Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia

i Equation Chapter 1 Section 1 Trabajo Fin de Grado Grado en Ingeniería de la Energía Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia Dpto. Ingeniería Energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Autor: Paula Gómez Pulido Tutor: José Alfredo Iranzo Paricio, María del Carmen Pavón Moreno Sevilla, 2022 ii Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia i Trabajo Fin de Grado Grado en Ingeniería de la Energía Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia Autor: Paula Gómez Pulido Tutor: José Alfredo Iranzo Paricio, María del Carmen Pavón Moreno Profesor Sustituto Interino Dpto. Ingeniería Energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2022 ii Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia iii Trabajo Fin de Grado: Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia Autor: Paula Gómez Pulido Tutor: José Alfredo Iranzo Paricio, María del Carmen Pavón Moreno El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2022 El Secretario del Tribunal iv Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia v “Al principio, se creó el Universo. Eso hizo que se enfadara mucha gente, y la mayoría lo consideró un error” Douglas Adams, “El Restaurante del fin del mundo” (1980) vi Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia vii Agradecimientos En primer lugar, agradecer a mi familia por todo el apoyo, cariño y paciencia durante estos años de carrera. A mi padre por ayudarme cada vez que lo necesitaba; a mi madre por hacerme ver que, a pesar de las dificultades que se presenten, siempre hay una salida y no debo rendirme; y a mi hermano por escucharme y compartir mis tonterías. A mis amigos, los de fuera y dentro de la Escuela. Este viaje no habría sido lo mismo sin ellos, pues han sido pilares fundamentales en mi vida. Todos y cada uno de ellos, en mayor o menor medida, me han aportado valores y me han hecho crecer como persona. Gracias por hacerme estos años más amenos. Finalmente, agradecer a mis tutores de este trabajo, Alfredo y Mari Carmen, por ser tan comprensivos, orientarme y ayudarme siempre que lo he necesitado. xiv 5.3.2 Cálculo teórico de la Cogeneración 34 5.3.3 Cálculo teórico de la Pila SOFC 36 5.4 Modelo A. Cogeneración con Turbina de Gas 40 5.4.1 Layout 40 5.4.2 Resultados Cogeneración 43 5.5 Modelo B. Cogeneración con SOFC + Turbina de Gas 44 5.5.1 Layout 44 5.5.2 Elección de la Pila SOFC 46 5.5.3 Resultados SOFC + Turbina de Gas 46 5.5.4 Resultados Cogeneración SOFC + Turbina de Gas 47 5.6 Comparativa energética 48 5.7 Estudio económico 50 5.7.1 Base teórica y parámetros de estudio 50 5.7.2 Resultados Modelo A. Cogeneración con Turbina de Gas 54 5.7.3 Resultados Modelo B. Cogeneración con SOFC + Turbina de Gas 59 5.8 Comparativa económica 64 6 Conclusiones 67 7 Referencias 69 Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia xv ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1. Propiedades energéticas del Hidrógeno 4 Tabla 2. Comparativa de las pilas de combustible 7 Tabla 3. Valores de referencia Anexo II del RD 616/2007 35 Tabla 4. Propiedades energéticas del hidrógeno 37 Tabla 5. Datos de entrada de la Turbina de Gas para el Modelo A 42 Tabla 6. Resultados de la Turbina de Gas para el Modelo A 42 Tabla 7. Datos de entrada de la instalación de Cogeneración para el Modelo A 43 Tabla 8. Resultados de la instalación de Cogeneración para el Modelo A 43 Tabla 9. Datos de entrada de la Turbina de Gas para el Modelo B 46 Tabla 10. Resultados de la Turbina de Gas para el Modelo B 47 Tabla 11. Datos de entrada de la instalación de Cogeneración para el Modelo B 47 Tabla 12. Resultados de la instalación de Cogeneración para el Modelo B 48 Tabla 13. Comparativa energética de resultados obtenidos 48 Tabla 14. Porcentajes de referencia para evaluación de costes de O&M 52 Tabla 15. Comparativa de los 3 escenarios posibles 53 Tabla 16. Parámetros económicos para el Modelo A 54 Tabla 17. Desglose del CAPEX para el Modelo A 55 Tabla 18. Desglose del OPEX para el Modelo A 55 Tabla 19. Datos de entrada para el cálculo del préstamo del Modelo A 56 Tabla 20. Valores de parámetros del préstamo para el Modelo A 56 Tabla 21. Resultados del préstamo para el Modelo A 56 Tabla 22. Flujos de caja para el Modelo A 57 Tabla 23. Análisis de la inversión para el Modelo A 59 Tabla 24. Parámetros económicos para el Modelo B 59 Tabla 25. Desglose del CAPEX para el Modelo B 60 Tabla 26. Desglose del OPEX para el Modelo B 60 Tabla 27. Datos de entrada para el cálculo del préstamo del Modelo B 61 Tabla 28. Valores de parámetros del préstamo para el Modelo B 61 Tabla 29. Resultados del préstamo para el Modelo B 61 Tabla 30. Flujos de caja para el Modelo B 62 Tabla 31. Análisis de la inversión para el Modelo B 64 Tabla 32. Comparativa económica de resultados obtenidos 64 xvi Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia xvii ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1.1. Elemento químico Hidrógeno 1 Figura 1.2. Etapas de la cadena de valor del hidrógeno 2 Figura 1.3. Aplicaciones de la pila de combustible 3 Figura 2.1. Esquema de una pila de combustible 5 Figura 2.2. Transformaciones energéticas en una pila de combustible 6 Figura 2.3. Funcionamiento pila SOFC 8 Figura 3.1. Partes de un MCIA 12 Figura 3.2. Estructura del modelo 2020 del Toyota Mirai 13 Figura 3.3. Partes de una Turbina de Gas 15 Figura 3.4. Esquema sistema híbrido SOFC + microturbina 17 Figura 3.5. Integración directa SOFC + TG 18 Figura 3.6. Integración indirecta SOFC + TG 19 Figura 3.7. Partes de una Turbina de Vapor 20 Figura 3.8. Esquema sistema híbrido SOFC + Turbina de Vapor 21 Figura 4.1. Partes de un Ciclo Combinado 23 Figura 4.2. Esquema sistema híbrido de Ciclo Combinado + SOFC 25 Figura 4.3. Esquema Cogeneración 25 Figura 4.4. Sistema híbrido SOFC-CHP para una planta de gasificación 26 Figura 4.5. Sistema híbrido SOFC-CHP para aplicación residencial 27 Figura 4.6. Esquema Trigeneración 27 Figura 4.7. Sistema híbrido SOFC-CCHP 28 Figura 4.8. Toyota Mirai 29 Figura 4.9. Esquema de una hidrogenera 29 Figura 5.1. Esquema de los Modelos A y B 31 Figura 5.2. Diagrama de Sankey de cogeneración con TG 32 Figura 5.3. Diagrama h-s del ciclo termodinámico de la TG 33 Figura 5.4. Esquema del sistema híbrido SOFC-TG 37 Figura 5.5. Layout de la instalación para el Modelo A 41 Figura 5.6. Layout de la instalación para el Modelo B 45 Figura 5.7. Pila SOFC SureSource 1500 (FuelCell Energy) 46 Figura 5.8. Gráfica comparativa del REE 49 Figura 5.9. Gráfica comparativa del rendimiento global 49 Figura 5.10. Gráfica comparativa del ahorro de energía primaria 49 Figura 5.11. Desglose de costes iniciales de referencia 51 Figura 5.12. Desglose de costes de O&M de referencia 52 Figura 5.13. Gráfica comparativa de la inversión inicial 65 xviii Figura 5.14. Gráfica comparativa del VAN 65 Figura 5.15. Gráfica comparativa de la TIR 65 Figura 5.16. Gráfica comparativa del payback 66 Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia xix Notación J Julio kg Kilogramo Nm3 Normalmetro cúbico L Litro K Kelvin °C Grado centígrado W Vatio h Hora kWh Kilovatio hora kWh/año Kilovatio hora al año t/h Tonelada por hora % Porcentaje η Rendimiento SOFC Solid Oxid Fuel Cell PEMFC Proton Exchange Membrane Fuel Cell AFC Alkaline Fuel Cell MCFC Molten Carbonate Fuel Cell DMFC Direct Methanol Fuel Cell TG Turbina de gas MCIA Motor de combustión interna alternativo MEC Motor de encendido por combustión MECH Motor de encendido por chispa TV Turbina de vapor CHP Cogeneración CCHP Trigeneración CC Corriente continua CA Corriente alterna HRSG Heat Recovery Steam Generator xx Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia 1 1 INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS ara hacer frente al constante crecimiento de la población, el desarrollo de nuevas fuentes alternativas de energía se ha convertido en una tarea fundamental de la sociedad. Si bien la búsqueda de nuevas fuentes de energía está en constante evolución, hoy dependemos en gran medida de los combustibles fósiles (carbón, petróleo y gas natural) para generar electricidad. En la búsqueda de fuentes de energía menos contaminantes y más eficientes, el hidrógeno se está convirtiendo en una fuente cada vez más importante de energía eléctrica, mecánica o térmica. Las celdas de combustible se descubrieron no hace mucho tiempo y pueden hacer posible convertir eficientemente la energía química de los combustibles (fósiles o renovables) en electricidad. La amplia aplicación ha llevado al descubrimiento de métodos eficientes para generar energía y eliminar o al menos reducir las emisiones de monóxido de carbono y dióxido de carbono. Un suministro de energía seguro, limpio y confiable es esencial para el desarrollo humano sostenible y una alta calidad de vida, aunque el suministro de energía está influenciado por consideraciones ambientales, sociales, políticas y económicas. En general, ninguna fuente de energía por sí sola puede dominar el mercado energético mundial, por lo que se ha popularizado el modelo de balance energético, que utiliza las fuentes de energía renovables disponibles. La globalización del uso de combustibles fósiles como principal fuente de energía ha convertido a la contaminación ambiental en uno de los problemas más graves de la sociedad, provocando el cambio climático y la pérdida de biodiversidad. Con los estándares de consumo actuales, la sobreexplotación petrolera augura que las reservas se agotarán en el corto plazo. A esto se suman los impactos ambientales que provoca (calentamiento global, lluvia ácida, contaminación del aire por cenizas), así como una serie de problemas de salud que afectan directamente a las personas. Ante este complejo escenario, es urgente encontrar soluciones que puedan sustituir la dependencia de los combustibles fósiles, tanto en términos de ahorro energético global como de inversión en energías renovables. El objetivo de este trabajo fue examinar el estado técnico de las pilas de combustible de hidrógeno, especialmente el tipo específico de pilas de combustible llamadas SOFC (pilas de combustible de óxido sólido) y su implementación en las distintas tecnologías de generación de potencia, que son las máquinas más eficientes para la producción de energía eléctrica a partir de combustibles fósiles, lo que hace que la tecnología sea atractiva para desarrollar proyectos de gran escala. Además, se analizará el caso concreto de una instalación de cogeneración con turbina de gas, estudiando los resultados obtenidos de los cálculos iniciales e incluyendo la pila de combustible. 1.1. Hidrógeno como combustible El hidrógeno, portador de energía limpia, es el elemento químico más abundante en el universo. A presión y temperatura normales, es un gas no metálico (H2) incoloro, inodoro, insípido e inflamable. Es el elemento químico más ligero y abundante, y constituye aproximadamente el 75% de la materia del universo. [1] Figura 1.1. Elemento químico Hidrógeno [1] El hidrógeno no puede considerarse un combustible en sí mismo porque no se encuentra libremente en la naturaleza. Es un elemento con una gran capacidad para formar compuestos, y se encuentra generalmente en P 2 Introducción y objetivos forma de moléculas diatómicas (H2). En el contexto de este proyecto, se define el hidrógeno como un vector energético, ya que cumple con los requisitos para serlo (es capaz de almacenar energía y liberarla posteriormente). Al igual que la electricidad, debe ser producid y transportado, pero también tiene la gran ventaja de que puede almacenarse. Se puede obtener de cualquier fuente de energía primaria, incluidas las fuentes de energía renovables. También es limpio y ecológico, no produce subproductos tóxicos durante la combustión y solo produce agua y calor, lo que lo convierte en un combustible ideal para el transporte o la generación de energía a nivel industrial y residencial. Además, el hidrógeno también puede quemarse mediante la combustión directa con oxígeno, generando calor, que podría ser aprovechado directamente o bien convertirse en electricidad en un ciclo termodinámico. El hidrógeno tiene un poder calorífico inferior de aproximadamente 140 MJ/kg, es decir, se pueden generar 140 MJ de energía térmica por kilogramo de hidrógeno. Este poder calorífico es muy superior al de otros combustibles. La creciente demanda energética, así como el rápido desarrollo de la tecnología del hidrógeno, han llevado a muchos países a elaborar hojas de ruta nacionales para esta tecnología. Se puede observar que la energía del hidrógeno y las pilas de combustible pueden cubrir las crecientes necesidades sociales y brindar la posibilidad de cubrir la mayoría de los campos energéticos. Así, muchos países han integrado el desarrollo de la energía del hidrógeno en sus estrategias nacionales y han puesto en marcha medidas para promover el desarrollo de la industria de las pilas de combustible. Figura 1.2. Etapas de la cadena de valor del hidrógeno [2] En estas hojas de ruta, los objetivos son la producción eficiente, estable, baja en carbono, de bajo costo y a gran escala. Además de la sostenibilidad ambiental, los países desarrollados con escasez de energía, como Japón, Corea del Sur y Singapur, también enfrentan problemas de seguridad energética, y el hidrógeno parece ser una opción para abordar la disponibilidad de energía a largo plazo. Japón ha desarrollado una hoja de ruta integral y detallada para la producción de hidrógeno, celdas de combustible estacionarias, vehículos de celdas de combustible y aplicaciones comerciales de 2020 a 2030. Los países en desarrollo como por ejemplo China también están desarrollando activamente infraestructura para energías renovables e hidrógeno, especialmente vehículos y estaciones de reabastecimiento de hidrógeno para cumplir con sus objetivos de sostenibilidad y la creciente demanda de energía. 1.2. Usos finales del hidrógeno Teniendo en cuenta el contexto de este proyecto y la hoja de ruta, nos centraremos en los usos finales del hidrógeno, concretamente en el entorno industrial. Los usos finales del hidrógeno son variados y dependen en Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia 3 gran medida de si ese uso se realiza directamente como hidrógeno, como portador de energía o en un producto que utiliza este hidrógeno como materia prima. Si se utiliza el hidrógeno en su forma natural, se puede utilizar directamente como combustible, portador de energía o como materia prima en la industria. En España se consumen cada año unas 500.000 toneladas de hidrógeno, en su mayoría del tipo gris. La mayor parte de este consumo se produce en las fábricas de producción de productos industriales (amoníaco) y en las refinerías (como por ejemplo las de Huelva, Cartagena, Puertollano y Tarragona). Este hecho refleja la capacidad de la industria para descarbonizar utilizando hidrógeno renovable y reemplazar el uso de hidrógeno gris con alternativas más ecológicas. [2] Figura 1.3. Aplicaciones de la pila de combustible [3] Desde el punto de vista industrial, podemos encontrar tres aplicaciones principales [2]: • Industria de refino: el principal uso del hidrógeno en las refinerías es eliminar contaminantes del petróleo crudo o mejorar la calidad del crudo pesado utilizado como materia prima. • Industria química: el hidrógeno se utiliza como materia prima para la producción de productos químicos, especialmente amoníaco y metanol, que se requieren en grandes cantidades y, por lo tanto, se utilizan como fuente para la producción de otros productos químicos como fertilizantes y biocombustibles o plásticos. • Industria metalúrgica: La producción de algunas aleaciones, como el acero, requiere un consumo energético importante y se puede utilizar hidrógeno renovable como fuente de energía para alcanzar la temperatura requerida en el proceso de producción. También se puede utilizar como agente reductor, reemplazando el uso de carbón. Además de ser una materia prima, el hidrógeno puede ser utilizado por la industria como fuente de energía en muchos procesos, como la gasificación y la fusión, debido a su mayor potencial energético que los combustibles fósiles. 1.3. Propiedades energéticas del hidrógeno Una de las cualidades que hacen al hidrógeno un combustible interesante y competitivo para la transición energética son sus propiedades energéticas. Algunas de ellas son: 10 Pilas de combustible Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia 11 3 SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DE POTENCIA n este trabajo se analizará y se evaluará la posibilidad de la implantación de la pila de combustible de óxido sólido en diferentes Sistemas de Producción de Potencia. La pila SOFC está diseñada teniendo en cuenta una amplia variedad de aplicaciones de generación de energía. Por lo tanto, van desde dispositivos móviles (cargadores de 500 W), pequeños sistemas de energía (generadores con una capacidad de varios kW) hasta plantas de energía distribuida (sistemas con una capacidad de varios MW). El calor residual de la pila SOFC se puede utilizar conectando la pila a una máquina, sistema o instalación térmica. Los sistemas combinados o híbridos de celdas de combustible y motores térmicos logran una mayor eficiencia global. Las baterías SOFC tienen una alta eficiencia de conversión de energía y producen pequeñas cantidades de compuestos de nitrógeno y oxígeno (NOx), por lo que se consideran respetuosas con el medio ambiente. Sin embargo, son el tipo de celda de combustible técnicamente menos avanzado y, por lo tanto, plantean un gran desafío de ingeniería en términos de diseño y selección de materiales. El objeto de este trabajo es realizar una revisión del estado del arte en la implementación de la pila de combustible en los diferentes sistemas de producción de potencia (Motor de Combustión Interna Alternativo, Turbina de Gas y Turbina de Vapor/Ciclo Rankine), así como sus distintas aplicaciones. 3.1 Motor de combustión Interna Alternativo Un motor térmico es un conjunto de elementos mecánicos que permite intercambiar energía con el exterior (generalmente a través de un eje) a partir de la energía térmica generada en el mismo. Un motor de combustión interna es un motor térmico en los que la cesión de calor al fluido de trabajo se produce mediante una combustión que tiene lugar en el propio seno del fluido de trabajo. Los motores de combustión interna tienen: - Posibilidad de combustibles líquidos de alta densidad energética (muy adecuado para el transporte) - Rendimiento termodinámico comparativamente alto (50% aproximadamente) - Amplio rango de potencias (0,1 kW – 100 MW) - Buen rendimiento a carga parcial - Disposiciones constructivas muy variadas Entre sus campos de aplicación, se distinguen por un lado los motores dedicados a la propulsión, y por otro los empleados en procesos estacionarios. En cuanto a los empleados para la propulsión, encontramos: • Transporte por carretera (automóviles, camiones…). • Maquinaria de obras públicas (palas cargadoras, excavadoras...). • Maquinaria agrícola (tractores, cosechadoras…). • Propulsión ferroviaria, marítima y aérea. Y los empleados en procesos estacionarios: • Accionamiento rural (cortacéspedes, sierras mecánicas…) • Grupos generadores de energía eléctrica (centrales eléctricas y grupos de emergencia). • Accionamiento industrial (bombas, compresores…). E Sistemas de Producción de Potencia 12 Podemos hacer una primera clasificación de los MCIA en función de: - Forma de realizar el ciclo: 4 Tiempos/2 Tiempos - Proceso de combustión: MECH/MEC - Tipo de refrigeración - Disposición de los cilindros - Presión de admisión 3.1.1 Fases de un MCIA 1. Admisión. Se abre la válvula de admisión y deja entrar la mezcla aire y gasolina mientras el pistón desciende, deja espacio y succiona la mezcla. 2. Compresión. La mezcla aire-gasolina se comprime con el ascenso del pistón. 3. Combustión. El distribuidor manda a cada una de las bujías una descarga suficiente para crear una chispa dentro de la cámara del pistón. Esto prende la mezcla aire y combustible, creando suficiente fuerza como para empujar el pistón hacia abajo haciendo que la biela mueva el cigüeñal. 4. Escape. Los gases de combustión salen por la válcula de escape mientras el pistón sube para completar el ciclo. Tan pronto como el pistón sube para esto, se vuelve al punto 1 y se repite el ciclo de renovación de la carga. Figura 3.1. Partes de un MCIA [6] 3.1.2 Sistema híbrido SOFC+MCIA La tecnología del motor de combustión interna tiene más de un siglo de antigüedad, durante este período continúa desarrollándose y muestra un alto grado de madurez. Con el desarrollo de los carburadores, los hidrocarburos como la gasolina comenzaron a dominar el combustible de arranque de los motores de combustión interna y el interés por el hidrógeno disminuyó significativamente. Sin embargo, el hidrógeno se usa ampliamente en la industria aeroespacial porque tiene la relación energía-peso más alta de todos los combustibles. Las preocupaciones sobre la contaminación del aire y las regulaciones cada vez más estrictas, así como el creciente interés en reducir la dependencia de los combustibles fósiles, han reavivado el interés por el hidrógeno como combustible en los últimos años. El actual motor de combustión interna de hidrógeno es una tecnología económica y fiable. Cuando se utiliza hidrógeno como combustible, se utiliza el compuesto químico con la mayor relación energíamasa, por lo que el rendimiento de 1 gramo de hidrógeno puede mejorar más que el de 1 gramo de gasolina. La principal diferencia entre los motores de gasolina es que, en lugar de los gases nocivos del óxido nitroso, los Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia 13 motores de hidrógeno producen agua como producto principal de su ciclo de combustión. Cabe señalar que las emisiones de NOx siguen siendo generadas por el calor del motor, aunque son significativamente más bajas que en los motores de gasolina y pueden eliminarse mediante un sistema de postratamiento de gases de escape. Por otro lado, debido a la diferencia entre los dos combustibles, los tipos de relación aire-combustible, presión, tiempo de encendido y potencia difieren mucho. Por ejemplo, el hidrógeno puede tener una relación airecombustible baja (180:1) pero una relación de compresión mucho más alta debido a su octanaje más alto. En otras palabras, tiene la relación energía-combustible más alta, puede usarse en dosis muy bajas para reducir el consumo de combustible y tiene un número de octano alto para aumentar la compresión. Sin embargo, no todos son ventajas. El mayor problema del hidrógeno es que al ser un gas, su energía depende de su densidad de masa, por lo que tiene que estar bajo una gran presión para lograr una alta eficiencia, cosa que no ocurre con una celda (contenedor). Además, en el diseño general, los motores alternativos de combustión interna tienen limitaciones muy notorias, es decir, su eficiencia no supera la tercera parte de la eficiencia que puede proporcionar el combustible. [7] Figura 3.2. Estructura del modelo 2020 del Toyota Mirai [8] Hay dos tipos principales de motores de combustión interna que utilizan hidrógeno como combustible: el motor convencional de cuatro tiempos y el motor rotativo Wankel (impulsado por hidrógeno). Un aspecto sensible que considerar en un motor convencional de cuatro tiempos impulsado por hidrógeno es la posibilidad de preencendido de hidrógeno/oxígeno, conocido como autoencendido. El problema del autoencendido también puede ocurrir en los motores de gasolina, pero con el hidrógeno esto se vuelve más importante porque el hidrógeno requiere menos energía para encenderse y la llama de hidrógeno también se mueve más rápido. Para superar estos inconvenientes, los motores de hidrógeno de cuatro tiempos normalmente tienen cámaras de combustión, válvulas de refrigeración y bujías más pequeñas hechas de materiales con alta conductividad térmica. Los motores de combustión de hidrógeno de cuatro tiempos proporcionan entre un 25 y un 30 % más de eficiencia que los motores de gasolina de prestaciones similares. Además, si se inyecta hidrógeno en un estado no líquido, la eficiencia puede ser mayor, lo que resulta en un desgaste mucho mayor de las partes móviles del sistema de inyección. Los motores de combustión interna que funcionan con gas natural se pueden convertir con algunas modificaciones para usar hidrógeno como combustible. Además, debido al gran margen de inflamabilidad del hidrógeno en comparación con otros combustibles, los motores de hidrógeno pueden funcionar con relaciones aire/hidrógeno de 1/34 a 1/180. [6] El principal problema en el desarrollo del motor de hidrógeno es el riesgo de combustión espontánea. Este es un problema mucho más serio en los motores de hidrógeno que en otros motores de combustión interna debido a la menor energía de ignición y al mayor rango de inflamabilidad del hidrógeno. El encendido espontáneo ocurre cuando la mezcla de combustible en la cámara de combustión se enciende antes de que se enciendan las bujías, lo que hace que el vehículo sea ineficiente. También puede ocurrir si la combustión se produce cerca de la válvula de admisión de combustible y la llama Sistemas de Producción de Potencia 14 regresa al sistema de inducción. La forma más eficaz de combatir la combustión espontánea y la explosión es adaptar un motor de hidrógeno, especialmente la cámara de combustión y el sistema de refrigeración. Dado que los hidrocarburos no quemados no son un problema en un motor de hidrógeno, se puede usar una gran relación carrera/diámetro interior. Además, se requieren dos bujías para adaptarse a la mayor amplitud de la velocidad a la que se produce la llama. Los sistemas de refrigeración deben estar diseñados para proporcionar un flujo uniforme a todas las áreas enfriadas. Otras medidas para reducir la posibilidad de autoignición incluyen el uso de dos válvulas de escape pequeñas en lugar de una válvula grande y el desarrollo de sistemas de limpieza eficientes, es decir, expulsar los gases de escape de la cámara de combustión con aire.[6] 3.1.2.1 Rendimiento térmico El rendimiento teórico de un motor de ciclo Otto se basa en la relación de compresión del motor y el coeficiente de dilatación adiabática del combustible, tal que: 𝜂𝑡é𝑟𝑚𝑖𝑐𝑜 =1 − 1 (𝑣1 𝑣2)𝛾−1 (1) donde: V1/V2 = Relación de compresión. γ = Coeficiente de dilatación adiabática (relación de capacidades caloríficas). ηtérmico = Rendimiento térmico teórico. Esto significa que cuanto mayor sea la relación de compresión, mayor será el rendimiento. El límite de la relación de compresión del motor se determina en función de la resistencia del combustible al proceso de autoignición. La alimentación pobre de hidrógeno (alta relación aire-hidrógeno) hará que sea menos propenso a la combustión espontánea que la gasolina convencional y, por lo tanto, puede soportar relaciones de compresión más altas. [9] 3.1.2.2 Potencia La potencia máxima teórica de un motor de hidrógeno depende de la relación aire-combustible y del método de inyección de combustible. La relación aire/combustible de equilibrio para el hidrógeno es 34/1. A este ritmo, el hidrógeno ocupará el 29% del volumen de la cámara de combustión, dejando solo el 71% de aire. Por lo tanto, la composición energética de esta mezcla será menor que la del combustible gasolina, debido a que la gasolina es un líquido, por lo que ocupa un volumen muy pequeño en la cámara de combustión, permitiendo que entre más aire. Dado que los sistemas de inyección directa e indirecta mezclan bien el combustible y el aire antes de entrar en la cámara de combustión, estos sistemas limitan la potencia máxima que se puede alcanzar a alrededor del 85 % de la capacidad del motor de gasolina. En un sistema de inyección directa, que mezcla combustible con aire después de que se cierra la válvula de admisión (con solo aire en la cámara de combustión), la potencia máxima del motor puede ser aproximadamente un 15 % mayor que la de un motor de gasolina. [6] Por lo tanto, dependiendo del uso de combustible, la potencia máxima de un motor de hidrógeno puede ser un 15 % superior o un 15 % inferior a la de un motor de gasolina si se utiliza una relación aire/combustible isostática. Sin embargo, con una relación aire/combustible equilibrada, debido a la temperatura de combustión muy alta, se formará más óxido de nitrógeno (NOx), que es un contaminante tóxico. Dado que una de las razones principales para usar hidrógeno como combustible de motor es reducir las emisiones, los motores de hidrógeno generalmente no están diseñados para operar en relaciones isotrópicas de presión aire-combustible. Los motores de hidrógeno generalmente están diseñados para usar el doble de la cantidad de aire teóricamente necesaria para una combustión completa. Con esta relación aire/combustible, la formación de óxidos de nitrógeno es prácticamente nula. Sin embargo, también reduce la potencia a la mitad que un motor de gasolina de tamaño similar. Para compensar esta pérdida de energía, los motores de hidrógeno suelen ser más grandes que los motores de gasolina o están sobrealimentados (por ejemplo, a partir de un turbocompresor). [9] Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia 15 3.2 Turbina de Gas Las turbinas de gas son máquinas térmicas que pertenecen al grupo de turbomáquinas térmicas generadoras, que operan desde baja potencia (30 kW para micromotores) hasta 500 MW. Por tanto, compiten tanto con motores alternativos como con centrales térmicas de vapor de baja y media potencia. Su principal ventaja es el peso y la masa reducidos (muy compactos) en comparación con la fuerza y flexibilidad del proceso. Esto las convierte en máquinas utilizadas en determinadas aplicaciones, como la generación de energía y la propulsión de barcos y aeronaves. Como máquinas rotativas, tienen la ventaja sobre los motores alternativos de que no hay movimiento alternativo ni fricción entre las superficies duras (por ejemplo, entre el pistón y camisa), lo que da como resultado menos problemas de equilibrio y menor consumo de aceite ya que no hay contacto con superficies sobrecalentadas o productos de combustión. [9] En comparación con las turbinas de vapor, las turbinas de gas requieren una refrigeración significativamente menor y, por lo tanto, son mucho más fáciles de instalar. Además, su baja inercia térmica les permite alcanzar la plena carga en poco tiempo, lo que los convierte en una buena opción para aplicaciones que requieren cambios rápidos de carga (control de red o suministro eléctrico). Esta simplicidad, en comparación con las turbinas de vapor y los motores alternativos, brinda a las turbinas de gas dos ventajas adicionales: facilidad de mantenimiento y alta confiabilidad. En otras palabras, los requisitos bajos de lubricación y enfriamiento, la combustión continua y la ausencia de movimiento alterno reducen la posibilidad de falla. Una central eléctrica de turbina de gas puede alcanzar fácilmente valores de disponibilidad superiores al 95 % y valores de fiabilidad de alrededor del 99 % si la central está bien diseñada, construida, gestionada y mantenida. Sin embargo, también tiene desventajas significativas: alta velocidad y baja eficiencia (30-35%) en comparación con los motores alternativos (50%) o las turbinas de vapor (alrededor del 40%). Normalmente, se entiende por turbina de gas el conjunto formado por los siguientes elementos: • Compresor, responsable de la elevación de presión del fluido de trabajo. • Sistema de aporte de calor al fluido. • Turbina, elemento expansor. Figura 3.3. Partes de una Turbina de Gas [10] 3.2.1 Principio de funcionamiento Una turbina de gas es un motor térmico giratorio en el que se genera energía mecánica a partir de la energía proporcionada por el combustible y se libera una gran cantidad de calor en forma de gas caliente con un alto contenido de oxígeno. El ciclo termodinámico que sigue esta turbomáquina es el ciclo Brayton: máquina funciona en ciclo abierto porque el fluido que circula por ella se renueva constantemente. El aire se extrae de la atmósfera y se comprime antes de entrar en la cámara de combustión, donde se mezcla con el combustible y se enciende. Los gases de escape pasan a través de la turbina. Allí, los ejes que impulsan el compresor y el generador se expanden y se accionan. [31] Los principales componentes de la Turbina de Gas son: Sistemas de Producción de Potencia 16 • Admisión de aire El sistema de admisión de aire incluye los elementos necesarios para asegurar el suministro de aire a la turbina en las condiciones adecuadas de presión, temperatura y limpieza. Para ello, cuenta con filtros para eliminar posibles contaminantes del aire y un sistema de regulación de temperatura para facilitar al máximo el flujo de aire hacia la turbina. • Compresor de aire El trabajo del compresor es comprimir el aire de combustión antes de que ingrese a la cámara de combustión. Esta relación varía entre turbinas, pero normalmente está entre 10:1 y 40:1 y consume más de la mitad del trabajo realizado por la turbina. La cantidad de aire que ingresa a la cámara de combustión se controla variando el ángulo de los álabes del compresor. Cuanto mayor sea el ángulo, mayor será la cantidad de aire que ingresa al compresor • Cámara de combustión En ella se produce la combustión a presión constante (normalmente entre 16 y 50 bar) del combustible con aire. Para ello se utiliza una gran cantidad de aire porque las altas temperaturas que se alcanzan durante la combustión pueden dañar los materiales de la cámara. Además de proteger el material, este exceso de aire también ayuda a bajar un poco la temperatura. Otra parte circula por el interior de los álabes de la turbina, donde sale por orificios en los bordes formando una película en la superficie de los álabes. • Turbina de expansión Una turbina es donde la energía contenida en el gas en forma de presión y temperatura se convierte en energía mecánica (en forma de rotación del eje). Una parte importante de esta energía es absorbida directamente por el compresor. Los gases entran en la turbina a una temperatura de 1200-1400 °C y una presión de unos 10-30 bar y salen a una temperatura de unos 450-600°C. Esta alta temperatura permite aprovechar la energía contenida en ellos para mejorar mejorar el rendimiento de la turbina (sistema regenerativo). 3.2.2 Sistema híbrido SOFC+TG El uso de hidrógeno como combustible para turbinas de gas ha sido probado en la industria, pero para el uso correcto y seguro del hidrógeno en turbinas de gas, se debe tener en cuenta que existen diferencias significativas entre las características de las turbinas de gas que utilizan hidrógeno o combustibles fósiles como combustibles (como el gas natural). Además de las diferencias en las características del combustible utilizado, se debe considerar el impacto en todos los sistemas de turbinas de gas, así como el balance general. Las turbinas de gas pueden configurarse para funcionar con hidrógeno o combustibles similares como un dispositivo nuevo, o reacondicionarse incluso después de largos períodos de funcionamiento con combustibles convencionales como el gas natural. La reconfiguración requerida de la turbina de gas de hidrógeno depende de la configuración inicial de la turbina de gas y del balance general de la instalación, así como de la concentración de hidrógeno deseada en el combustible. Sin embargo, una cámara de combustión de una turbina de gas convencional no puede quemar hidrógeno puro. Esto significa que existe un mayor riesgo de degradación que puede dañar los inyectores de aire y otras partes de la turbina. Como resultado, las cámaras de combustión de las turbinas de gas tradicionales tuvieron que ser rediseñadas para quemar hidrógeno puro. Recientemente se ha avanzado considerablemente en el diseño de cámaras de combustión con mayor contenido de hidrógeno que en el gas natural. [9] Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia 17 Figura 3.4. Esquema sistema híbrido SOFC + microturbina [11] Los principales fabricantes se han fijado el objetivo de producir turbinas de gas capaces de quemar hidrógeno puro sin comprometer el rendimiento, el tiempo de arranque y las emisiones de NOx, y también desarrollar tipos de quemadores de emisiones lo suficientemente bajas como para satisfacer la demanda en las próximas décadas. Si bien un sistema híbrido se puede simplificar como una celda de combustible sobrealimentada, es más fácil crear un sistema similar a una turbina de gas con un ciclo regenerativo. De hecho, el sistema híbrido en su configuración más habitual es la turbina de gas regenerativa, en la que la fuente de calor de la cámara de combustión se sustituye total o parcialmente por una pila de combustible. La generación de baterías SOFC es muy popular. El sistema se considera una fuente de energía prometedora debido a su alta eficiencia y bajas emisiones. La turbina de gas combinada y el sistema de chimenea SOFC ofrecen una mayor eficiencia que ambos sistemas por separado. Este hecho, unido a la compatibilidad y eficacia de ambos sistemas, indica que su desarrollo y comercialización en los próximos años es inevitable. En las turbinas de gas comerciales modernas, la temperatura del gas de entrada requerida es más alta que la del gas del cátodo que sale del tubo SOFC, por lo que se requiere más combustible en este punto del ciclo para elevar la temperatura. Sin embargo, se puede evitar el uso de este combustible si la SOFC contiene combustible sin quemar y su temperatura es demasiado alta, ya que al quemar esta parte del combustible le permite alcanzar la temperatura requerida. De particular interés es la combinación de la pila SOFC con turbinas de gas pequeñas (<1 MW) o microturbinas. Estos sistemas brindan una solución a algunos de los problemas que enfrentan las turbinas de gas, como la baja eficiencia y las emisiones de NOx asociadas con la operación del quemador. Las emisiones de SOFC comprimidas reemplazan los quemadores de las turbinas de gas y los equipos clave. El gas que sale de la chimenea es relativamente limpio y entra en la turbina a una temperatura de unos 900°C, que cumple con sus condiciones. Además, el sistema híbrido SOFC-TG mostró respuestas transitorias aceptables a los cambios de carga [9]. Algunas de las características de este sistema: • El calor generado por la oxidación electroquímica se utiliza para precalentar el aire que entra en la chimenea (en este caso actuando como refrigerante) como un sistema de calefacción regenerativo. En este sentido, el proceso de regeneración es más intenso que el de una turbina de gas convencional, y el aire entra en la zona de reacción a mayor temperatura. • La oxidación del combustible ocurre por una reacción electroquímica más eficiente que la combustión convencional. Además, la oxidación del combustible tiene lugar a una temperatura casi constante, lo que aumenta la eficiencia del sistema a una determinada temperatura en la entrada de la turbina. • Cuando el combustible se oxida, el aire que circula dentro del elemento no solo genera calor, sino también electricidad. Esta energía puede representar alrededor del 60-70% de la energía total generada por el sistema. [9] 3.2.2.1 Rendimiento térmico El rendimiento térmico teórico (ηtérmico) del ciclo de turbina de gas ideal se puede estimar a partir de la siguiente ecuación [9]: Sistemas de Producción de Potencia 18 𝜂𝑡é𝑟𝑚𝑖𝑐𝑜 =𝜏 𝜃𝜂𝑐𝜂𝑡−1 (𝜏−1 𝜃−1)𝜂𝑐−1 (2) siendo: τ = T3/T1 θ = T2/T1 ηc = la eficiencia adiabática del compresor ηt = la eficiencia adiabática de la turbina. 3.2.2.2 Configuraciones Existen varios tipos de configuración posibles para crear un sistema híbrido, incluido el ciclo de gas, el ciclo de vapor o ambos. El uso de circuitos de vapor para recuperar la energía contenida en el escape de una chimenea caliente no parece ser una alternativa viable ya que aumenta mucho la complejidad de la instalación. Generalmente, las turbinas de gas se pueden conectar a la SOFC de dos formas: directa e indirecta. 3.2.2.2.1 Integración directa El sistema integrado directamente incluye una pila de combustible, una turbina de gas y dos intercambiadores de calor. El intercambiador de calor calienta el aire y el combustible que ingresan a la chimenea, utilizando el calor del escape de la turbina. El gas se comprime en la entrada y se calienta antes de ingresar a la celda de combustible, donde se genera electricidad. El gas de escape se utiliza para generar trabajo en la turbina. Figura 3.5. Integración directa SOFC + TG [7] En este sistema, el bloque SOFC se integra directamente en el TG, en sustitución de la cámara de combustión. El aire comprimido del compresor es precalentado por el escape de la turbina antes de ingresar al ánodo, y el metano (gas natural) se suministra al terminal negativo de la batería SOFC. El gas de salida se usa en el cátodo para encender el hidrógeno, el dióxido de carbono y el metano que quedan en el gas en el ánodo. Además, se proporciona inyección de combustible adicional para evitar que aumente la temperatura de entrada de la turbina. El combustible se expande desde la cámara de combustión de la turbina y calienta el aire que sale del compresor en el regenerativo. Al analizar el modelo SOFC-TG en condiciones de operación estándar, se encontró que aumentar la temperatura de entrada de la turbina (TFT) reduce la eficiencia térmica y la eficiencia general de la planta de energía, pero mejora la capacidad de generación de energía. [7] Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia 19 3.2.2.2.2 Integración indirecta El sistema de integración indirecta consta de los mismos componentes que la integración directa: una pila de combustible, una turbina de gas y dos intercambiadores de calor. En este caso, los intercambiadores de calor calientan el aire que entra en la chimenea y la turbina. El primer calentador intercambiará calor entre el aire en la entrada de la celda de combustible y la salida de la turbina, y el segundo con el aire en la entrada de la turbina y la salida de la celda de combustible. El intercambio de calor se realiza indirectamente, es decir, los líquidos no se mezclan entre sí (no se mezclan en el intercambio directo). En esta configuración, el combustible ingresa directamente a la celda de combustible. Si se requiere calefacción, se debe instalar un tercer intercambiador de calor para permitir que los gases de combustión transfieran energía al combustible. Si bien se producirá más energía, el costo adicional será mayor, por lo que no vale la pena. Figura 3.6. Integración indirecta SOFC + TG [7] En este tipo de configuraciones, la cámara de combustión se reemplaza por un intercambiador de calor, en el que el aire del compresor se calienta con los gases de escape de la pila de combustible. Gracias al sistema híbrido indirecto SOFC-TG, la pila SOFC puede operar en todas las condiciones ambientales. Si bien esto reduce la necesidad de selladores de conductos SOFC, los requisitos físicos de la integración indirecta SOFC-TG presentan problemas (el intercambiador de calor debe operar con diferencias de temperatura y una presión muy alta puede dañar el material), por lo que no se usan mucho actualmente. Un aspecto muy relevante es la relación de compresión. En integración directa, un aumento de la relación conducirá a un aumento de la presión del aire de entrada y con ello a un aumento de la potencia. Por otro lado, con la integración indirecta, aumentar la relación de compresión no afectará la pila o la alimentación ya que no está relacionado con el sistema compresor de la turbina. A pesar de este incremento, en ambas configuraciones supondrá una mayor potencia entregada por las turbinas de gas.[7] 3.3 Turbina de Vapor Una turbina de vapor es una máquina térmica que transforma la energía térmica de un fluido en energía mecánica. El fluido se expande a medida que se mueve por el interior de la máquina y genera trabajo al girar el rotor de la máquina. Se trata de una estructura interna formada por una corona de pala fija y una corona de pala móvil dispuestas alternativamente. En primer lugar, el fluido de trabajo siempre pasa por la parte superior de los álabes estacionarios, ya que su entalpía disminuye y su energía cinética aumenta, por lo que el líquido escapa por este cabezal a mayor velocidad de la que puede disponer en la entrada. Luego, el fluido viaja a la parte superior de las cuchillas móviles, a través de las cuales la cantidad de su movimiento cambia y disminuye, ejerciendo así una fuerza sobre las cuchillas móviles y giratorias para producir la pieza de trabajo. En esta corona, el fluido se ralentiza. Entonces, mirando el conjunto de dos coronas, una de álabes fijos y otra de álabes móviles, el líquido se expandió y su entalpía disminuyó, manteniendo prácticamente su velocidad. Aplicaciones 26 turbina de vapor. En cambio, en el ciclo de cogeneración, la mayor parte de esta energía se utiliza para las necesidades del proceso. Porque transportar electricidad a largas distancias es más fácil y económico que el transporte de calor, las instalaciones de cogeneración suelen estar situadas lo más cerca posible del lugar donde se consume el calor e, idealmente, se construyen a un tamaño para cumplir con demanda de calor. De lo contrario, será necesaria una caldera adicional, y las ventajas medioambientales se verán obstaculizadas en parte. El objetivo de una planta de potencia convencional es maximizar la potencia generada con el mínimo consumo de combustible posible, compatibilizado con el coste asociado a alcanzar un rendimiento elevado. Mientras que el objetivo de una planta de cogeneración es satisfacer las demandas de potencia eléctrica y calor siendo posible la venta de ambos a la red, aunque los precios del calor y de la electricidad no son iguales. 4.2.1 Integración de la pila SOFC en Cogeneración La integración de CHP con SOFC es una tarea desafiante y aún se están realizando investigaciones en este campo. Actualmente se estima que la eficiencia del sistema se puede incrementar en más del 80% por cogeneración. El gas de escape de alta temperatura de una pila SOFC se puede utilizar para fines de calefacción. Se puede utilizar en equipos que requieren energía, como precalentadores y reformadores, para precalentar el aire antes de que ingrese a la cámara de combustión o se puede utilizar para generar vapor en el ciclo Rankine. Por lo tanto, la alta calidad del calor residual y la energía eléctrica se pueden cogenerar en sistemas híbridos con SOFC. Figura 4.4. Sistema híbrido SOFC-CHP para una planta de gasificación [7] El sistema de la Figura 4.4 muestra que el gas de escape del lado del ánodo de SOFC se usa para precalentar el combustible reformado. Luego se divide en dos partes: una parte se quema en el postquemador con el aire del lado del cátodo; la otra parte se recircula y se mezcla con la corriente de combustible de entrada antes de ser alimentada al reformador. El gas de escape del postquemador se utiliza para vaporizar la corriente de agua y precalentar la corriente de alimentación de gas natural. La eficiencia del sistema se puede alcanzar hasta en un 85% cogenerando SOFC con CHP. La energía mecánica se puede utilizar para impulsar un alternador para producir electricidad o equipos rotativos como motores, compresores, bombas o ventiladores para brindar diversos servicios. La energía térmica se puede utilizar para aplicaciones de proceso directo o para producir indirectamente vapor, agua caliente, aire caliente para el secador o agua enfriada para el enfriamiento del proceso. El gas de escape de alta temperatura de SOFC se puede utilizar para fines de calefacción. Se puede utilizar en unidades que requieren energía, como precalentadores y reformadores, para precalentar el aire antes de que ingrese a la cámara de combustión o se puede utilizar para generar vapor en el ciclo Rankine. Por lo tanto, la alta calidad del calor residual y la energía eléctrica se pueden cogenerar en sistemas integrados con SOFC. La integración de CHP con SOFC es una tarea desafiante y aún se están realizando investigaciones en este campo. Se encuentra que la eficiencia del sistema se puede incrementar en más del 80% por cogeneración. Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia 27 En la Figura 4.5 [7] se presenta un sistema integrado de calefacción y refrigeración por absorción de pilas de combustible de óxido sólido (SOFC) utilizado para edificios. El resultado del análisis mostró que dicho sistema tiene la capacidad de producir energía eléctrica, calefacción y/o refrigeración para aplicación residencial y se podrían lograr eficiencias totales del sistema superiores al 87% en diferentes modos. Figura 4.5. Sistema híbrido SOFC-CHP para aplicación residencial [7] 4.3 Trigeneracion La trigeneración es una tecnología en auge hoy en día para la producción de energía eficiente y limpia. La trigeneración, también conocida como calefacción, enfriamiento y energía combinados (CCHP) es una forma de aprovechar al máximo la energía química del combustible para generar electricidad con el calor de los gases de escape que se utiliza para proporcionar calefacción. Figura 4.6. Esquema Trigeneración Al igual que con la cogeneración, el calor residual de la generación de energía se utiliza en otro proceso, como el calentamiento de agua caliente sanitaria (ACS), lo que aumenta la eficiencia general del sistema. Pero en este caso se da un paso más para producir electricidad, calor y frío a partir de un único combustible (como el gas natural). Aplicaciones 28 La calefacción y el agua caliente se almacenan en depósitos que luego se utilizan para el consumo según las necesidades. En el verano, la demanda de calor es mucho menor y el disipador de calor convierte el exceso de calor en energía de enfriamiento al generar energía. Como resultado, la cogeneración puede continuar. Esta tecnología utiliza la generación de electricidad para producir agua caliente sanitaria o calefacción. Su aplicación se extiende a centros que requieren refrigeración eléctrica, como la industria alimentaria, hoteles y hospitales. En la trigeneración, el calor y la electricidad se utilizan conjuntamente para la refrigeración en los ciclos de absorción. Al mismo tiempo, la refrigeración puede proporcionarse mediante refrigeración por absorción o refrigeración por desecante, lo que reduce el consumo de electricidad de los aires acondicionados tradicionales. La mayoría de las plantas de cogeneración utilizan combustibles fósiles como principal fuente de energía. 4.3.1 Integración de la pila SOFC en Trigeneración El sistema CCHP impulsado por pila de combustible de óxido sólido ha logrado una mayor eficiencia de conversión de energía debido a todas las ventajas de la pila de combustible. El gas de escape del SOFC-TG es todavía relativamente alto y para utilizar este calor residual y mejorar la eficiencia de conversión de energía, llegando a aumentar la eficiencia del sistema un 22% cuando se usa trigeneración. Figura 4.7. Sistema híbrido SOFC-CCHP [7] El sistema puede alcanzar una eficiencia global de hasta el 80% en las condiciones determinadas. Un análisis detallado del sistema de trigeneración muestra que un aumento del caudal de combustible puede aumentar la eficiencia global, pero disminuir la eficiencia de la pila SOFC y la eficiencia eléctrica. Por otro lado, al aumentar la relación de compresión del compresor, aumenta la eficiencia de la pila SOFC, la eficiencia eléctrica y la eficiencia global. 4.4 Transporte 4.4.1 Integración de la pila SOFC en Transporte La compatibilidad de la pila de combustible con combustibles de hidrocarburos hace que la pila SOFC sea un fuerte competidor para aplicaciones de transporte. Esencialmente, un vehículo con pila SOFC típico sería un vehículo de pila de combustible híbrido equipado con una pequeña batería intermedia y una fuente alimentación Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia 29 basada en una pila SOFC a bordo relativamente pequeña que convierte más o menos continuamente gasolina o combustible diésel convencional en energía de corriente continua. Figura 4.8. Toyota Mirai [8] El hidrógeno es un combustible caro y no es fácil de manejar con seguridad. Se requiere un convertidor engorroso, complejo y costoso para convertir el producto químico en combustible de hidrógeno. Ante este problema, se decidió utilizar una celda PEMFC, pero tiene el inconveniente de que además del requerimiento de hidrógeno limpio, en climas cálidos, el contenido de humedad de la membrana PEMFC es difícil de mantener. Asimismo, en condiciones invernales duras, el agua puede congelarse. Para deshacerse de todos los problemas de PEMFC, la opción de implementar una pila SOFC es una buena solución, ya que puede usar cualquier combustible con ella y no hay restricciones climáticas ni límites de alcance (la alta temperatura de funcionamiento de la pila SOFC no es un problema grave). El largo retraso en el tiempo de inicio de la pila de combustible se puede compensar operando desde una batería de respaldo conectada en paralelo con la celda de combustible del sistema híbrido. Además, la salida de SOFC se puede variar ajustando la temperatura de funcionamiento de acuerdo con los requisitos de energía reales o el nivel de carga de la batería de reserva. 4.4.2 Hidrogeneras El repostaje de los depósitos de hidrógeno de estos vehículos se realiza en las hidrogeneras. Estas estaciones de servicio de hidrógeno son esencialmente una adaptación de una estación de servicio regular para funcionar con bombas de hidrógeno que entregan los kilos necesarios para llenar el tanque en minutos (5 a 8 minutos). Figura 4.9. Esquema de una hidrogenera [16] En cuanto al repostaje en sí, el de hidrógeno en un vehículo de pila de combustible es similar al repostaje de gas, ya sea gas natural comprimido (GNC) o gas licuado de petróleo (GLP), ambos hidrocarburos tienen redes de Aplicaciones 30 distribución que pueden ser mayores que las del hidrógeno. Estas bombas son muy similares a las que se encuentran en cualquier gasolinera. Tiene un tubo en el que se inserta un grupo compuesto principalmente por un activador y una boquilla, al final del tubo se encuentra una cánula con un sistema de conexión y cierre a la entrada del depósito de hidrógeno. La designación del hidrógeno como fuente de energía en la industria del automóvil, utilizado en pilas de combustible, parece ser una posible solución a los problemas de los vehículos tanto híbridos como de batería pura. Pero hay dos problemas principales con este tipo de instalación mecánica. Por un lado, está la autonomía y por otro el tiempo de carga. En los vehículos eléctricos, la autonomía en el trabajo se traduce directamente en el tamaño de la batería, cuanto más grande es, mayor es la autonomía. La industria produce actualmente alrededor de 100 kWh de baterías. Estas baterías son bastante grandes y sobre todo muy pesadas (unos 700-800 kg) y tienen un impacto muy negativo tanto en el funcionamiento como en el rendimiento del vehículo. El problema es que este tipo de batería solo permite 500-600 km entre recargas y por tanto es la única solución viable para viajes largos. Además, hay baterías y capacidades más pequeñas, normalmente de 40 a 50 kWh, que pueden proporcionar una autonomía de unos 250 km, lo que hace que estos vehículos sean principalmente vehículos comerciales. Entonces, el problema al que se enfrentan estos coches es evidente: si se requiere un vehículo que sea liviano pero que aún conserve una buena dinámica y economía de combustible, carece de autonomía. Con una batería grande, el problema de la autonomía se soluciona a costa de todo lo anterior. Por ello, una de las posibles soluciones que ofrecen los fabricantes es utilizar baterías de hidrógeno para generar electricidad. Gracias a eso, al usar celdas de combustible, no habrá necesidad de usar baterías grandes, y la potencia se puede reducir a 8-10 kWh. Esto reduce su peso y costo al soportar una batería de hidrógeno o permitir que el vehículo se mueva sin usar la fuente de energía principal. El resto del tiempo la pila de combustible proporcionará energía al motor y el agua será el único desecho durante el uso del coche, por lo que quedará tan limpio como la batería de un coche eléctrico. Otro gran problema que las celdas de combustible pueden resolver es el reabastecimiento de combustible de su automóvil. Actualmente, con un cargador rápido de CC, se tarda entre 30 y 40 minutos en cargar un vehículo eléctrico del 20 % al 80 %, según la fuente de carga y el tamaño de la batería. Esto significa que los vehículos estarán en desventaja cuando viajen largas distancias, ya que los largos tiempos de carga de la batería extenderán significativamente el tiempo de viaje. El uso de una batería de hidrógeno soluciona este problema porque su depósito de unos 5-8 kg se puede recargar en tan solo 5 minutos, como un depósito de gasolina, apto para viajes largos. [9][16] Actualmente, la infraestructura para las hidrogeneras es muy limitada, si no inexistente (actualmente solo hay 8 plantas en España), donde el sistema el sistema convencional con GNL lleva la delantera en este aspecto. Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia 31 5 CASO PRÁCTICO 5.1 Introducción y justificación De acuerdo con el tema de este proyecto se analizarán dos modelos de la misma instalación de generación de energía. En primer lugar, se modelará una instalación de cogeneración con una turbina de gas (Modelo A) y posteriormente se modelará la misma instalación, pero añadiendo la pila de combustible SOFC (Modelo B), con el objetivo de realizar un estudio comparativo entre ambas y estudiar la viabilidad de la implantación de la pila de combustible en este sistema. Figura 5.1. Esquema de los Modelos A y B Modelo A Modelo B Sistema de cogeneración con TG Sistema de cogeneración con SOFC+TG Partimos de las siguientes hipótesis iniciales para las plantas: • Como combustible se empleará gas natural. • La producción no será continua. • Se estiman 4500 horas de trabajo al año en ambos casos. • Se han considerado dos períodos de trabajo anuales iguales. Es habitual que dichos períodos sean distintos a lo largo del año (p.e. invierno-verano), tanto en valores de demanda eléctrica y térmica como en duración. En este trabajo se han considerado iguales para simplificar los modelos. • Producción del 100% de la energía eléctrica demandada en el horario programado. • Demanda eléctrica prevista: 20.000 MWh/año. • Demanda térmica prevista: 50.000 MWh/año. • El consumo de combustible total será el mismo en ambos modelos. • La electricidad sobrante se vierte a la red, generando un beneficio económico. Se diseñará la instalación de tal forma que ambos modelos sean similares desde el punto de vista de satisfacer la misma demanda eléctrica y térmica. Con lo cual, al añadir la pila SOFC en el Modelo B, se reducirá el tamaño de la turbina de gas respecto a la del Modelo A. Los datos de parametrización y consumo de la instalación se han obtenido mediante extrapolación a partir de dos plantas de referencia existentes: - Cogeneración en fábrica de alimentación COVAP. [17] - Instalación de cogeneración en “Campo Ebro”. [18] Caso Práctico 32 5.2 Cogeneración con Turbina de Gas Se ha elegido una instalación de cogeneración con turbina de gas con caldera de recuperación porque resulta muy adecuada para los procesos en los que se requiere de una gran cantidad de energía térmica, o en relaciones de calor/electricidad mayores a 2. Algunas características comunes de estos sistemas son: • Bajo coste de inversión. • No hay consumo de agua de refrigeración. • Bajo rendimiento a cargas parciales. • Caudal de vapor de proceso fijo. • Baja inversión en equipos de limpieza de gases. • Requerimiento de espacio mínimo. • Fácil de instalar y desmontar. • Tiempos de arranques cortos. En la siguiente figura se muestra un diagrama general del flujo de energía en un esquema de cogeneración con turbina de gas: Figura 5.2. Diagrama de Sankey de cogeneración con TG [19] Como se desarrolló en el apartado 3.2, la turbina de gas incluye, independientemente de la configuración utilizada, principalmente tres componentes: • Compresor • Cámara de combustión • Turbina Además de estos tres elementos hay que añadir un sistema de recuperación del calor que, mediante una caldera recupera el calor a través de los gases de escape (aproximadamente 500ºC) 5.3 Diseño de la instalación 5.3.1 Cálculo teórico de la Turbina de Gas Para analizar el comportamiento de una turbina de gas, es decir, conocer el rendimiento y el consumo, realizaremos una serie de hipótesis iniciales tales que: - Condiciones ambientales. Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia 33 - Temperatura de entrada a la turbina. - Relación de compresión. - Las pérdidas de presión de remanso en el regenerador y en la cámara de combustión. - Rendimiento interno del compresor. - Rendimiento interno de la turbina. - Rendimiento de la cámara de combustión. - Rendimiento mecánico del eje. - El fluido se comporta como un gas perfecto con 𝛾 = 1,4 y Cp = 1,005 kJ/Kg K para el aire y los gases de combustión con 𝛾 = 1,33 y Cp = 1,147 kJ/Kg K. - La turbina funciona según un ciclo regenerativo, teóricamente compuesto por: una compresión isentrópica (12s), un calentamiento a presión constante en la cámara de combustión (2s-3), una expansión isentrópica (3-4s) y un enfriamiento isóbaro (4s-1). En todas las máquinas térmicas, los procesos no son perfectos porque hay pérdidas que hacen que la eficiencia y la potencia del ciclo sean ligeramente diferentes. Las principales razones de la diferencia entre el ciclo teórico y el ciclo real son: pérdidas de presión y energía cinética (a través de los gases de escape) en el sistema; la contracción y la expansión no son isotrópicas; y combustión incompleta debido a la presencia de partes no quemadas. Figura 5.3. Diagrama h-s del ciclo termodinámico de la TG [10] En primer lugar, calcularemos el compresor. Mediante las expresiones de equivalencias de gases ideales ya que se trata de un proceso isentrópico, calculamos la temperatura en el punto 2. 𝑇02𝑠 𝑇01 = 𝑝02 𝑝01 𝛾𝑎−1 𝛾𝑎 (3) 𝜂𝑐=𝑇02𝑠−𝑇01 𝑇02−𝑇01 (4) Y el trabajo del compresor 𝑊𝑐=ℎ02−ℎ01 =𝐶𝑝∗(𝑇02−𝑇01) (5) En segundo lugar, realizamos un balance de energía en la cámara de combustión para obtener el dosado, F, que es la relación entre el caudal de combustible y el de aire. Es decir, F= ṁf ṁa. Ecuación de balance: (ṁ𝑎+ṁ𝑓)∗𝐶𝑝𝑔 ∗𝑇03 = ṁ𝑎∗𝐶𝑝𝑎∗𝑇02+ṁ𝑓∗𝑃𝐶𝐼∗𝜂𝑐𝑐 (6) Caso Práctico 34 Dividiendo la expresión anterior por el caudal de aire, ṁa, en la del balance obtenemos la siguiente ecuación, de la cual obtendremos el valor de F: (1+𝐹)∗𝐶𝑝𝑔 ∗𝑇03 = 𝐶𝑝𝑎∗𝑇02+𝐹∗𝑃𝐶𝐼∗𝜂𝑐𝑐 (7) A continuación, calculamos la turbina. Al igual que en el compresor, empleamos las ecuaciones de equivalencias de gases ideales al tratarse de un proceso isentrópico. De esta forma calcularemos la temperatura en el punto 4. 𝑇04𝑠 𝑇03 = 𝑝04 𝑝03 𝛾𝑔−1 𝛾𝑔 (8) 𝜂𝑡=𝑇03−𝑇04 𝑇03−𝑇04𝑠 (9) Y el trabajo de la turbina 𝑊𝑡=ℎ03−ℎ04 =𝐶𝑝∗(𝑇03−𝑇04) (10) Finalmente, con el dosado obtenemos el trabajo específico y de la potencia en el eje se obtiene los gastos másicos de combustible y aire. Con estos datos podremos calcular posteriormente el rendimiento térmico y global del ciclo. 𝑊𝑛=(1+𝐹)∗𝑊𝑡−𝑊𝑐 (11) ṁ𝑎=𝑊𝑒 𝜂𝑚∗𝑊𝑛 (12) ṁ𝑓=𝐹∗ṁ𝑎 (13) Rendimiento térmico 𝜂𝑇=𝑃𝑒𝜂𝑚 ⁄ ṁ𝑓∗𝑃𝐶𝐼∗𝜂𝑐𝑐 (14) Rendimiento global 𝜂𝐺=𝑃𝑒 ṁ𝑓∗𝑃𝐶𝐼 (15) Siendo Pe la potencia efectiva de la turbina de gas y PCI el poder calorífico inferior del Gas Natural. 5.3.2 Cálculo teórico de la Cogeneración Para el cálculo de los parámetros de cogeneración nos basaremos en los casos prácticos del IDAE, concretamente el escenario que contempla la instalación de cogeneración de ciclo simple con turbina de gas. [20] Para calcular los parámetros retributivos partimos de los siguientes datos: A. Características de la planta a) Datos técnicos • Potencia eléctrica nominal. • Tipo de combustible: gas natural • Tensión de interconexión. Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia 35 • Temperatura anual media. • Disponibilidad de la cogeneración. b) Datos operacionales • Horas de funcionamiento de la fábrica. • Horas de funcionamiento de la cogeneración. • Periodos de operación • Datos de proceso demandante de calor B. Cálculo de calor útil A partir de los valores estimados de combustible (Fcc) y electricidad (E), se calcula el calor útil. Dado que el vapor no se incorpora a productos elaborados en el proceso y que el retorno de condensados supera el 70% respecto al entregado a proceso, el calor anual demandado por el proceso se calcula mediante la expresión siguiente: 𝐻=𝑚󰇗𝑉𝑎𝑝×ℎ𝑉𝑎𝑝−𝑚󰇗𝐶𝑜𝑛𝑑 ×ℎ𝐶𝑜𝑛𝑑 (16) donde: 𝑚󰇗𝑉𝑎𝑝 = caudal del vapor entregado a proceso. 𝑚󰇗𝐶𝑜𝑛𝑑 = caudal del retorno de condensados. ℎ𝑉𝑎𝑝 = entalpía del vapor entregado a proceso. ℎ𝐶𝑜𝑛𝑑 = entalpía del retorno de condensados. Como en este proyecto no se obtiene energía de otra forma que no sea cogeneración, se considera que todo el trabajo útil es de cogeneración. C. Obtención de rendimientos mínimos, umbrales y de referencia El valor de Ref Eη se toma del Anexo I de la Decisión de la Comisión de 21 de diciembre de 2006 (52,2% para gas natural), y es corregido por el nivel de tensión de interconexión. En este caso el factor de corrección a aplicar es de 0,945 por lo que el valor final es de 49,6%. Por otro lado, el valor de Ref Hη se obtiene del Anexo II de la Decisión, resultando para el gas natural del 90%. El REE requerido por el RD 661/2007 es del 59%, mientras que el rendimiento global umbral propuesto por el Anexo II del RD 616/2007 es del 75%. [20] En la tabla siguiente se resumen estos valores: Tabla 3. Valores de referencia Anexo II del RD 616/2007 Rendimiento Valor Ref Eη 49,6% Ref Hη 90% REEmin 59% η0 75% Ref Eη 49,6% Caso Práctico 42 Resultados Turbina de Gas Siguiendo el cálculo teórico descrito en el apartado 1.2.1 y estimando los siguientes datos de entrada para la turbina: Tabla 5. Datos de entrada de la Turbina de Gas para el Modelo A Dato de entrada Valor Unidad T01 293 K p01 1 bar Pérdida de carga a la entrada 0,01 bar Pérdida de carga en la CC 3 % Relación de compresión 10 Temperatura entrada turbina 1233 K Potencia efectiva 8000 kW Rendimiento interno compresor 88 % Rendimiento interno turbina 90 % Rendimiento interno CC 95 % Rendimiento mecánico del eje 98 % PCI Gas Natural 43200 kJ/kg Obtenemos: Tabla 6. Resultados de la Turbina de Gas para el Modelo A Variable de salida Valor Unidad T02s 565,69 K T02 602,88 K Wc 311,43 kJ/kg p01 0,99 bar p02 9,9 bar p03 9,6 bar F 0,020 T04s 701,66 K T04 754,79 K Wt 548,98 kJ/kg ṁa 31,51 kg/s ṁf 0,64 kg/s We 253,85 kJ/kg Wi 259,03 kJ/kg ηt 31 % ηg 29 % Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia 43 5.4.2 Resultados Cogeneración Siguiendo el procedimiento de cálculo que marca el IDAE, descrito en el apartado 5.3.2, y a partir de los siguientes datos de entrada: Tabla 7. Datos de entrada de la instalación de Cogeneración para el Modelo A Dato de entrada Valor Unidad Potencia eléctrica nominal 2500 kWe Tensión de interconexión 0,4 kV Temperatura anual media 15,4 °C Disponibilidad de cogeneración 98 % Horas funcionamiento fábrica 4500 h/año Horas funcionamiento cogeneración 4410 h/año Tiempo operación P1 50 % Demanda de vapor P1 25 t/h Tiempo operación P2 50 % Demanda de vapor P2 25 t/h Entalpía vapor saturado 2783,74 kJ/kg Rendimiento interno turbina 90 % Retorno de condensados 75 % Temperatura de condensados 95 °C Entalpía de condensados 398,09 kJ/kg Obtenemos: Tabla 8. Resultados de la instalación de Cogeneración para el Modelo A Variable de salida Valor Unidad Combustible total (F) 122670,6 MWh/año Electricidad generada (E) 22546 MWhe/año Calor útil (H) 76108,48 MWht/año Rendimiento eléctrico equivalente (REE) 59,2 % Rendimiento global (ηg) 80,4 % CHP Hη 62 % CHP Eη 18 % Ahorro energía primaria (PES) 6 % Caso Práctico 44 5.5 Modelo B. Cogeneración con SOFC + Turbina de Gas 5.5.1 Layout Para el diseño de la instalación del Modelo B, se ha optado por las siguientes soluciones: - Pila de combustible SOFC de 1,5 MW. - Inversor. - Turbina de gas de 7 MW. - Caldera de recuperación 25 t/h 12,5 bar. - Desgasificador. - Elementos auxiliares (bomba de retorno de condensados, tuberías, válvulas, colector de condensados…). El funcionamiento de la planta propuesta para el Modelo B (Figura 5.6) es similar a la del Modelo A, pero situando una pila SOFC antes de la Turbina de Gas, convirtiéndolo en un sistema híbrido SOFC+TG. A la pila de combustible le entra un caudal de combustible (0,23 kg/s de gas natural) y genera electricidad en corriente continua, la cual se llevará a un inversor para convertirla en corriente alterna y verterla a la red, generando beneficio económico. Además de electricidad, la pila también generará energía térmica, la cual será llevada a la turbina reduciendo el consumo de combustible en la cámara de combustión. Se ha diseñado el sistema SOFC+TG para que el caudal de combustible total sea el mismo en ambos Modelos, es decir, 0,64 kg/s, solo que en el Modelo B una parte del combustible lo aporta la pila (0,23 kg/s), reduciendo el consumo de gas natural en la turbina. El resto de la instalación sigue el mismo funcionamiento que el Modelo A. Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia 45 Figura 5.6. Layout de la instalación para el Modelo B Caso Práctico 46 5.5.2 Elección de la Pila SOFC Tras revisar el catálogo de productos de diversos fabricantes de pilas de combustible (Mitsubishi, Doosan, Ceres Power, Bloom Energy) se ha seleccionado la pila SureSource 1500 (1,4MW) de la compañía estadounidense FuelCell Energy (Figura 5.7), que ofrece unas prestaciones similares a los requisitos de la instalación del Modelo B. Se trata de una pila con bajas emisiones, funcionamiento silencioso y requisitos mínimos de espacio, siendo adecuada para ubicaciones donde se suelan emplear tecnologías convencionales de generación de energía. Esta solución es ideal para la generación de energía in situ para grandes instalaciones que requieren energía continua y vapor de alta calidad para la calefacción de instalaciones y/o la refrigeración por absorción (instalaciones industriales, hospitales, universidades y plantas de tratamiento de aguas residuales…) [22]. 5.5.3 Resultados SOFC + Turbina de Gas Tal y como se hizo en el caso del Modelo A, partimos de los siguientes datos de entrada de la turbina: Tabla 9. Datos de entrada de la Turbina de Gas para el Modelo B Dato de entrada Valor Unidad T01 293 K p01 1 bar Pérdida de carga a la entrada 0,01 bar Pérdida de carga en la CC 4 % Relación de compresión 9 Temperatura entrada turbina 1233 K Potencia efectiva 7000 kW Rendimiento interno compresor 87 % Rendimiento interno turbina 89 % Rendimiento interno CC 92 % Rendimiento mecánico del eje 98 % PCI Gas Natural 43200 kJ/kg Figura 5.7. Pila SOFC SureSource 1500 (FuelCell Energy) [22] Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia 47 De ellos obtenemos: Tabla 10. Resultados de la Turbina de Gas para el Modelo B Variable de salida Valor Unidad T02s 593,55 K T02 577,14 K Wc 290,59 kJ/kg p01 0,99 bar p02 8,91 bar p03 8,29 bar F 0,022 T04s 727,81 K T04 783,38 K Wt 516,17 kJ/kg ṁa 28,95 kg/s ṁf 0,64 kg/s We 241,8 kJ/kg Wi 246,73 kJ/kg ηt 28 % ηg 25 % 5.5.4 Resultados Cogeneración SOFC + Turbina de Gas Partiendo de los siguientes datos iniciales para la planta: Tabla 11. Datos de entrada de la instalación de Cogeneración para el Modelo B Dato de entrada Valor Unidad Potencia eléctrica nominal 2950 kWe Tensión de interconexión 0,4 kV Temperatura anual media 15,4 °C Disponibilidad de cogeneración 98 % Horas funcionamiento fábrica 4500 h/año Horas funcionamiento cogeneración 4410 h/año Tiempo operación P1 50 % Demanda de vapor P1 25 t/h Tiempo operación P2 50 % Demanda de vapor P2 25 t/h Entalpía vapor saturado 2783,74 kJ/kg Rendimiento interno turbina 90 % Retorno de condensados 85 % Caso Práctico 48 Temperatura de condensados 95 °C Entalpía de condensados 398,09 kJ/kg Los resultados obtenidos son: Tabla 12. Resultados de la instalación de Cogeneración para el Modelo B Variable de salida Valor Unidad Combustible total (F) 121590 MWh/año Electricidad generada (E) 24154,6 MWhe/año Calor útil (H) 77077,5 MWht/año Rendimiento eléctrico equivalente (REE) 67 % Rendimiento global (ηg) 83 % CHP Hη 63 % CHP Eη 19 % Ahorro energía primaria (PES) 9 % 5.6 Comparativa energética Los principales parámetros energéticos de ambos modelos son los siguientes: Tabla 13. Comparativa energética de resultados obtenidos Parámetro Modelo A (TG) Modelo B (SOFC+TG) Rendimiento eléctrico equivalente (REE) 59,2% 67% Rendimiento global (ηg) 80,4% 83% Ahorro energía primaria 6% 9% Consumo combustible 0,64 kg/s 0,64 kg/s Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia 49 Figura 5.8. Gráfica comparativa del REE Figura 5.9. Gráfica comparativa del rendimiento global Figura 5.10. Gráfica comparativa del ahorro de energía primaria A la vista de los resultados, observamos que el resultado de aplicar la tecnología de la pila SOFC a un sistema de cogeneración es técnicamente ventajosa, pues mejora tanto su REE como el rendimiento global. A pesar de que en ninguo de los modelos se llega al 10% de ahorro de energía primaria exigido por el IDAE para recibir la subvención por cogeneración de alta eficiencia, se comprueba que el Modelo B se queda más cerca de este valor (9%) que el Modelo A, lo cual deja abierta la posibilidad de que, con una pequeña optimización del Modelo, se pueda alcanzar dicho objetivo. 55,00% 60,00% 65,00% 70,00% Modelo A (TG) Modelo B (SOFC+TG) Rendimiento eléctrico equivalente (REE) 78,00% 80,00% 82,00% 84,00% Modelo A (TG) Modelo B (SOFC+TG) Rendimiento global (ηg) 0% 2% 4% 6% 8% 10% Modelo A (TG) Modelo B (SOFC+TG) Ahorro energía primaria Caso Práctico 50 Aunque en este trabajo no se ha cuantificado, una instalación que integre una pila de combustible tiene evidentes ventajas medioambientales, pues disminuirá las emisiones a la atmósfera de CO2 y otros gases contaminantes. 5.7 Estudio económico 5.7.1 Base teórica y parámetros de estudio El estudio económico es imprescindible a la hora de estudiar la viabilidad de la implantación de una planta de cogeneración. La rentabilidad de una instalación de cogeneración depende fundamentalmente de dos factores: - El aprovechamiento de energía térmica de la instalación. Esto es, si la instalación industrial que demanda la energía térmica que produce la planta de cogeneración, puede utilizarla de forma rentable. - Los costes de electricidad y/o incentivos adicionales. Es necesario analizar los costes eléctricos, hacer una proyección de los incrementos futuros, y analizar la posibilidad de recibir incentivos adicionales. Para determinar si la solución propuesta es económicamente viable, los costos de energía sin cogeneración deben compararse con los costos de inversión, operación y mantenimiento de la planta de CHP. Además, es necesario analizar los incentivos que pueda establecer la legislación. Partimos de las siguientes hipótesis iniciales para realizar el estudio económico: • La vida útil de la planta es la vida útil regulatoria (25 años). • No considerada desconexión completa de la red. • Reducción de la potencia contratada. • Precio del combustible y energía eléctrica variables (debido a inflación). • Costes de mantenimiento variables (inflación). • No se han considerado subvenciones a la inversión inicial ni en fase de O&M. • No se considera aportación de capital propio, todo lo necesario es financiación externa a través de un préstamo bancario. • La amortización de los equipos es constante (a 15 años). • Cálculo de las cuotas del préstamo por sistema francés. A. Estimación de la inversión inicial (CAPEX) En estos costes iniciales se incluye la compra de los equipos, elaboración del proyecto y la construcción de la planta. • Turbina y grupo generador: potencia, combustibles alternativos, voltaje del generador, métodos de control de emisiones de la turbina, nivel de ruidos. • Pila SOFC e inversores. • Sistema para la captación y evacuación de la energía térmica: medio (vapor, agua fría o agua caliente), calidad de la energía térmica (presión y temperatura), niveles de presión y temperatura requeridos, sistema de tratamiento de agua. • Post combustión: capacidad térmica alternativa, combustible alternativo. • Chimenea y sistema de escape de gases: temperatura de los gases de escape, chimenea simple o múltiple para varios motores en paralelo, control de emisiones, válvulas de by-pass. • Suministro de combustible: interconexión con el sistema de suministro de combustible, capacidad de almacenamiento, medida del combustible, necesidad de un compresor para el combustible gaseoso (si Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia 51 la presión de suministro no es suficiente). • Sistema de control automático: características del sistema de control, requerimientos para la operación automática, interconexión con la red del usuario. • Interconexión con la red eléctrica: línea de conexión, conexión de una o dos vías, seguridad y equipos de medida. • Tuberías: conexión con los circuitos de agua, vapor o gas comprimido. • Ventilación y sistemas de combustión: conductor, filtros y equipo de atenuación de ruido. • Transporte de los equipos e impuestos. Costes de instalación: • Permisos de instalación. • Adquisición de terrenos y preparación. • Obra civil. • Instalación de equipos. • Documentación exigida. Costes de proyecto: aquí se sitúan los costes asociados al análisis de viabilidad, planificación y desarrollo del proyecto, que se sitúa entre el 15 y 30 por ciento del coste del equipamiento y construcción. • Diseño de Ingeniería / Arquitectura / Obras públicas. • Dirección de obra. • Estudios medioambientales y coste de licencias. • Servicios especiales de consultoría e inspecciones. • Costes financieros Para evaluar los costes iniciales de la inversión, se tomará como referencia la siguiente tabla: Figura 5.11. Desglose de costes iniciales de referencia [19] B. Costes de operación y mantenimiento (OPEX) Los costes de operación y mantenimiento se pueden desglosar como: • Combustible. Frecuentemente es el mayor coste de explotación, que puede alcanzar el 80% del coste Caso Práctico 58 Resto O&M 193.309 195.242 197.194 199.166 201.158 Amortización equipos 508.333 508.333 508.333 508.333 508.333 Cuota préstamo - - - - - Beneficio antes de Impuestos (BAI) 3.128.308 3.116.133 3.103.837 3.091.417 3.078.873 Impuestos 938.493 934.840 931.151 927.425 923.662 Beneficio Neto (BN) 2.189.816 2.181.293 2.172.686 2.163.992 2.155.211 Amortización 508.333 508.333 508.333 508.333 508.333 Cash Flow 2.698.149 2.689.627 2.681.019 2.672.325 2.663.545 16 17 18 19 20 Venta electricidad 502.491 507.515 512.591 517.717 522.894 Ahorro energía consumida 3.800.000 3.800.000 3.800.000 3.800.000 3.800.000 Ahorro energía térmica 1.054.134 1.054.134 1.054.134 1.054.134 1.054.134 Combustible 1.335.114 1.348.465 1.361.950 1.375.570 1.389.325 Mantenimiento 243.803 246.242 248.704 251.191 253.703 Resto O&M 203.170 205.201 207.253 209.326 211.419 Amortización equipos - - - - - Cuota préstamo - - - - - Beneficio antes de Impuestos (BAI) 3.574.537 3.561.741 3.548.817 3.535.764 3.522.581 Impuestos 1.072.361 1.068.522 1.064.645 1.060.729 1.056.774 Beneficio Neto (BN) 2.502.176 2.493.219 2.484.172 2.475.035 2.465.806 Amortización - - - - - Cash Flow 2.502.176 2.493.219 2.484.172 2.475.035 2.465.806 21 22 23 24 25 Venta electricidad 528.123 533.404 538.738 544.125 549.567 Ahorro energía consumida 3.800.000 3.800.000 3.800.000 3.800.000 3.800.000 Ahorro energía térmica 1.054.134 1.054.134 1.054.134 1.054.134 1.054.134 Combustible 1.403.219 1.417.251 1.431.423 1.445.737 1.460.195 Mantenimiento 256.240 258.802 261.390 264.004 266.644 Resto O&M 213.533 215.669 217.825 220.004 222.204 Amortización equipos - - - - - Cuota préstamo - - - - - Beneficio antes de Impuestos (BAI) 3.509.265 3.495.816 3.482.233 3.468.514 3.454.658 Impuestos 1.052.780 1.048.745 1.044.670 1.040.554 1.036.397 Beneficio Neto (BN) 2.456.486 2.447.071 2.437.563 2.427.960 2.418.261 Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia 59 Amortización - - - - - Cash Flow 2.456.486 2.447.071 2.437.563 2.427.960 2.418.261 5.7.2.5 Análisis de la inversion A partir de los flujos de caja calculamos los parámetros de análisis de la inversión para el Modelo A: Tabla 23. Análisis de la inversión para el Modelo A Parámetro Valor NPV (VAN) 4.982.097 IRR (TIR) 14,26% DPB (Payback) 8 años 5.7.3 Resultados Modelo B. Cogeneración con SOFC + Turbina de Gas 5.7.3.1 Parámetros económicos de partida Para el Modelo B, partimos de los siguientes valores de los parámetros económicos: Tabla 24. Parámetros económicos para el Modelo B Partida Valor Unidad Inversión inicial 15.450.000 € Coste equipos amortizables 10.475.000 € Producción eléctrica total 24.155 MWhe/año Electricidad consumo propio 20.000 MWhe/año Electricidad vendida 4.155 MWhe/año Cuota de potencia 10,000 €/kW mes Precio energía consumida 0,190 €/kWh Precio venta electricidad 0,170 €/kWh Potencia instalación 2.950 kWe Calor útil (H) 77.077 MWht/año PCI combustible 10,83 kWh/Nm3 Consumo combustible 7.666.667 Nm3/año Coste combustible 0,15 €/Nm3 Horas anuales de operación 4.410 horas/año Interés anual préstamo 5 % anual Años préstamo 10 años Importe préstamo 15.450.000 € Comisión préstamo 1 % sobre ppal Impuesto sociedades 30 % anual Inflación en costes mantenimiento 1 % anual Caso Práctico 60 Inflación en coste combustible 1 % anual Inflación en coste electricidad 1 % anual Inflación en precio venta electricidad 1 % anual Período amortización equipos 15 años Ciclo de vida útil de la inversión 25 años Tasa de descuento 10 % anual 5.7.3.2 CAPEX El desglose de la inversión inicial para el Modelo B es: Tabla 25. Desglose del CAPEX para el Modelo B Coste [€] Turbina de gas y generador 3.850.000 Pila SOFC 2.500.000 Inversor 750.000 Caldera de recuperación 2.500.000 Sistemas auxiliares 875.000 Conexión a red 400.000 Instrumentación y control 525.000 Obra civil 750.000 Instalación y puesta en marcha 625.000 Dirección y control de obra 250.000 Ingeniería 1.125.000 Contingencia 1.250.000 Total (I0B) 15.450.000 5.7.3.3 OPEX El desglose de los costes de O&M para el Modelo B es: Tabla 26. Desglose del OPEX para el Modelo B Coste anual [€/año] Combustible 1.150.000 Personal 145.000 Mantenimiento 210.000 Seguros 30.000 Total 1.535.000 Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia 61 Además, se considerará que cada 6 años se instalarán nuevas celdas SOFC con un coste de 1.250.000 €. 5.7.3.4 Flujos de caja del Modelo B En primer lugar, calculamos el préstamo por el sistema francés. El préstamo en el Modelo B se ha calculado igual que en Modelo A, únicamente variando los datos de entrada, que en este caso serán: Tabla 27. Datos de entrada para el cálculo del préstamo del Modelo B Parámetro Valor Unidad Importe préstamo 15450000 € Interés Nominal 5 % Comisión (%) 1 % Número de años 10 Años Calculamos: Tabla 28. Valores de parámetros del préstamo para el Modelo B Parámetro Valor Unidad Término amortizativo (a) 2000845,68 € Pago intereses del primer año (I1) 772500 € Amortización de capital del primer año (A1) 1228345,68 € Y las cuotas anuales a devolver a la entidad bancaria en cada uno de los años de vida del préstamo son las siguientes: Tabla 29. Resultados del préstamo para el Modelo B Parámetro 1 2 3 4 5 At 1228345,68 1289762,97 1354251,12 1421963,67 1493061,86 It 772500,00 711082,72 646594,57 578882,01 507783,83 Cuota año t 2000845,68 2000845,68 2000845,68 2000845,68 2000845,68 Parámetro 6 7 8 9 10 At 1567714,95 1646100,70 1728405,73 1814826,02 1905567,32 It 433130,74 354744,99 272439,95 186019,67 95278,37 Cuota año t 2000845,68 2000845,68 2000845,68 2000845,68 2000845,68 Así pues, el CF para el Modelo B es el siguiente: Caso Práctico 62 Tabla 30. Flujos de caja para el Modelo B 1 2 3 4 5 Venta electricidad 706.282 713.345 720.478 727.683 734.960 Ahorro energía consumida 3.800.000 3.800.000 3.800.000 3.800.000 3.800.000 Ahorro energía térmica 1.067.555 1.067.555 1.067.555 1.067.555 1.067.555 Combustible 1.150.000 1.161.500 1.173.115 1.184.846 1.196.695 Mantenimiento 210.000 212.100 214.221 216.363 218.527 Resto O&M 175.000 176.750 178.518 180.303 182.106 Reposición pila SOFC - - - - - Amortización equipos 698.333 698.333 698.333 698.333 698.333 Cuota préstamo 2.000.846 2.000.846 2.000.846 2.000.846 2.000.846 Beneficio antes de Impuestos (BAI) 1.339.658 1.331.371 1.323.001 1.314.547 1.306.009 Impuestos 401.897 399.411 396.900 394.364 391.803 Beneficio Neto (BN) 937.761 931.960 926.101 920.183 914.206 Amortización 698.333 698.333 698.333 698.333 698.333 Cash Flow 1.636.094 1.630.293 1.624.434 1.618.516 1.612.540 6 7 8 9 10 Venta electricidad 742.309 749.733 757.230 764.802 772.450 Ahorro energía consumida 3.800.000 3.800.000 3.800.000 3.800.000 3.800.000 Ahorro energía térmica 1.067.555 1.067.555 1.067.555 1.067.555 1.067.555 Combustible 1.208.662 1.220.748 1.232.956 1.245.285 1.257.738 Mantenimiento 220.712 222.919 225.148 227.400 229.674 Resto O&M 183.927 185.766 187.624 189.500 191.395 Reposición pila SOFC 1.250.000 - - - - Amortización equipos 698.333 698.333 698.333 698.333 698.333 Cuota préstamo 2.000.846 2.000.846 2.000.846 2.000.846 2.000.846 Beneficio antes de Impuestos (BAI) 47.385 1.288.675 1.279.878 1.270.993 1.262.020 Impuestos 14.216 386.603 383.964 381.298 378.606 Beneficio Neto (BN) 33.170 902.073 895.915 889.695 883.414 Amortización 698.333 698.333 698.333 698.333 698.333 Cash Flow 731.503 1.600.406 1.594.248 1.588.029 1.581.747 11 12 13 14 15 Venta electricidad 780.175 787.976 795.856 803.815 811.853 Ahorro energía consumida 3.800.000 3.800.000 3.800.000 3.800.000 3.800.000 Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia 63 Ahorro energía térmica 1.067.555 1.067.555 1.067.555 1.067.555 1.067.555 Combustible 1.270.315 1.283.019 1.295.849 1.308.807 1.321.895 Mantenimiento 231.971 234.290 236.633 239.000 241.390 Resto O&M 193.309 195.242 197.194 199.166 201.158 Reposición pila SOFC - 1.250.000 - - - Amortización equipos 698.333 698.333 698.333 698.333 698.333 Cuota préstamo - - - - - Beneficio antes de Impuestos (BAI) 3.253.802 1.994.648 3.235.402 3.226.064 3.216.632 Impuestos 976.141 598.394 970.621 967.819 964.990 Beneficio Neto (BN) 2.277.661 1.396.253 2.264.781 2.258.245 2.251.642 Amortización 698.333 698.333 698.333 698.333 698.333 Cash Flow 2.975.995 2.094.587 2.963.115 2.956.578 2.949.976 16 17 18 19 20 Venta electricidad 819.971 828.171 836.453 844.817 853.266 Ahorro energía consumida 3.800.000 3.800.000 3.800.000 3.800.000 3.800.000 Ahorro energía térmica 1.067.555 1.067.555 1.067.555 1.067.555 1.067.555 Combustible 1.335.114 1.348.465 1.361.950 1.375.570 1.389.325 Mantenimiento 243.803 246.242 248.704 251.191 253.703 Resto O&M 203.170 205.201 207.253 209.326 211.419 Reposición pila SOFC - - 1.250.000 - - Amortización equipos - - - - - Cuota préstamo - - - - - Beneficio antes de Impuestos (BAI) 3.905.439 3.895.818 2.636.101 3.876.286 3.866.374 Impuestos 1.171.632 1.168.745 790.830 1.162.886 1.159.912 Beneficio Neto (BN) 2.733.808 2.727.073 1.845.271 2.713.400 2.706.462 Amortización - - - - - Cash Flow 2.733.808 2.727.073 1.845.271 2.713.400 2.706.462 21 22 23 24 25 Venta electricidad 861.798 870.416 879.120 887.912 896.791 Ahorro energía consumida 3.800.000 3.800.000 3.800.000 3.800.000 3.800.000 Ahorro energía térmica 1.067.555 1.067.555 1.067.555 1.067.555 1.067.555 Combustible 1.403.219 1.417.251 1.431.423 1.445.737 1.460.195 Mantenimiento 256.240 258.802 261.390 264.004 266.644 Resto O&M 213.533 215.669 217.825 220.004 222.204 Reposición pila SOFC - - - 1.250.000 - Caso Práctico 64 Amortización equipos - - - - - Cuota préstamo - - - - - Beneficio antes de Impuestos (BAI) 3.856.362 3.846.250 3.836.037 2.575.722 3.815.303 Impuestos 1.156.909 1.153.875 1.150.811 772.717 1.144.591 Beneficio Neto (BN) 2.699.453 2.692.375 2.685.226 1.803.005 2.670.712 Amortización - - - - - Cash Flow 2.699.453 2.692.375 2.685.226 1.803.005 2.670.712 5.7.3.5 Análisis de la inversión A partir de los flujos de caja calculamos los parámetros de análisis de la inversión para el Modelo B: Tabla 31. Análisis de la inversión para el Modelo B Parámetro Valor NPV (VAN) 1.763.947 IRR (TIR) 11.25% DPB (Payback) 11 años 5.8 Comparativa económica Tabla 32. Comparativa económica de resultados obtenidos Parámetro Modelo A (TG) Modelo B (SOFC+TG) Inversión inicial 12.500.000 15.450.000 NPV (VAN) 4.982.097 1.763.947 IRR (TIR) 14,26% 11.25% DPB (Payback) 8 años 11 años Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia 65 Figura 5.13. Gráfica comparativa de la inversión inicial Figura 5.14. Gráfica comparativa del VAN Figura 5.15. Gráfica comparativa de la TIR 0 2.000.000 4.000.000 6.000.000 8.000.000 10.000.000 12.000.000 14.000.000 16.000.000 Modelo A (TG) Modelo B (SOFC+TG) Inversión inicial (€) 0 1.000.000 2.000.000 3.000.000 4.000.000 5.000.000 Modelo A (TG) Modelo B (SOFC+TG) NPV (VAN) 0,00% 2,00% 4,00% 6,00% 8,00% 10,00% 12,00% 14,00% 16,00% Modelo A (TG) Modelo B (SOFC+TG) IRR (TIR) Caso Práctico 66 Figura 5.16. Gráfica comparativa del payback La principal diferencia en relación con la inversión inicial estriba en que el Modelo B es un sistema híbrido que requiere mayor inversión debido a que, aunque la turbina de gas disminuye de tamaño y precio respecto al Modelo A, el coste de la pila SOFC (incluyendo los inversores y otros elementos necesarios para su acoplamiento) es muy elevado. Y, por otro lado, si comparamos los flujos de caja de ambos modelos se puede observar que: • Dado que el rendimiento de la pila es óptimo durante solo 6 años, en el Modelo B se necesita un alto coste de reposición de las baterías 4 veces a lo largo de la vida del proyecto. • Un factor a favor del Modelo B es el aprovechamiento de energía térmica de la pila, y el aumento de venta de electricidad respecto al A, que supone un ingreso anual adicional que no tiene el Modelo A. A la vista de los resultados obtenidos en el análisis energético, parecía esperable que económicamente el Modelo B superara en rentabilidad al A. Sin embargo, al hacer el balance económico se obtiene que tanto el VAN como la TIR del Modelo B son sensiblemente inferiores a las del Modelo A. Es decir, las tasas de retorno y de rentabilidad de la inversión una vez que acoplamos una pila SOFC a una turbina de gas, no solo no aumentan, sino que hacen esta posibilidad menos atractiva. Esto también se ve reflejado en el Payback, ya que se necesitan 3 años más en el Modelo B para recuperar la inversión inicial. 0 2 4 6 8 10 12 Modelo A (TG) Modelo B (SOFC+TG) Payback (años) Integración de la pila de combustible en Sistemas de Producción de Potencia 67 6 CONCLUSIONES ste trabajo ha consistido en el estudio de la viabilidad de la integración de una pila de combustible de hidrógeno en sistemas de producción de potencia convencionales. Para ello, se han modelado dos plantas de cogeneración, a una de las cuales se le ha implementado una pila de combustible tipo SOFC como apoyo a la turbina de gas. Dichas plantas se han diseñado con los componentes habituales de una instalación de cogeneración, tomando como referencia dos instalaciones existentes en cuanto a los valores de los parámetros característicos, como demandas térmica y eléctrica, consumo de combustible, potencia y precio del equipamiento. El resultado del estudio energético realizado muestra que la planta híbrida (Modelo B) presenta mejores valores que la cogeneración simple (Modelo A) en cuanto a rendimiento (tanto global como eléctrico). En el caso del rendimiento global se pasa de un 80,4% en el Modelo A a un 83% en el Modelo B, mientras que en el eléctrico la diferencia es de 8 puntos (de un 59% pasa a un 67%). Otro factor relevante a tener en cuenta es el ahorro de energía primaria, ya que si supera el 10% anual la instalación tiene derecho a recibir una subvención por ser cogeneración de alta eficiencia, y en el Modelo B se queda mucho más cerca de este valor que el Modelo A (9% frente a 6%). Sin embargo, en cuanto a la viabilidad económica de ambos modelos, el sistema convencional, además de necesitar una menor inversión inicial, es el que ofrece las mejores ratios de rentabilidad. Para poner en marcha el Modelo B se necesitan aproximadamente 3 millones de euros más que para el Modelo A (12,5 M€ vs 15,5 M€). El retorno de la inversión (VAN) también es más favorable en el Modelo A, pues se obtiene un flujo de caja 3 veces mayor (5 M€ vs 1,8 M€); con la rentabilidad de las inversiones (medidas a través de la TIR) sucede lo mismo, pasando del 14 al 11%; y, finalmente, en el caso del Modelo A, la inversión se recupera 3 años antes que en el B (8 años vs 11). A la vista de estos resultados, se concluye que, de acuerdo con el estado de la tecnología actual de los sistemas basados en el hidrógeno, si bien existen ventajas técnicas y medioambientales, económicamente no resulta atractivo el apoyo en este tipo de sistemas en plantas de potencia. Sin embargo, para estos modelos se ha considerado el coste y el rendimiento actuales de los equipos implicados, y se debe tener en cuenta que el coste por kilovatio en una pila de combustible está disminuyendo anualmente, con lo que se estima que en un corto-medio plazo, su uso puede llegar a ser económicamente rentable, pudiendo alcanzar aplicaciones mejoradas y competitivas. La disminución del coste está asegurada por el constante crecimiento que van a tener la producción y el desarrollo de pilas de combustible de hidrógeno, ya que es una forma de producción de energía limpia, segura y respetuosa con el medioambiente. Por otro lado, el campo de aplicación de la pila SOFC en la producción de energía es muy amplio, pudiendo acoplarse a multitud de sistemas, y mejorando las prestaciones futuras de estas tecnologías. En definitiva, actualmente la implantación de este tipo de sistemas híbridos en el corto plazo no parece rentable, pero en vista de sus ventajas energéticas y medioambientales respecto a los sistemas de producción de potencia convencionales, así como el constante avance tecnológico, harán factible su viabilidad futura. E D