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nov 11, 2008

Come Produrre Idrogeno in Casa dall’Energia Solare. Da un Dispositivo Inventato nel 1833 Parte il Nuovo Studio di un Team Italiano che Ri-scopre l’Interessante e Semplice Invenzione del Fisico G. D. Botto

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Un moderno team di ricercatori italiani ha ri-scoperto un dispositivo inventato dal collega (ancora  italiano) G. D. Botto nel 1833, che potrebbe essere utilizzato per produrre idrogeno a basso costo. Si parte da un concentratore solare che riflettendo la luce del sole da due specchi parabolici verso un tubo cavo avvolto da metallo e riempito con l’acqua, il dispositivo riuscirebbe a generare sufficiente energia elettrica per produrre idrogeno mediante elettrolisi. Teoricamente, il dispositivo è così semplice che chiunque potrebbe costruirne uno nel proprio garage.

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Agli inizi del 1800, durante il picco della rivoluzione industriale, la scienza moderna ruotava intorno al vapore e agli altri motori alimentati a carbone. Quindi potrebbe sembrare un po’ fuori luogo che già nel 1833, un fisico italiano chiamato G. D. Botto eseguiva esperimenti su una tecnica particolare per la produzione di idrogeno.”L’idrogeno è l’elemento più comune sulla Terra, il più leggero e il più semplice nella sua struttura,” spiega Roberto De Luca dell’Università degli Studi di Salerno, “l’idrogeno in gas era già noto a al chimico francese Lavoisier alla fine del Diciottesimo secolo. Tuttavia, la produzione di idrogeno, al momento che G. D. Botto eseguì il suo esperimento, poteva essere solo considerato come un sotto-prodotto dell’elettrolisi”. De Luca è parte di una squadra italiana di scienziati che hanno infatti rivisitato gli esperimenti del fisico italiano per verificare se la tecnica potrebbe avere applicazioni per l’odierno problema energetico.

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Nel dispositivo originale di G. D. Botto, alternando collegamenti di platino e di ferro e collegati fra loro con una catenella il tutto avvolto attorno ad un’asta di legno e riscaldando l’asta con una fiamma, Botto è stato in grado di generare una corrente elettrica nella catena attraverso la termocoppia dei 2 metalli. L’obiettivo originale di G. D. Botto infatti era quello di mostrare semplicemente che si potrebbero produrre energia elettrica utilizzando una termocoppia di due metalli.

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Il gruppo italiano è stato ispirato dalla convenienza del dispositivo per produrre idrogeno di G. D. Botto, che può essere facilmente fabbricato ed è composto da materiali ampiamente disponibili. I ricercatori hanno calcolato che, anche se una versione modificata del dispositivo di Botto produce una potenza elettrica molto bassa, si può ancora produrre abbastanza forza elettromotrice generando idrogeno. Le bolle di idrogeno nell’acqua che si creano mediante elettrolisi è stato il suo modo di confermare visivamente che la corrente elettrica era presente. Ma, dopo la scoperta originale di G. D. Botto, il contemporaneo team italiano ha ri-concepito il dispositivo per farlo diventare: un modo economico per produrre idrogeno senza avanzate tecniche industriali ma con componenti fai-da-te.

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Con qualche accorgimento moderno, il team italiano è stato in grado di modificare il dispositivo di G. D. Botto in modo piuttosto ingegnoso. In primo luogo, ha sostituito la fiamma che Botto utilizzava per la produzione di calore con degli specchi parabolici per concentrare i raggi del sole nel tubo. In secondo luogo, ha sostituito il platino molto costoso con del rame. E in terzo luogo, al fine di creare una maggiore differenza di temperatura tra il lato riscaldato del tubo e il lato freddo, farebbero passare l’acqua al centro di esso.

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I ricercatori ritengono che, sebbene la potenza elettrica di uscita per il loro dispositivo sperimentale è di piccole dimensioni (solo circa 20 mW), essa potrebbe generare abbastanza corrente per la produzione di gas di idrogeno mediante elettrolisi dell’acqua. “Riteniamo che questa idea potrebbe essere utilizzata per la produzione di gas idrogeno direttamente dall’energia solare, attraverso l’elettrolisi,” spiega De Luca, tuttavia continua il ricercatore, piuttosto di utilizzare una termocoppia di 2 metalli, sarebbe più efficiente utilizzare una centrale termoelettrica a semiconduttore per ottenere una più elevata potenza di uscita.

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“Abbiamo imparato a conoscere l’idea di Botto attraverso il prezioso lavoro del professor Salvatore Ganci, co-autore di questo studio, che è un esperto nella storia della fisica”, continua De Luca. “E’ ora di scrivere un libro sugli strumenti scientifici costruiti da fisici della provincia di Genova nei primi anni del 19 ° secolo. Tra questi studi, vi è infatti il dispositivo utilizzato da Botto, con la quale è stato possibile dimostrare che l’elettricità poteva essere generata dal riscaldamento di una  termocoppia di metalli. Senza il prezioso contributo del professor Ganci, questo lavoro non sarebbe stato possibile “. Per quanto riguarda il motivo per cui i ricercatori hanno suggerito di usare le radiazioni solari per riscaldare il dispositivo piuttosto che una fiamma, De Luca ha sottolineato i vantaggi economici del sole: “C’è una grande differenza, nella produzione di idrogeno, di utilizzare gratuitamente l’energia di una centrale nucleare che inizia a lavorare nelle prime ore del mattino e si ferma all’inizio della notte” riferendosi al nostro Sole.

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“L’energia solare sarà libera per i prossimi 5 miliardi di anni, circa. L’idrogeno può essere quindi liberamente prodotto (a meno che non si consideri il costo dell’acqua) fino a quando questa meraviglioso e perfettamente pulito impianto nucleare sarà splendente su di noi. L’idrogeno può quindi essere utilizzato per le nostre automobili e per illuminare le nostre case di notte, in futuro”. Non voleva ribadire anche questo il famoso professore del MIT Daniel Nocera: Sole + Acqua = Idrogeno? Ora stiamo solo aspettando che rilascino il progetto via web Internet in modo che tutti possiamo iniziare a sperimentare la propria produzione di idrogeno.

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[ Links utili e approfondimenti ]

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Über hinterauer

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3 Antworten zu Genitron Sviluppo

  1. hinterauer schreibt:

    Un methodo molto interessante.
    Lorenzo

  2. hinterauer schreibt:

    suggestions. (February 2010)

    Smart grids are electricity networks that can intelligently integrate the behaviour and actions of all users connected to it – generators, consumers and those that do both – in order to efficiently deliver sustainable, economic and secure electricity supplies. A smart grid employs innovative products and services together with intelligent monitoring, control, communication, and self-healing technologies in order to:
    Better facilitate the connection and operation of generators of all sizes and technologies;
    Allow consumers to play a part in optimising the operation of the system;
    Provide consumers with greater information and options for choice of supply;
    Significantly reduce the environmental impact of the whole electricity supply system;
    Maintain or even improve the existing high levels of system reliability, quality and security of supply;
    Maintain and improve the existing services efficiently;[1]

    In the United States, the Smart Grid is a concept, defined [2] as the modernization of the nation’s electricity transmission and distribution system to maintain a reliable and secure electricity infrastructure that can meet future demand growth and to achieve each of the following, which together characterize a Smart Grid:
    (1) Increased use of digital information and controls technology to improve reliability, security, and efficiency of the electric grid. (2) Dynamic optimization of grid operations and resources, with full cyber-security. (3) Deployment and integration of distributed resources and generation, including renewable resources. (4) Development and incorporation of demand response, demand-side resources, and energy-efficiency resources. (5) Deployment of `smart‘ technologies (real-time, automated, interactive technologies that optimize the physical operation of appliances and consumer devices) for metering, communications concerning grid operations and status, and distribution automation. (6) Integration of `smart‘ appliances and consumer devices. (7) Deployment and integration of advanced electricity storage and peak-shaving technologies, including plug-in electric and hybrid electric vehicles, and thermal-storage air conditioning. (8) Provision to consumers of timely information and control options. (9) Development of standards for communication and interoperability of appliances and equipment connected to the electric grid, including the infrastructure serving the grid. (10) Identification and lowering of unreasonable or unnecessary barriers to adoption of smart grid technologies, practices, and services.

    Contents
    [hide] 1 Goals 1.1 Respond to many conditions in supply and demand
    1.2 Smart energy demand
    1.3 Provision megabits, control power with kilobits, sell the rest
    1.4 Scale and scope 1.4.1 Municipal grid
    1.4.2 Home Area Network

    2 What a smart grid is
    3 Modernizes both transmission and distribution 3.1 Peak curtailment/leveling and time of use pricing 3.1.1 Platform for advanced services
    3.1.2 US and UK savings estimates and assumptions behind them

    4 History 4.1 First cities with smart grids

    5 Problem definition
    6 Smart grid functions 6.1 Self-healing
    6.2 Consumer participation
    6.3 Resist attack
    6.4 High quality power
    6.5 Accommodate generation options
    6.6 Enable electricity market
    6.7 Optimize assets
    6.8 Enable high penetration of intermittent generation sources

    7 Features 7.1 Load adjustment
    7.2 Demand response support
    7.3 Greater resilience to loading
    7.4 Decentralization of power generation
    7.5 Price signaling to consumers

    8 Technology 8.1 Integrated communications
    8.2 Sensing and measurement 8.2.1 Smart meters
    8.2.2 Phasor measurement units

    8.3 Advanced components
    8.4 Advanced control
    8.5 Improved interfaces and decision support
    8.6 Standards and groups

    9 Recent studies 9.1 Obstacles

    10 Market outlook
    11 Deployments and deployment attempts 11.1 General economics developments

    12 Guidelines and Standards
    13 See also
    14 References
    15 External links

    Goals

    In principle, the smart grid is a simple upgrade of 20th century power grids which generally „broadcast“ power from a few central power generators to a large number of users, to instead be capable of routing power in better ways to respond to a very wide range of conditions, and to charge a premium to those that use energy during peak hours.

    Respond to many conditions in supply and demand

    Broadly stated, a smart grid could respond to events which occur anywhere in the power generation, distribution and demand chain. Events may occur generally in the environment, e.g., clouds blocking the sun and reducing the amount of solar power or a very hot day requiring increased use of air conditioning. They could occur commercially in the power supply market, e.g., customers change their use of energy as prices are set to reduce energy use during high peak demand. Events might also occur locally on the distribution grid, e.g., an MV transformer fails, requiring a temporary shutdown of one distribution line. Finally these events might occur in the home, e.g., everyone leaves for work, putting various devices into hibernation, and data ceases to flow to an IPTV. Each event motivates a change to power flow.

    Latency of the data flow is a major concern, with some early smart meter architectures allowing actually as long as 24 hours delay in receiving the data, preventing any possible reaction by either supplying or demanding devices.[3]

    Smart energy demand

    Smart energy demand describes the energy user component of the smart grid. It goes beyond and means much more than even energy efficiency and demand response combined. Smart energy demand is what delivers the majority of smart meter and smart grid benefits.

    Smart energy demand is a broad concept. It includes any energy-user actions to:
    Enhancement of reliability
    reduce peak demand,
    shift usage to off-peak hours,
    lower total energy consumption,
    actively manage electric vehicle charging,
    actively manage other usage to respond to solar, wind, and other renewable resources, and
    buy more efficient appliances and equipment over time based on a better understanding of how energy is used by each appliance or item of equipment.

    All of these actions minimize adverse impacts on electricity grids and maximize consumer savings.

    Smart Energy Demand mechanisms and tactics include:
    smart meters,
    dynamic pricing,
    smart thermostats and smart appliances,
    automated control of equipment,
    real-time and next day energy information feedback to electricity users,
    usage by appliance data, and
    scheduling and control of loads such as electric vehicle chargers, home area networks (HANs), and others.

    Provision megabits, control power with kilobits, sell the rest

    The amount of data required to perform monitoring and switching your appliances off automatically is very small compared with that already reaching even remote homes to support voice, security, Internet and TV services. Many smart grid bandwidth upgrades are paid for by over-provisioning to also support consumer services, and subsidizing the communications with energy-related services or subsidizing the energy-related services, such as higher rates during peak hours, with communications. This is particularly true where governments run both sets of services as a public monopoly, e.g. in India. Because power and communications companies are generally separate commercial enterprises in North America and Europe, it has required considerable government and large-vendor effort to encourage various enterprises to cooperate. Some, like Cisco, see opportunity in providing devices to consumers very similar to those they have long been providing to industry.[4] Others, such as Silver Spring Networks[5] or Google,[6][7] are data integrators rather than vendors of equipment. While the AC power control standards suggest powerline networking would be the primary means of communication among smart grid and home devices, the bits may not reach the home via Broadband over Power Lines (BPL) initially but by fixed wireless. This may be only an interim solution, however, as separate power and data connections defeats full control.

    Scale and scope

    Europe’s SuperSmart Grid, as well as earlier proposals (such as Al Gore’s continental Unified Smart Grid) make semantic distinctions between local and national grids that sometimes conflict. Papers [8] by Battaglini et al. associate the term „smart grid“ with local clusters (page 6), whereas the intelligent interconnecting backbone provides an additional layer of coordination above the local smart grids. Media use in both Europe and the US however tends to conflate national and local.

    Regardless of terminology used, smart grid projects always intend to allow the continental and national interconnection backbones to fail without causing local smart grids to fail. As in the case of existing utility infrastructure, they would have to be able to function independently and ration whatever power is available to critical needs.

    Municipal grid

    Before recent standards efforts, municipal governments, for example in Miami, Florida,[9] have historically taken the lead in enforcing integration standards for smart grids/meters. As municipalities or municipal electricity monopolies also often own some fiber optic backbones and control transit exchanges at which communication service providers meet, they are often well positioned to force good integration.

    Municipalities also have primary responsibility for emergency response and resilience, and would in most cases have the legal mandate to ration or provision power, say to ensure that hospitals and fire response and shelters have priority and receive whatever power is still available in a general outage.

    Home Area Network

    A Home Area Network, or „home grid“, extends some of these capabilities into the home using powerline networking and/or RF using standards such as ZigBee, INSTEON, Zwave, WiFi or others. In the smart grid, NIST is promoting interoperability between the different standards. OSHAN[10] is one initiative that enables interoperability in the home.

    Because of the communication standards both smart power grids and some Home Area Networks support more bandwidth than is required for power control and therefore may cost more than required. The existing 802.11 home networks generally have megabits of additional bandwidth for other services (burglary, fire, medical and environmental sensors and alarms, ULC and CCTV monitoring, access control and keying systems, intercoms and secure phone line services), and furthermore can’t be separated from LAN and VoIP networking, nor from TV once the IPTV standards have emerged.

    A number of companies have entered the Home Area Network space, such as Plug Smart, a brand of Juice Technologies, LLC, Tendril, Control4, and EnergyHub.

    Consumer electronics devices now consume over half the power in a typical US home. Accordingly, the ability to shut down or hibernate devices when they are not receiving data could be a major factor in cutting energy use, but this would mean the electric company has information on whether a consumer is using their computer or not.

    Other key devices that could aide in the utilities efforts to shed load during times of peak demand include air conditioning units, electric water heaters, pool pumps and other high wattage devices. In 2009, smart grid companies may represent one of the biggest and fastest growing sectors in the „cleantech“ market.[11] It consistently receives more than half the venture capital investment.

    In 2009 President Barack Obama asked the United States Congress „to act without delay“ to pass legislation that included doubling alternative energy production in the next three years and building a new electricity „smart grid“.[12] On April 13, 2009, George W. Arnold was named the first National Coordinator for Smart Grid Interoperability.

    What a smart grid is

    The function of an Electrical grid is not a single entity but an aggregate of multiple networks and multiple power generation companies with multiple operators employing varying levels of communication and coordination, most of which is manually controlled. Smart grids increase the connectivity, automation and coordination between these suppliers, consumers and networks that perform either long distance transmission or local distribution tasks.
    Transmission networks move electricity in bulk over medium to long distances, are actively managed, and generally operate from 345kV to 800kV over AC and DC lines.
    Local networks traditionally moved power in one direction, „distributing“ the bulk power to consumers and businesses via lines operating at 132kV and lower.

    This paradigm is changing as businesses and homes begin generating more wind and solar electricity, enabling them to sell surplus energy back to their utilities. Modernization is necessary for energy consumption efficiency, real time management of power flows and to provide the bi-directional metering needed to compensate local producers of power. Although transmission networks are already controlled in real time, many in the US and European countries are antiquated[13] by world standards, and unable to handle modern challenges such as those posed by the intermittent nature of alternative electricity generation, or continental scale bulk energy transmission. In the U.S., excellent planning for expansion by largely regulated utilities in the 1960s and 1970s resulted in the accommodation of substantial growth with relatively little capital investment in the subsequent decades, when the economic pressures and uncertainty brought on by deregulation discouraged previously effective planning and expansion of the grid.

    Modernizes both transmission and distribution

    A smart grid is an umbrella term that covers modernization of both the transmission and distribution grids. The modernization is directed at a disparate set of goals including facilitating greater competition between providers, enabling greater use of variable energy sources, establishing the automation and monitoring capabilities needed for bulk transmission at cross continent distances, and enabling the use of market forces to drive energy conservation.

    Many smart grid features readily apparent to consumers such as smart meters serve the energy efficiency goal. The approach is to make it possible for energy suppliers to charge variable electric rates so that charges would reflect the large differences in cost of generating electricity during peak or off peak periods. Such capabilities allow load control switches to control large energy consuming devices such as hot water heaters so that they consume electricity when it is cheaper to produce.

    Peak curtailment/leveling and time of use pricing

    To reduce demand during the high cost peak usage periods, communications and metering technologies inform smart devices in the home and business when energy demand is high and track how much electricity is used and when it is used. To motivate them to cut back use and perform what is called peak curtailment or peak leveling, prices of electricity are increased during high demand periods, and decreased during low demand periods. It is thought that consumers and businesses will tend to consume less during high demand periods if it is possible for consumers and consumer devices to be aware of the high price premium for using electricity at peak periods. This could mean making trade-offs such as cooking dinner at 9pm instead of 5pm. When businesses and consumers see a direct economic benefit of using energy at off-peak times become more energy efficient, the theory is that they will include energy cost of operation into their consumer device and building construction decisions. See Time of day metering and demand response.

    According to proponents of smart grid plans,[who?] this will reduce the amount of spinning reserve that electric utilities have to keep on stand-by, as the load curve will level itself through a combination of „invisible hand“ free-market capitalism and central control of a large number of devices by power management services that pay consumers a portion of the peak power saved by turning their devices off.

  3. hinterauer schreibt:

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    [ CATEGORIE ] [ TESI IN EVIDENZA ]Il bioidrogeno
    Gli aspetti tecnici fondamentali della produzione di bioidrogeno

    di Alessandro Flammini

    L’Ing. Alessandro Flammini, nostro autore, ci presenta una nuova prospettiva per la produzione di idrogeno quale fonte di alimentazione per macchine e sistemi energetici.

    [12/09/2007]
    Nonostante si parli spesso di idrogeno, di tecnologie ad esso legate e di metodi di produzione, rimane un punto critico di base, ciò che ne decreterà il successo nel lungo termine e quindi l’economia del sistema, ovvero: come produrre idrogeno in modo economico, nel rispetto dei limiti posti dall’ambiente e con un processo utilizzabile su larga scala.
    L’unica soluzione sostenibile nel lungo termine sembra quella di combinare la produzione di idrogeno con lo sfruttamento di fonti energetiche rinnovabili. Le fonti energetiche rinnovabili sono l’energia solare diretta, l’energia eolica, l’energia dei moti ondosi, l’energia delle maree, la legna (entro certi limiti) e l’energia da biomassa. In realtà si tratta sempre di energia proveniente dal sole in modo diretto o indiretto ed è proprio il sole, con i suoi 3,8 milioni di EJ (da confrontare con un consumo globale di 400 EJ), l’unica energia a cui ci si può affidare nel lungo periodo.
    Un metodo di produzione dell’idrogeno innovativo e molto promettente è quello biologico che, attraverso un processo naturale, rende disponibile idrogeno a partire da biomassa. E’ un processo ad emissioni totali 0 di CO2 in quanto sebbene alla fine del processo la CO2 sia un co-prodotto dell’idrogeno, la stessa CO2 è stata prelevata dall’ambiente durante la formazione biologica della biomassa. L’idrogeno prodotto in questo modo prende il nome di bioidrogeno, di cui viene analizzata la tecnica di produzione. Tra le diverse modalità di impianti di produzione di bioidrogeno attualmente in fase di ricerca, la soluzione proposta dall’autore è quella divisa in due fasi, una fermentativa ed una fotofermentativa.

    Figura 1 – Schema del processo a doppia fermentazione

    La prima fase è costituita da una fermentazione di tipo dark (in assenza di luce) in un termobioreattore. Qui il materiale di partenza viene fermentato in idrogeno molecolare, ioni idrogeno ed altri acidi organici dipendenti dal sostrato di partenza (a tal fine sono adatti la maggiorparte dei carboidrati). La fermentazione viene effettuata da particolari microrganismi fermentativi (batteri) che hanno la caratteristica di metabolizzare la reazione di produzione dell’idrogeno grazie ad un particolare enzima, l’enzima idrogenasi, contenuto al loro interno.

    Partendo ad esempio da una mole di glucosio è possibile ricavare al massimo 12 moli di H2 secondo la formula [1]:

    senza produzione di energia metabolica.
    Per garantire però una produzione nel tempo, è possibile ottenere, da un’ossidazione non completa, al massimo 4 moli di H2 per mole di glucosio in modo da generare al contempo un’energia ΔG0 = -206 kJ/mol sufficiente a sostenere la crescita microbica:

    Le specie di batteri utilizzabili per la fermentazione dark sono numerosissime come pure numerosissimi sono i sostrati di partenza da fermentare e possono essere recuperati dati sperimentali su tipi di batteri, temperature di mantenimento (i batteri si possono dividere infatti tra non termofili, termofili ed ipertermofili), sostrati utilizzabili, velocità di produzione di H2 ed efficienze di produzione di H2. La produzione di bioidrogeno può avvenire da materiale organico in generale (come ad esempio la componente organica dei RSU che è pari al 30% circa) ma buone efficienze di conversione si raggiungono solo per particolari materiali di partenza, come carboidrati, glucosio, melassa, amido, scarti dell’agricoltura, dell’allevamento e dell’industria alimentare ma anche materiali cellulosici. Il coefficiente di produzione teorico non viene quasi mai raggiunto nella pratica in fase di fermentazione dark a causa dei numerosi fattori limitanti ed inibenti del processo, uno dei quali è l’inibizione dell’enzima idrogenasi da parte dell’ossigeno, che pone al momento il principale limite tecnologico e, proprio per questa ragione la fermentazione dark viene effettuata in ambienti anaerobici. Esistono anche batteri che a fronte di efficienze di conversione minori hanno la capacità di consumare rapidamente l’ossigeno presente e di ristabilire le condizioni anaerobiche a seguito di una possibile contaminazione con aria esterna. Durante lo studio vengono esaminati in dettaglio sia i problemi legati ai sostrati utilizzabili, che ai microrganismi utilizzabili (colture miste, in lotti, ecc.).
    La seconda fase del processo è la fase fotofermentativa. Dalla fermentazione dark vengono prodotti infatti, insieme ad un primo quantitativo di idrogeno, degli acidi organici. Partendo da glucosio in seguito ad una fermentazione non molto “spinta” il tipico co-prodotto è acetato che può fungere da sostrato per la fase fotofermentativa. Il processo fotofermentativo è indicato anche per il trattamento delle acque di scarico ed è basato sull’attività di certi microrganismi fototrofi: fotoautotrofi o fotoeterotrofi come spiegato nel lavoro di tesi, il cui fotosistema è capace di catturare e convertire la luce del sole.

    Attraverso la biofotolisi diretta, sfruttando la capacità dell’enzima idrogenasi contenuto ad esempio in molte microalghe e/o cianobatteri, è possibile separare in condizioni anaerobiche l’idrogeno e l’ossigeno a partire da molecole d’acqua (senza produzione di CO2 poiché non si parte da alcuna fonte carboniosa!):

    L’energia per la reazione è fornita dalla luce solare, assorbita dal fotosistema, formato da decine o centinaia di molecole pigmenti (o molecole antenna) che assorbono la luce e da un “centro di reazione” formato da molecole altamente specializzate che trasformano l’energia luminosa in energia chimica.
    L’enorme limite all’utilizzo della biofotolisi diretta è che l’enzima idrogenasi è fortemente inibito dall’ossigeno che viene inevitabilmente prodotto simultaneamente nel processo. Le possibili vie per risolvere il problema sembrano essere:
    · aumentare il trasferimento di gas per ridurre la pressione parziale dell’O2 (non fattibile praticamente)
    · sviluppi dell’ingegneria genetica che potrebbe essere in grado nel medio periodo di creare microrganismi geneticamente modificati con una maggiore tolleranza all’ossigeno
    · utilizzare assorbitori di O2 rigenerabili (non disponibili su larga scala) o irreversibili (si avrebbe come risultato un dimezzamento del rendimento del processo).

    Questi limiti evidenziano come il processo di biofotolisi sia infattibile nel breve termine con la tecnologia attuale e per questo la seconda fase della produzione di bioidrogeno è una fase fotofermentativa.

    In condizioni aerobiche invece gli organismi fotoautotrofi sono in grado di sintetizzare materiale organico altamente energetico a partire dalla CO2 presa dall’ambiente secondo la reazione [4]:

    I batteri fotoeterotrofi ed alcuni cianobatteri (eterocisti) hanno invece la capacità di fissare l’azoto molecolare utilizzando come catalizzatore del processo l’enzima nitrogenasi secondo la reazione endoergonica 5:

    In assenza di azoto, l’enzima nitrogenasi ha la capacità di catalizzare la produzione di idrogeno partendo da vari possibili sostrati, come ad esempio acetato [6]. Si tratta anch’essa di una reazione endoergonica (∆G0 = +75,2 kJ) in cui il fabbisogno energetico può essere fornito dalla radiazione solare.

    L’enzima nitrogenasi viene fortemente inibito dalla presenza di ossigeno e di ioni ammonio ed è proprio per questo che i bioreattori operano normalmente in condizioni anaerobiche ed in assenza di azoto molecolare, in presenza di radiazione solare e con una presenza limitata di fonti di azoto.

    Esiste inoltre la possibilità di separare l’attività dei microrganismi fotoautotrofi e fotoeterotrofi. Si tratta di un processo in cui la separazione fotosintetica dell’acqua e le seguenti reazioni che sviluppano l’H2 sono separate nello spazio o nel tempo (anche detto processo di fotobiolisi indiretta). In questo modo l’inibizione da parte dell’O2 non è più un problema. Nella prima fase, in condizioni aerobiche, possono essere utilizzate microalghe o cianobatteri (microrganismi fotoautotrofi) che, partendo dalla CO2 atmosferica, sono in grado di sintetizzare materiale organico che può poi essere utilizzato come sostrato nella seconda fase. In quest’ultima, per mezzo di microrganismi fotoeterotrofi (es. cianobatteri eterocisti), cellule specializzate in cui l’enzima idrogenasi è protetto dall’inibizione del processo dell’O2, è possibile proseguire con una fotofermentazione liberando così l’H2. Le efficienze di conversione dei cianobatteri eterocisti sono comunque molto basse (di solito 0,2-0,3%).

    In questo modo la produzione di H2 va avanti anche se il liquido di fermentazione è in condizione ipersatura con H2 gassoso ma lo svantaggio è che l’enzima nitrogenasi richiede energia extra sotto forma di ATP e ciò diminuisce l’efficienza del processo se esso deve essere derivato dall’energia luminosa.

    Lo sviluppo e la ricerca attuali sulle tecniche di produzione di bioidrogeno, sono sempre più favorevoli all’accoppiamento dei due metodi visti fin’ora: la fermentazione dark e la biofotolisi indiretta. La fermentazione dark è infatti, come spiegato analiticamente nel lavoro di tesi, un’ossidazione incompleta. Ciò significa che la materia organica non viene ossidata direttamente in CO2 ma in composti intermedi come acido acetico o lattato, ed ossidare ulteriormente questi composti sarebbe estremamente sfavorevole dal punto di vista termodinamico. Dalla fermentazione si ottengono, oltre all’H2, anche altri prodotti organici (energetici) che possono essere ulteriormente sfruttati e considerati in un bilancio completo.
    Teoricamente da una mole di glucosio si ottengono 4 moli di H2, 2 moli di acido acetico e 2 moli di CO2, ma la maggior parte delle conversioni microbiche non raggiungono tali risultati. La quantità di energia ancora “accumulata” all’interno del materiale organico dopo una prima fermentazione è ancora disponibile per un processo fotobiologico. In questo modo a scapito di una minore produzione di H2 durante la fermentazione dark, se ne otterrà un quantitativo maggiore nella seconda fase. La quantità di idrogeno prodotto rimane quindi sostanzialmente la stessa sia con una fermentazione molto “spinta” che con una fermentazione fotobiologica (termodinamicamente più conveniente).
    Poiché, secondo molti autori, sembra possibile sostenere il fabbisogno energetico del termobioreattore della prima fase (fermentazione dark) con il contenuto energetico dell’idrogeno prodotto nella fase fotofermentativa, è stato dimostrato come, considerando un irraggiamento globale tipico della zona di Bologna ed i dati sull’efficienza fotochimica disponibili in letteratura, sia necessario un fotobioreattore di ben 5,8 ettari di superficie per soddisfare completamente i fabbisogni dell’impianto 24/24h considerando una disponibilità di luce di 10 ore al giorno ed un irraggiamento globale pari a 1300 kWh/m2/anno. Il risultato è indicativo poiché non è stato calcolato il rendimento di riconversione delle fuel cells ed inoltre non è assolutamente necessario che tutta l’energia debba provenire dalla fotofermentazione.
    Con le stesse ipotesi viene stimata la quantità massima di idrogeno producibile dalla sola fase fotofermentativa utilizzando come vincolo l’irraggiamento solare, pervenendo ad un valore di 1.111,5 m3/ha/giorno (fig.4).

    Viene quindi effettuata un’analisi dei costi preliminare, basandosi per quanto riguarda i costi “nudi” dei componenti dell’impianto e per i rispettivi fabbisogni energetici su dati disponibili in letteratura, prendendo in considerazione un impianto a due fasi, con un’efficienza dei bioreattori pari all’80%, un fabbisogno di 1000 kg di biomassa secca/ora ed un sostrato lignocellulosico (65% cellulosico di cui 65% fermentabile dopo pretrattamento). Si ipotizza un tempo di vita dell’impianto pari a 10 anni ed un costo opportunità del capitale pari al 2% annuo composto (fig.5). Considerando dei fattori di costo verosimili nella pratica e per il nostro Paese, si perviene a definire per la produzione di idrogeno dei costi unitari, per unità di peso, per unità di volume, per unità di biomassa utilizzata, per unità di energia che possono essere così paragonati a quelli dei combustibili tradizionali (ipotizzando un costo per la manodopera e le opere civili, così come nullo il costo di acquisizione della biomassa – Bisogna comunque tenere in considerazione che il costo di acquisizione della biomassa risulta a volte anche negativo.).

    Figura 5

    Si perviene quindi ad un costo di produzione pari a 1,99 €/kg H2, pari a 0,18 €/nm3 o ancora a 14 €/GJ.
    Nel grafico seguente (fig. 6) viene evidenziata la posizione del costo del bioidrogeno calcolato nel panorama delle fonti energetiche fossili e dei metodi alternativi per la produzione di idrogeno. I valori di costo sono espressi in euro/GJ.

    Figura 6

    Inoltre, considerando i dati sulla biomassa disponibile in Italia per la produzione di bioidrogeno, vengono calcolati il contenuto energetico dell’idrogeno producibile (Considerando il nostro impianto con una capacità produttiva di 39 kg H2/ton biomassa.), la produzione di elettricità da bioidrogeno ed il numero totale di famiglie italiane energeticamente sostenibili da bioproduzione di idrogeno. Se si escludono i residui solidi urbani ed i fanghi delle acque di scolo, la somma dei residui di biomassa di origine agricola e forestale prodotta in Italia ogni anno ammonta a circa 33 milioni di tonnellate di materia secca (Risorsa totale) al ‘96. La Risorsa accessibile è stimata in 17 milioni di t., mentre la Risorsa praticabile (utilizzabile secondo le condizioni tecnologiche e socio-economiche date) al presente è valutata tra 7.5-9.5 milioni di t. Secondo vari autori circa il 50% della biomassa totale è utilizzabile per i processi (foto)fermentativi.

    Tabella 1

    Oltre a ciò è importante sottolineare come ulteriori benefici collaterali (ma non secondari!) derivano dallo sfruttamento del bioidrogeno e tra questi:
    · Valore commerciale di altri co-prodotti della fotofermentazione (es. CO2 praticamente pura derivante dalla fase fotofermentativa utilizzabile nell’industria);
    · Risparmio economico derivante dall’utilizzo della frazione organica dei RSU che si eviterebbe di smaltire in discarica ma che potrebbe essere utilizzata localmente per la produzione (di circa 0,05 euro/kg, non trascurabile tenendo presente che per l’analisi dei costi è stato ipotizzato un fabbisogno di biomassa di 1000 kg/ora);
    · Vantaggi economici derivanti dalla commercializzazione di certificati verdi all’impianto, secondo quanto stabilito dal decreto ministeriale del 24 Ottobre 2005 che ammette all’assegnazione tutti gli impianti che utilizzano idrogeno per la produzione di energia elettrica.

    Concludendo, il lavoro svolto ha mostrato come sia possibile applicare con successo le tecnologie dell’idrogeno in sostituzione di quelle che utilizzano combustibili fossili, basandosi su dati reali e proponendo un’alternativa ad impatto ambientale nullo e molto promettente per la produzione di energia.

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