie come, per esempio, il reforming del metano. Di gran lunga, i maggiori costi operativi per questa tecnologia sono legati alla materia da impiegare e quindi sono particolarmente alti per processi che utilizzano biomasse costituite da materiali specifici mentre possono scendere nel caso si impieghino biomasse da rifiuti.

Anche in questo caso, come per i sistemi fotovoltaici ed eolici, trattandosi di fonti di energia rinnovabili, i costi sono ancora sensibilmente elevati. In questi casi, infatti, le tecnologie non sono ancora perfezionate, mancano dei sistemi specifici d'immagazzinaggio e applicazione dell'energia prodotta per cui non è ancora possibile realizzare economie di scala che ne consentano un possibile largo impiego. D'altro canto il ridotto impatto ambientale, riveste un importante ruolo per la ricerca.

Inoltre, gli oli vegetali hanno un potenziale per la produzione di idrogeno, maggiore delle sostanze che contengono cellulosa o lignina, ma il loro costo è ancore notevolmente alto e probabilmente gli oli necessari saranno acquistati su di uno specifico mercato previsto per il futuro. Quindi, solo un processo integrato, che preveda il riutilizzo delle sostanze derivate dalle biomasse, può consentire una alternativa economicamente valida (Czernik et al., 2000).

Affinché le biomasse diventino una fonte di idrogeno con costi accessibili, la ricerca deve ancora compiere notevoli passi. Le tecniche per la separazione e la purificazione dell'idrogeno tramite delle membrane selettive o processi catalitici, devono essere migliorate. Nuove idee per la purificazione dei gas (rimozione di catrame ed oli) necessitano una migliore valutazione. Una delle principali priorità della ricerca è un concetto avanzato di gassificazione catalitica che consenta di ottenere risultati quando il gassificatore agisce continuamente (National Renewable Energy Laboratory, 1999) mentre altri settori della ricerca si stanno occupando della messa a punto di un nuovo sistema di gassificazione. Esso, agendo ad elevate temperature e con particolari catalizzatori al carbonio, consente la produzione di idrogeno da materiali con un alto contenuto di umidità. Le biomasse, infatti contengono circa il 50% d’acqua e sono stati messi a punto diversi processi termici per eliminarla. Questo nuovo processo di gassificazione invece, eliminando il ricorso a strumenti di essiccazione non pone particolari limiti al tipo di biomassa da impiegare. Inoltre, ottenendo il reforming completo delle biomasse impiegate dal processo non si hanno residui di combustione. I primi reattori di questo genere sono stati costruiti recentemente mentre l’intera tecnologia deve essere ancora testata e verificata nei prossimi anni