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rapporti - Deliverable

Potenziali applicazioni delle tecnologie dell’idrogeno nel sistema idrico integrato

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Potenziali applicazioni delle tecnologie dell’idrogeno nel sistema idrico integrato

Le possibilità di utilizzo di idrogeno verde nell’ambito degli impianti di depurazione delle acque reflue consistono nell’upgrade del biogas a biometano per via biologica; la CO2 contenuta nel biogas si può ridurre a CH4 in presenza di idrogeno verde, il quale può essere prodotto tramite elettrolisi sfruttando l’eventuale energia elettrica in eccesso generata da fonti rinnovabili (fotovoltaico).
Il caso di studio sull’impianto di Bresso (MI) ha fornito risultati interessanti: installando moduli fotovoltaici per una potenza pari a 4’000 kWp, si possono ridurre fino al 38% le emissioni indirette dell’impianto. Rispetto alle condizioni di partenza (2080 tCO2/anno), il sistema PtG contribuisce con un ulteriore decremento dell’11% (-230 tCO2/anno) grazie alla produzione di biometano aggiuntivo, con un costo della CO2 evitata pari a circa 180 €/tCO2;.

L’obiettivo di questo studio è quello di evidenziare le opportunità di positiva interazione fra il sistema idrico integrato e le tecnologie dell’idrogeno, con riferimento agli impianti di depurazione di acque reflue.
Le possibilità di utilizzo di idrogeno verde nell’ambito degli impianti di depurazione consistono nell’upgrade del biogas a biometano per via biologica; la CO2 contenuta nel biogas si può ridurre a CH4 in presenza di idrogeno verde. Tale reazione (detta di Sabatier) è operata da microrganismi presenti nel processo di digestione anaerobica convenzionale.
Risulta vantaggioso installare impianti fotovoltaici ed utilizzarne l’energia elettrica per coprire gli autoconsumi del sito. Una volta coperti gli autoconsumi, si può utilizzare l’eventuale elettricità autoprodotta in eccesso per alimentare sistemi di produzione di idrogeno verde e biocombustibili.
In particolare, è ragionevole convertire idrogeno in metano attraverso processi di metanazione che riutilizzino la CO2 disponibile da processi di upgrading del biogas.
Il caso di studio è stato ritagliato sull’impianto di Bresso (MI), gestito da Gruppo CAP SpA, ed ha fornito i seguenti risultati principali:
• L’impianto potrebbe ridurre le emissioni indirette di circa il 28% nel caso di installazione di impianto PV da 2000 kWp, contributo che cresce fino al 38% nel caso di incremento della potenza PV a 4000 kWp;
• nel caso di PV da 2000 kWp l’eccedenza sarebbe molto limitata, rendendo poco conveniente l’installazione di un elettrolizzatore e di un sistema PtG; viceversa, se la capacità di PV aumentasse fino a 4000 kWp, il quantitativo di elettricità non autoconsumabile aumenterebbe, consentendo di incrementare il numero di ore di esercizio dell’elettrolizzatore.
Nello scenario migliore dell’analisi condotta si sono considerati componenti di impianto con le seguenti caratteristiche: l’elettrolizzatore ha una potenza di 500 kWe (produzione max di poco inferiore a 100 Nm3/h di H2), l’idrogeno è accumulato in bombole con 360 kgH2 di capacità, il metanatore ha una capacità nominale di 24 Nm3/h di CH4 e l’impianto PtG produce complessivamente 37 tonnellate di CH4 all’anno, a cui si sommano ulteriori 42 tonnellate prodotte grazie all’uso dell’ozono a supporto del trattamento fanghi.
Dal punto di vista della riduzione delle emissioni di CO2 rispetto alle condizioni di partenza (2080 tCO2/anno), il sistema PtG contribuisce con un decremento dell’11% (-230 tCO2/anno) grazie alla produzione di biometano aggiuntivo. Tale 11% va ad aggiungersi al 38% di riduzione di emissioni dovuto all’impianto PV. Il costo ottimizzato della CO2 evitata è pari a circa 180 €/tCO2. Si conclude che molti degli impianti di depurazione del sistema idrico integrato dotati di digestione anaerobica potrebbero offrire un ambito di applicazione particolarmente conveniente per la produzione e l’utilizzo di idrogeno in sistemi Power-to-Gas, traendo vantaggio da:
• la disponibilità di spazi per l’installazione di ulteriore potenza RES, principalmente fotovoltaico;
• la disponibilità di CO2 per il processo di metanazione;
• le sinergie derivanti dal recupero e utilizzo in loco dell’ossigeno co-prodotto dall’elettrolizzatore.

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