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Come le tecnologie di misura ABB contribuiscono ad assicurare la purezza e la sicurezza dell'H₂
Molecola sfuggente
La produzione di idrogeno dall'elettricità verde ha il potenziale per ridefinire profondamente i mercati dei trasporti, dell'energia, del gas, dei prodotti chimici e dei carburanti. Essendo, però, l'idrogeno, la molecola più piccola e sfuggente della tavola periodica, esso presenta una serie di sfide inedite al mondo della misura e dell’analisi nelle varie fasi di produzione, trasporto, stoccaggio e utilizzo finale. ABB offre una gamma di soluzioni di strumentazione e analizzatori che contribuiscono a rispondere a tali sfide.
L'idrogeno è destinato a svolgere un ruolo centrale nel consentire un sistema energetico decarbonizzato. Esso può essere utilizzato per immagazzinare energia, per fornire flessibilità nella sua gestione e nel suo trasporto su lunghe distanze attraverso condotte e navi, consentendo così di sfruttare fonti di energia rinnovabile (RES) in luoghi remoti.
Il contributo dell'idrogeno, tuttavia, va oltre l’ambito dell’energia, perché può altresì essere convertito in combustibili e prodotti chimici. Inoltre, la produzione di idrogeno dall'elettricità ridefinirà profondamente gli attuali settori dell'energia, del gas, della chimica e dei carburanti [Rif. 1]. In breve, l'idrogeno è il miglior candidato ad essere la "molecola pulita" in grado di integrare il ruolo svolto dagli "elettroni puliti".
Sebbene l'uso dell'idrogeno sia in gran parte esente da emissioni di CO₂, la sua produzione è possibile attraverso una serie di fonti energetiche e tecnologie, ognuna delle quali ha un diverso impatto sulle emissioni di gas serra.
In ultima analisi, il vero punto di svolta è rappresentato dall'elettrolisi, dove l'idrogeno è prodotto attraverso un processo elettrochimico che scinde l'acqua in idrogeno e ossigeno, con zero emissioni di CO₂. Se l'elettricità è certificata come derivante unicamente da energie rinnovabili, il prodotto risultante può essere definito come Idrogeno Verde - il Santo Graal dello sforzo di decarbonizzazione.
Mentre meno dello 0,1% della produzione di idrogeno globale deriva attualmente dall'elettrolisi dell'acqua ed è utilizzato per lo più in mercati che richiedono specifiche caratteristiche di elevata purezza (ad esempio, per la componentistica elettronica e per il polisilicio) [Rif. 2], l’idrogeno verde è oggetto di grande attenzione e investimenti inauditi. La Commissione Europea, per esempio, ha stanziato risorse senza precedenti per lo sviluppo di una strategia basata sull’idrogeno che mira a portare il valore del settore dell'idrogeno dagli attuali 2 miliardi a 140 miliardi di euro entro il 2030, con la conseguente creazione di oltre 140.000 posti di lavoro [Rif. 3].
Dal punto di vista tecnico, sono attualmente disponibili tre tecnologie di produzione di H₂:
- celle elettrolitiche alcaline (AEC),
- membrane elettrolitiche polimeriche (PEM, o PEMEC), note anche come membrane a scambio protonico, e
- elettrolizzatori a ossidi solidi (SOE o SOEC) (Immagine 1)
Gli elettrolizzatori AEC hanno un CAPEX inferiore alle altre due tecnologie e rappresentano la tecnologia più matura, il che significa che gli elettrolizzatori AEC su larga scala offrono una comprovata affidabilità che i processi PEM e SOE non hanno ancora avuto il tempo di accumulare.
I sistemi PEM offrono una rapida messa a regime. Quando funzionanti a pressioni fino a 30 bar, raggiungibili anche da alcune altre tecnologie di elettrolizzazione, hanno un ingombro ridotto rispetto ai sistemi di elettrolisi a pressione atmosferica. Ciò implica che i costi di compressione del gas sono ridotti al minimo se l'idrogeno è destinato all’inserimento nella rete del gas o allo stoccaggio ad alta pressione.
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La Commissione Europea intende aumentare il valore del settore dell'idrogeno dagli attuali 2 miliardi a 140 miliardi di euro entro il 2030.
Gli elettrolizzatori a ossidi solidi (SOE) sono fondamentalmente l'inverso delle celle a combustibile a ossidi solidi. Gran parte delle apparecchiature SOE opera nell'intervallo tra 650 e 850°C utilizzando acqua sotto forma di vapore e ricavando una percentuale significativa della sua energia dal calore del vapore. L'elettrolisi ad alta temperatura presenta notevoli vantaggi rispetto alle tecnologie a bassa temperatura, comprese le tecnologie ad alta efficienza, e non richiede l’impiego di costosi elettrocatalizzatori a metalli nobili. Ciò significa che per produrre la stessa quantità di idrogeno, è necessario un terzo di potenza elettrica in meno rispetto a un elettrolizzatore PEM o AEC [Rif. 4]. Tuttavia, le SOE non sono ancora tecnologie mature in termini di sviluppo industriale.
La catena del valore dell'idrogeno verde
La produzione è solo l'inizio della catena del valore dell'economia dell'idrogeno, che comprende anche il trasporto, lo stoccaggio e l'utilizzo finale (Immagine 2). La maggior parte dei problemi commerciali e tecnici associati all'H₂ deriva dalle proprietà chimiche e fisiche della molecola, che è la più piccola e leggera in natura. L'idrogeno ha quindi valori di punto di ebollizione e, in condizioni normali, di densità molto bassi. Per diventare un vettore energetico significativo, deve quindi essere pressurizzato e liquefatto o convertito in qualche altro vettore chimico.
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L'Idrogeno Verde ha un ruolo cruciale nella riduzione delle emissioni di CO₂ in pro-cessi industriali “hard-to-abate”, come la produzione di acciaio.
In generale, l'H₂ può essere trasportato da un sito di produzione sino all'utilizzo finale tramite condutture, su strada, in autocisterne per liquidi criogenici o rimorchi per trasporto gas in bomboloni, su rotaie o chiatte. I gasdotti sono il mezzo più economico per il trasporto interno, ma per le distanze più lunghe e per le spedizioni all'estero, per essere competitivo, il trasporto deve avvenire sotto forma di H2 liquefatto o convertito in qualche altro vettore, come ad esempio ammoniaca o benziltoluene.
Per quanto riguarda lo stoccaggio dell’H2,a seconda dei requisiti di durata, esso può essere realizzato in:
- Forma gassosa: è l'opzione più economica. In questa forma può essere immagazzinato nel sottosuolo, in caverne saline o in giacimenti di gas esauriti, oppure in serbatoi pressurizzati come nei veicoli a celle a combustibile.
- Forma liquida: qui l'idrogeno gassoso viene convertito nella sua forma liquida pura per aumentarne la densità energetica. Questa modalità di stoccaggio è più efficiente di quella gassosa, ma più costosa perché richiede tre fasi: una fase di liquefazione in cui l'idrogeno gassoso viene raffreddato a -253 °C e convertito in liquido, uno fase di stoccaggio liquido e una fase di rigassificazione in cui viene riconvertito in forma gassosa.
- Forma chimica: in questo caso l'H₂ è legato a un altro atomo o molecola. L'ammoniaca e i vettori organici liquidi di idrogeno (Liquid Organica Hydrogen Carriers - LOHC) sono tra le molecole più promettenti per questo scopo.
L'ultima fase della catena del valore dell'idrogeno verde è l'utilizzo finale. Senza entrare nei dettagli, possiamo identificare tre aree di applicazione principali:
- Mobilità: l'idrogeno verde viene utilizzato nei trasporti sfruttando le tecnologie delle celle a combustibile. I veicoli elettrici a celle a combustibile hanno un serbatoio di idrogeno che alimenta una cella a combustibile, dove viene generata l'elettricità che a sua volta alimenta il motore. Attualmente l'attenzione è rivolta al trasporto pubblico e ai veicoli speciali per aeroporti, centri commerciali, ecc.
- Uso industriale: oltre a sostituire l'Idrogeno Grigio (cioè ricavato dagli idrocarburi) in settori tradizionali come la raffinazione e i fertilizzanti, l’idrogeno verde ha un ruolo cruciale nella riduzione delle emissioni di CO₂ nelle cosiddette industrie hard-to-abate (cioè dove l’elettricità non è applicabile o pratica), come la produzione di acciaio, vetro e ceramica.
- Uso domestico: la miscelazione dell’idrogeno con il gas naturale (GN) per le utenze domestiche è un modo efficace per generare calore ed energia con emissioni inferiori rispetto all’utilizzo del solo GN e molte utility del gas stanno investendo in questo settore.La miscelazione dell’idrogeno nelle reti di gas naturale esistenti è tecnicamente possibile e consentita in percentuali limitate in molti paesi. Attualmente, diversi paesi hanno fissato un limite massimo del 2% di idrogeno nelle reti di condotte esistenti.
Le Sfide per il settore della Misura
Essendo l'elemento più piccolo e sfuggente della tavola periodica, l'idrogeno presenta alcune proprietà fisico-chimiche peculiari che comportano una serie di problemi di misurazione. Per rendere l'economia dell'idrogeno una realtà, è necessario superare una serie di sfide specifiche per l’industria della sensoristica. Di seguito sono riportati i dati relativi a queste ultime.
Gli elettrolizzatori necessitano di analizzatori di gas estremamente sensibili ed affidabili per un funzionamento sicuro. In linea di massima, essi producono ossigeno all'anodo e idrogeno al catodo; tuttavia, si tratta di una semplificazione di un'elettrochimica molto complessa. Molte reazioni minori che avvengono in un elettrolizzatore possono causare la formazione di piccole concentrazioni di ossigeno nel flusso di idrogeno e viceversa. Inoltre, nella complessa configurazione della pila dell'elettrolizzatore si possono verificare piccole perdite di gas da un lato all'altro della singola cella, con conseguenti rischi significativi per la sicurezza (Immagine 3).
Produzione
Il controllo del processo di un elettrolizzatore di idrogeno ha diversi obiettivi: un funzionamento sicuro, una conversione efficiente dell'energia in idrogeno e un controllo della qualità della purezza dell'idrogeno e dell'ossigeno. La norma ISO22734:2019 specifica esplicitamente molti parametri che devono essere misurati per garantire un funzionamento sicuro e affidabile dell'elettrolizzatore di idrogeno [Rif. 5].
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Poiché gli elettrolizzatori producono ossigeno all'anodo e idrogeno al catodo, necessitano di analizzatori di gas per un funzionamento sicuro.
Mentre molti dei parametri misurati sono comuni a tutti gli elettrolizzatori (es. temperatura nel condotto di scarico dell'elettrolizzatore per evitare il surriscaldamento, impurità gassose, ecc.), altri sono specifici della tecnologia dell'elettrolizzatore vista nella prima sezione di questo articolo. Ad esempio, il rilevamento di perdite di liquidi pericolosi è più importante quando si gestiscono soluzioni concentrate di idrossido di potassio su un elettrolizzatore AEC rispetto a quando si lavora con acqua pura su un sistema PEM per il quale, invece, è la purezza dell'acqua ad essere di fondamentale importanza. Da parte sua, la tecnologia SOE, operante ad alta temperatura, richiede una gestione più accurata della fornitura di vapore.
Stoccaggio e trasportoLo stoccaggio e la manipolazione dell'idrogeno comportano problemi di sicurezza che devono essere compresi e mitigati per garantire attività sicure. L'idrogeno presenta alcuni rischi potenziali perché:
- Ha una bassa energia di ignizione (0,017 mJ contro 0,25 mJ degli idrocarburi). Le perdite dalle flange delle tubazioni, ad esempio, sono particolarmente pericolose perché il semplice attrito indotto da una perdita può essere una fonte di accensione. Inoltre, in caso di accensione, l'idrogeno può bruciare con una fiamma invisibile e un basso calore irradiato, rendendo difficile persino individuare la fiamma.
- L'H₂ è una piccola molecola che si dissocia in ioni. Ad alte temperature può diffondere e permeare i metalli, causando l'infragilimento di apparecchiature e tubazioni [Rif. 6].
- Uso domestico: la miscelazione dell’idrogeno con il gas naturale (GN) per le utenze domestiche è un modo efficace per generare calore ed energia con emissioni inferiori rispetto all’utilizzo del solo GN e molte utility del gas stanno investendo in questo settore.La miscelazione dell’idrogeno nelle reti di gas naturale esistenti è tecnicamente possibile e consentita in percentuali limitate in molti paesi. Attualmente, diversi paesi hanno fissato un limite massimo del 2% di idrogeno nelle reti di condotte esistenti.
Un monitoraggio accurato e affidabile dell'infrastruttura è quindi obbligatorio. Inoltre, ci sono ancora molti problemi irrisolti per quanto riguarda, ad esempio, il monitoraggio di condotte lunghe e/o sotterranee [Rif. 7]. Oltre a un rigoroso rilevamento delle perdite, gli impianti di stoccaggio richiedono un'essiccazione preliminare per rimuovere l'umidità, rendendo indispensabili gli analizzatori della purezza dell'idrogeno.
Uso finale
Utilizzi finali diversi generano problemi diversi. Per quanto riguarda la mobilità, le sfide principali sono legate alla misurazione accurata della portata e alla protezione delle celle a combustibile attraverso la misurazione delle impurità di H₂ a livelli molto bassi (ad esempio lo zolfo totale a 4 nmol/mol) in ogni stazione di rifornimento [Rif. 8]. Probabilmente l'utilizzo dell'idrogeno più facilmente perseguibile, è la sua miscelazione nelle reti di distribuzione del gas naturale. In questo caso i principali problemi di misurazione sono legati a:
- Determinazione di un rapporto di miscelazione accurato ed efficace e garanzia della misurazione affidabile della qualità H₂.
- Estensione e adattamento delle procedure di misura fiscale per il mix di gas; ciò è essenziale poiché il potere calorifico dell'idrogeno per unità di volume è inferiore a quello del gas naturale.
- Prevenzione delle crepe provocate dall'idrogeno. Per alcuni tipi di acciaio, una quantità eccessiva di idrogeno, soprattutto a temperature elevate, può causare infragilimento che può portare a crepe e rotture.
Soluzioni ABB e storie di successo
ABB mette a disposizione una consolidata gamma di strumenti e analizzatori per le applicazioni dell'idrogeno. Tra i prodotti che affrontano in modo specifico le sfide legate all'idrogeno verde c'è l'opzione "H-shield" ABB, per i prodotti di pressione, livello e portata, che garantisce un livello di resistenza estremamente elevato contro la permeazione dell'idrogeno (Immagine 4). Applicato con il processo di deposizione di vapore, ad esempio, H-shield forma un rivestimento protettivo di spessore uniforme sulla superficie del diaframma del trasduttore di pressione, offrendo allo stesso tempo una flessibilità sufficiente per consentire al diaframma di muoversi in risposta a condizioni di pressione variabili [Rif. 9].
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L'opzione "H-shield" di ABB per i prodotti di pressione, livello e portata, garantisce la resistenza alla permeazione di idrogeno.
Per quanto riguarda i veicoli alimentati a celle a combustibile, ABB offre Sensyflow FMT700-P, un misuratore di portata massico termico compatto, che è l'ultima aggiunta a una gamma di prodotti già collaudata per la misurazione dell'aria di aspirazione dei motori sui banchi di prova. Il dispositivo è ideale per mettere a punto l'efficienza delle celle a combustibile. Grazie al suo ineguagliato tempo di risposta (25 millisecondi), il dispositivo è utilizzato dalle principali case automobilistiche di tutto il mondo per misurare l'aria di aspirazione nell'ambito del controllo qualità, delle applicazioni sui banchi di prova e della ricerca e sviluppo [Rif. 10].
ABB contribuisce alla gestione sicura degli elettrolizzatori grazie ai suoi analizzatori, che sono in grado di fornire una misura accurata delle impurità nei flussi di O₂ e H₂ in aree pericolose. Queste misure possono essere combinate in un unico dispositivo nel caso sia accettabile una misurazione semi-continua [Rif. 11].
Infine, come accennato in precedenza, la miscelazione dell'idrogeno nella rete del Gas Naturale è un'opzione già matura per ridurre l'impatto delle emissioni di CO₂. L’analizzatore PGC1000 di ABB è ideale per il monitoraggio della composizione della miscela di gas nei sistemi di distribuzione e trasmissione del gas naturale. Si tratta di un gascromatografo di processo a risposta rapida con rilevatore di conduttività termica. Tra le applicazioni consolidate di questo tipo di analizzatore di gas vi è il monitoraggio del valore termico del gas naturale nei sistemi di controllo dei bruciatori e la garanzia della corretta stechiometria di combustione (Immagine 5).
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Il PGC1000 di ABB è ideale per il monitoraggio della composizione della miscela di gas nei sistemi di distribuzione e trasmissione del gas naturale.
Il track record che ABB ha sviluppato con questi analizzatori di gas può essere trasferito al monitoraggio dei gasdotti di gas naturale contenenti idrogeno miscelato. Il consenso da parte del mercato è estremamente incoraggiante. In Italia, dove le società di trasporto e distribuzione del gas stanno investendo in ambiziosi programmi di miscelazione di H₂, negli ultimi mesi sono stati forniti più di 35 analizzatori.
Riferimenti
[1] Hydrogen Council, McKinsey & Company, Nov-2021. "L'idrogeno per la rete zero". Disponibile: https://hydrogencouncil.com/wp-content/ uploads/2021/11/ Hydrogen-for-Net-Zero. pdf [Consultato l'11 agosto 2022].
[2] McKinsey & Company, Jan-2022. "La transizione a zero: quanto costerebbe, quanto porterebbe". Disponibile: https:// www.mckinsey.com/ business-functions/sustainability/our-insights/ the-net-zero-transitionwhat-it-would-costwhat-it-could-bear [Consultato l'11 agosto 2022].
[3] "EU aims to make green hydrogen cost-competitive within two years: leaked strategy document", Recharge 19/6/2020 Disponibile: https:// www.rechargenews. com/transition/ eu-aims-to-makegreen-hydrogen-costcompetitive-within-twoyears-leaked-strategydocument/2-1-829768 [Consultato l'11 agosto 2022].
[4] Libro bianco di ABB, 2021. "Idrogeno verde, soluzioni di strumentazione e analizzatori per un futuro sostenibile". Disponibile: https://campaign.abb. com/l/501021/2021-09- 28/v9lq6p [Consultato l'11 agosto 2022].
[5] ISO22734:2019 Settembre 2019. "Generatori di idrogeno con elettrolisi dell'acqua - Applicazioni industriali, commerciali e residenziali". Disponibile: https://www.iso.org/ standard/69212.html [Consultato l'11 agosto 2022].
[6] Libro bianco di ABB, 2022. "Sicurezza dell'idrogeno - Manipolazione dell'idrogeno e fasi chiave della sicurezza di processo". Disponibile: https://new.abb.com/ process-automation/ energy-industries/ hydrogen/white-paper-process-safety-and-hydrogen [Consultato l'11 agosto 2022].
[7] S. Elaoud, E. HadjTaïeb. "Rilevamento delle perdite di miscele di idrogeno e gas naturale nelle tubazioni con il metodo delle caratteristiche a intervalli di tempo specifici". Journal of Loss Prevention in the Process Industries settembre 2010, pagg. 637-645.
[8] "Transizione energetica: Esigenze di misurazione nell'industria dell'idrogeno". Rapporto del National Physical Laboratory del dicembre 2017. Disponibile: https://www.npl. co.uk/getattachment/ bebd3592-e413-43e7- 9556-e4dc2c0533d7/ energy-transition-measurement-needs. pdf?lang=en-GB&ext=. pdf [Consultato l'11 agosto 2022].
[9] Libro bianco di ABB, 2021. "Affrontare il problema della permeazione di idrogeno nei trasmettitori di pressione". Disponibile: https:// campaign.abb. com/l/501021/2021-11- 05/vpy3nk [Consultato l'11 agosto 2022].
[10] G. Weppner, "Fine tuning hydrogen fuel cell research" ABB Review 04/2021, pp. 48-49.
[11] S. Gibbons, "Analisi dei gas nell'economia circolare". Gasworld giugno 2021. Disponibile: https:// www.gasworld.com/ gas-analysis-in-the-circular-economy/2021176. article [Accessed August 11, 2022].
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