Se il Regno Unito vuole raggiungere il suo obiettivo di zero emissioni entro il 2050, è necessario cambiare radicalmente il modo in cui produciamo e utilizziamo l'energia, soprattutto il gas naturale. L'85% delle nostre case e aziende dipende dal gas per il riscaldamento. Nel 2017, una famiglia media ha prodotto circa 2,7 tonnellate di emissioni di carbonio; per raggiungere l'obiettivo del 2050, questa cifra deve scendere a soli 138 kg, secondo i dati dell'Energy Systems Catapult.
La sfida consiste nel raggiungere questo obiettivo nel modo più efficiente ed economico possibile. È chiaro che le energie rinnovabili hanno un ruolo importante da svolgere, ma anche la transizione dal gas naturale a una fornitura nazionale che alla fine sarà basata su una combinazione di bio-metano e idrogeno.
Questo processo è già in fase avanzata. Un progetto pilota in una rete di gas chiusa presso l'Università di Keele, nello Staffordshire, utilizza una miscela al 20% di idrogeno e gas naturale, mentre un altro esperimento di miscelazione dell'idrogeno in corso a Winlaton, Gateshead, si avvale di una rete di gas pubblica. Esercizi simili sono in corso in altri Paesi del mondo.
L'Energy Networks Association (ENA) prevede che la rete nazionale del gas sarà pronta per consentire alle società di distribuzione di iniziare l'uso diffuso dell'iniezione di idrogeno nel gas naturale a partire dal 2023. Nel tempo, l'obiettivo è quello di introdurre il biometano. A tal fine, l'ENA ha recentemente lanciato l'ambiziosa iniziativa "Gas Goes Green", che riunisce le società di rete del gas del Regno Unito per convertire i 284.000 km di infrastrutture di gasdotti della nazione in una miscela di idrogeno e biometano, senza influire sul riscaldamento, sull'acqua calda o sulle apparecchiature di cottura dei consumatori.
Le sfide di questa transizione sono tecniche, commerciali e politiche. L'ENA chiede al governo britannico di essere più ambizioso nel suo obiettivo di generazione di idrogeno a basse emissioni di carbonio, raccomandando di raddoppiare l'obiettivo di 5 GW entro il 2030. Altre questioni riguardano la capacità di generare in modo sostenibile una quantità di idrogeno sufficiente a soddisfare la domanda, mentre esistono preoccupazioni sui potenziali rischi di infragilimento dell'idrogeno nelle vecchie tubature in ferro e acciaio e sulla necessità di adattare le pressioni delle condutture per compensare i diversi livelli di densità energetica tra idrogeno e gas naturale.
Tuttavia, una volta superate queste sfide, è possibile che una miscela di idrogeno e gas naturale al 20% permetta di risparmiare, solo nel Regno Unito, circa 6 milioni di tonnellate di emissioni di anidride carbonica all'anno, l'equivalente di 2,5 milioni di autovetture ritirate dalla circolazione.
Come in tutte le applicazioni di estrazione, produzione e trasporto di gas naturale, il processo di miscelazione e monitoraggio dell'idrogeno e del gas naturale richiede il controllo rigoroso di una serie di criteri chiave. Tra questi, la misurazione dell'umidità in tracce è uno dei più cruciali, per mantenere la qualità del gas, l'efficienza e la sicurezza del sistema di processo e per garantire la conformità agli obblighi commerciali e di legge.
La maggior parte dell'infrastruttura di distribuzione e trasporto del gas è stata sviluppata per gestire il gas naturale puro, con sistemi di monitoraggio progettati di conseguenza. L'introduzione di una miscela di idrogeno spesso solleva domande da parte degli ingegneri degli impianti, della manutenzione e del controllo sulla validità delle misurazioni di processo effettuate con le apparecchiature esistenti, con preoccupazioni circa la necessità e il costo di sostituire sensori e analizzatori con nuove unità dedicate.
La buona notizia per i clienti che utilizzano gli analizzatori di umidità, di punto di rugiada dell'acqua e di punto di rugiada degli idrocarburi di Michell Instruments è che sono già progettati per l'uso nel gas naturale con una miscela di idrogeno fino al 20%, senza che sia necessaria alcuna modifica. Allo stesso modo, tutti i nuovi analizzatori continueranno a soddisfare i requisiti tecnici, commerciali e normativi attuali e previsti per le miscele di idrogeno/gas naturale.
La nostra gamma di analizzatori offre ai tecnici degli impianti e della produzione un'ampia scelta, supportata da un eccezionale livello di conoscenza e assistenza tecnica, applicativa e di conformità. L'attuale gamma di prodotti dispone delle certificazioni ATEX, IECEx, UKCA e NEC505 per i gruppi di gas IIC o IIB+H2, oltre alla NEC500 Ex per i gruppi di gas A o B, e comprende i seguenti strumenti:
Il principio della microbilancia a cristalli di quarzo (QCM) è comunemente utilizzato per la misurazione dell'umidità nel gas naturale e nell'idrogeno. La frequenza di oscillazione del cristallo di quarzo piezoelettrico sensibile varia in proporzione alla massa di vapore umido adsorbito da un rivestimento igroscopico sulla superficie del cristallo. Questo principio è indipendente dalla composizione del gas di fondo.
Gli analizzatori QMA401 consentono di misurare l'umidità in tracce nell'idrogeno puro fornito alle celle a combustibile per autoveicoli. Nelle raffinerie di petrolio, Gli analizzatori QMA601 sono utilizzati per monitorare il gas riciclato nei processi di reforming catalitico. In genere, questo gas contiene il 75% in volume di idrogeno e il 25% di idrocarburi misti.
Le molecole di umidità all'interno del campione di gas in movimento si equilibrano nel dielettrico igroscopico poroso di questi sensori di umidità in ceramica ad ossido metallico a capacità/impedenza. I sensori mostrano una risposta alla pressione parziale del vapore acqueo, esplicitamente collegata alla temperatura del punto di rugiada dell'acqua, consentendo la calibrazione su tale parametro e la misurazione del punto di rugiada dell'acqua direttamente in condizioni di pressione di processo. Questo principio non è influenzato dalla composizione del gas di fondo, compresa la concentrazione di idrogeno. Le tecnologie per l'umidità dell'ossido di metallo ceramico di Michell Instruments soddisfano le esigenze di diverse applicazioni per gas e liquidi nell'industria manifatturiera e di processo. Esempi di applicazioni con idrogeno sono i forni per la ricottura dei metalli e i sistemi di raffreddamento dei generatori nelle centrali elettriche.
Il Condumax II applica un adattamento del principio fondamentale di misurazione del punto di rugiada a specchio raffreddato. La tecnica ottica "Dark Spot" rileva la formazione di idrocarburi a bassa tensione superficiale che condensano alla temperatura del punto di rugiada HC. Il Condumax II misura con precisione il punto di rugiada degli idrocarburi della composizione complessiva del gas, compreso l'idrogeno iniettato. L'iniezione di idrogeno nel gas naturale diluirà proporzionalmente le concentrazioni di tutti gli idrocarburi presenti, causando una diminuzione del punto di rugiada degli idrocarburi. Le stime dell'equazione di stato prevedono che la variazione del punto di rugiada degli idrocarburi sarà relativamente piccola - meno di 1 ˚C di riduzione con l'iniezione di 20mol % di idrogeno - come mostrato nella tabella sottostante.
Il metodo del punto di rugiada diretto a specchio raffreddato/raffreddato, unitamente alle immagini della telecamera ad alta definizione, consente al CDP301 di misurare le temperature effettive del punto di rugiada degli idrocarburi e dell'acqua dell'intera composizione del gas naturale, compresa qualsiasi porzione di idrogeno presente.
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Con oltre 40 anni di esperienza nello sviluppo di strumenti di precisione innovativi, siamo esperti nella misurazione dell'umidità in tracce per tutte le applicazioni del gas naturale. Se desiderate discutere i vostri requisiti, vi invitiamo a contattare il nostro team oggi stesso.
Fonti:
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