Modelling and analysis of CO2 reuse in a PtX system based on reversible Solid Oxide Cell

La diminuzione del contenuto di anidride carbonica in atmosfera è la sfida che deve essere superata nei prossimi decenni. Uno dei metodi da implementare agisce sui sistemi di produzione dell’energia elettrica e termica, i quali contribuiscono per una elevata percentuale alle emissioni di gas ad effetto serra, i principali responsabili del surriscaldamento globale. A tale scopo, il seguente lavoro di tesi mira a modellizzare ed analizzare un prototipo di centrale poligenerativa, in grado di soddisfare il fabbisogno elettrico di un centro urbano di 30 mila persone, producendo al tempo stesso una serie di vettori energetici (idrogeno e gas naturale sintetico) col compito di immagazzinare l’energia in eccesso prodotta da un campo fotovoltaico. La taglia di quest’ultima tecnologia è 9 [MW], ed è in grado di soddisfare per un terzo il fabbisogno elettrico del centro urbano. La rimanente porzione scoperta viene integrata con l’utilizzo di una cella reversibile ad ossidi solidi (rSOC) operante sia come cella combustibile (SOFC), con taglia di 6 [MW] per la produzione dell’energia elettrica mancante, sia come elettrolizzatore (SOEC) per l’immagazzinamento dell’energia in eccesso, con taglia di 30 [MW], determinando un rapporto di potenza tra le due modalità pari a 5, scelto per garantire l’ottimizzazione termica del dispositivo. La SOFC sfrutta il gas naturale prelevato dalla rete di distribuzione nazionale, caratterizzato da una elevata percentuale di CH4. Con l’utilizzo di un pre reformer esterno al dispositivo elettrochimico, questo elemento viene convertito in H2 e CO, elementi che subiranno le effettive reazioni elettrochimiche, evitando ogni problema di deposito di sostanze carbonacee. La SOEC invece, produce sia idrogeno utilizzando H2O demineralizzata in ingresso e, inviandolo in seguito ad una sezione di stoccaggio per rifornire con cadenza settimanale una refilling station, sia syngas (H2&CO), sfruttando H2O e CO2. Proprio quest’ultimo stream acido viene inviato dalla sezione di rimozione dell’anidride carbonica (CCS), in grado di depurare tramite processi di absorbimento uno stream “sporco” di biogas, rendendolo biometano ed immettendolo in rete con il rispetto degli standard previsti. Il syngas prodotto è a sua volta stoccato in uno storage apposito, per essere rilasciato a portata costante all’interno di un impianto di metanazione. Quest’ultimo impianto, caratterizzato da una serie di reattori di metanazione con interposti degli scambiatori di calore in grado di raffreddare lo stream trattato, permette la conversione del syngas in gas naturale sintetico e la sua immissione in rete. Il terzo capitolo della tesi prevede la modellizzazione degli impianti, mentre il quarto descrive le simulazioni effettuate su Aspen Plus®, le analizza e riporta i risultati finali. Infine, l’ultimo capitolo riporta un’analisi economica centrata sulla metodologia del costo netto presente, calcolando delle importanti variabili economiche: Levelized Cost Of Products. Queste permettono di valutare il costo del vettore energetico in uscita dalla centrale, rapportandolo al costo totale dell’impianto produttivo.