CAPACITACIÓN PARA LOS ESTADOS MIEMBROS DE LA CURSO

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CAPACITACIÓN PARA LOS ESTADOS MIEMBROS DE LA CURSO CAPEV 2012 CURSO DE CAPACITACIÓN VIRTUAL: ENERGÍA EÓLICA, IMPLEMENTACIÓN DE PROYECTOS APLICANDO SISTEMAS HÍBRIDOS Dr. Oscar Alfredo Jaramillo Salgado Centro de Investigación en Energía. Universidad Nacional Autónoma de México ojs@cie. unam. mx 13 de Agosto 2012

7 Sistemas de energía híbrido eólico-fotovoltaicos G. NOTTON, University of Corsica, France La energía fotovoltaica (PV) ofrece a los consumidores la capacidad de generar electricidad de forma limpia, silenciosa y segura por una conversión directa de energía de la luz solar en electricidad. Este capítulo comienza con una breve presentación de los recursos solares y eólicos, mientras que se presta especial atención a su complementariedad. Después de discutir su diseño, se presenta cada subsistema y se discute el cálculo del costo del k. Wh. Se muestran métodos óptimos para el tamaño del sistema híbrido y por último, se presentan dos estudios de casos para ilustrar los distintos puntos analizados en el capítulo.

Contenido 7. 1 Introducción 7. 2 los recursos energéticos renovables y su potencial 7. 3 Diseño y configuración de un sistema de energía híbrido eólicafotovoltaico 7. 4 Modelización y simulación de un sistema de energía híbrido eólicafotovoltaico 7. 5 Dimensionado y optimización de un sistema de energía híbrido eólica-fotovoltaico 7. 6 Sistema de energía híbrido eólico-fotovoltaico: estudios de caso 7. 7 Las tendencias futuras 7. 8 Conclusiones

7. 1 Introducción Los recursos energéticos solares y el viento varían mucho en el tiempo y no suelen coincidir con la distribución del tiempo de la carga, la fotovoltaica (PV) o sistemas de energía eólica por sí solos deben ser demasiado grandes si cada sistema se utiliza por separado, dando lugar a altos costos de energía eléctrica. La integración de la energía solar y eólica en el mismo sistema atenúa las fluctuaciones en la energía producida, mejorando el rendimiento total del sistema y la fiabilidad, y significativamente reducen el tamaño del almacenamiento necesario. Los sistemas PV-eólicos a menudo incorporan un generador convcnional y un sistema de almacenamiento de energía. Por supuesto, el dimensionamiento de tal sistema es mucho más complicado que el de un sistema de fuente única debido al mayor número de variables y parámetros que deben ser considerados en el diseño óptimo. El diseño de este sistema consiste en la determinación de los valores óptimos para la potencia nominal del aerogenerador, la energía fotovoltaico pico y la capacidad de almacenamiento (y a veces también las características del generador) que cumpla con las condiciones de confiabilidad requeridos para el sistema. En las siguientes secciones se presenta una breve presentación de ambas fuentes de energía solar y eólica, así como de cada subsistema. Además se incluyen ciertas consideraciones del tamaño óptimo de un sistema híbrido.

7. 2 los recursos energéticos renovables y su potencial Actualmente la energía solar y eólica son aceptadas como confiables y ampliamente utilizadas como fuentes de energía renovables. No existe un sistema renovable que pueda llevarse a cabo sin un estudio preciso de los recursos disponibles debido a la alta variabilidad de las dos fuentes. En un sistema de energía eólico-PV, el problema es doblemente importante debido a la presencia de las dos fuentes de energía Jebaraj y Iniyan (2006).

7. 2. 1 El recurso de la energía solar En cualquier sistema de conversión de energía solar, el conocimiento de la radiación solar global es muy importante para el diseño óptimo y la previsión de rendimiento del sistema. La radiación solar llega a la superficie de la Tierra en un espectro de longitudes de onda, desde rayos X a ondas de radio, el Sol irradia como un cuerpo negro a 5777 K, sin embargo, el 99, 9% de la energía emitida es de entre 0, 2 y 8 micras. Cada longitud de onda posee una capacidad distinta disponibilidad y transformación. En los sistemas PV, el rango de longitudes de onda útiles es entre 0, 35 y 1, 1 micras para una célula fotovoltaica de silicio pero, generalmente, la irradiación solar global se mide en su espectro completo para los estudios de sistemas fotovoltaicos (usando un piranómetro o sensor de radiación de silicio). La diferencia observada en los niveles de irradiación espectral entre la parte superior de la atmósfera y la superficie de la Tierra es debido a la absorción que tiene lugar por varios compuestos químicos, tales como O 2, O 3, H 2 O y CO 2, por aerosoles y por dispersión de Rayleigh (fig. 7. 1). Debido a los efectos atmosféricos, la radiación solar en la superficie de la Tierra consta de dos componentes: la radiación solar directa (sin cambio de dirección), y la radiación difusa recibida desde el cielo, cuando un colector solar está inclinado, recibe un tercer componente: el albedo que es la radiación reflejada por el suelo (Fig. 7. 2).

Los componentes de la radiación solar para cielos despejados y nublados se muestra en la figura. 7, 3. La radiación solar global horizontal es la forma más comúnmente medida. Dependiendo del objetivo (ya sea por tamaño, comportamiento de simulation, etc) el tiempo de paso de los datos meteorológicos útiles varía de horas a las medias diarias de datos mensuales. . La irradiación solar sobre superficies no horizontales es mucho menos disponible, y es difícil de modelar, debido al efecto de la anisotropía de la radiación difusa sobre la cúpula del cielo. La conversión de la radiación solar a partir de la horizontal al plano inclinado se realiza mediante el uso de modelos precisos de valores medios mensuales (INES, 2009), mientras que los métodos menos confiables se utilizan para los datos medidos sobre una base horaria (Notton et al. , 2006). Además, los datos solares también se pueden encontrar en la web (NASA, 2009; NREL, 2009; Universidad de Massachusetts Lowell, 2009).

El conocimiento de la posición del sol permite que dos piezas de información útiles que se pueden obtener: la inclinación óptima de los paneles solares y un diagrama de energía solar para el cálculo de sombreado de los módulos fotovoltaicos. La posición solar se calcula a partir de diferentes ángulos, como la declinación, ángulo cenital y el ángulo horario (Iqbal, 1983). La inclinación óptima depende de la latitud, φ, en la distribución estacional de la carga y de las condiciones meteorológicas del lugar. Por largos períodos sin marcadas condiciones climáticas estacionales, la estimación de los efectos de inclinación se basan en cálculos de irradiación directa extraterrestre, con el fin de evitar el uso de un modelo de radiación difusa; en estas condiciones, la inclinación depende de φ , para invierno , φ + 10 ° y para verano φ - 10 °, (Duffie & Beckman, 2006). La figura 7. 4 muestra el impacto del ángulo de inclinación (por Ajaccio, Francia) en la irradiación solar extraterrestre y la tierra.

Es útil para estimar el sombreado con un diagrama solar: La fig. 7. 5 traza la trayectoria aparente del sol en el cielo para una latitud dada, punto por punto, indicando las horas, en la hora solar local actual. Para poner las máscaras o sombras de la trayectoria del sol en el diagrama, la altura y el azimut de algunos puntos importantes se midieron, incluyendo una casa y un árbol, como se muestra en la figura. 7, 5. En este ejemplo, la casa va a dar sombra a la instalación fotovoltaica cuando el sol esté en el mediodía solar el 21 de diciembre. Existen numerosos programas de PV que integran el cálculo de sombreado solar.

7. 2. 2 Viento fuente de energía La energía del viento por unidad de área de sección transversal durante un período de tiempo Dt es: donde el aire densidad ρa = 1, 23 kg m-3 a 15 ° C y al nivel del mar. La temperatura ambiente, presión y humedad del aire influyen en la densidad del aire. Esta energía no puede ser utilizado en su totalidad por una turbina de viento, ya que sólo la energía disponible entre el corte y corte -velocidades es útil. La salida de energía de una turbina eólica se obtiene mediante el acoplamiento de la velocidad del viento y la curva de distribución de probabilidad de la turbina de potencia, como se ve en la fig. 7, 6.

Las funciones de densidad de probabilidad de Weibull son de uso común y ampliamente adoptadas (Celik, 2003; Chang y Tu, 2007; . Ngala et al, 2007; Bagiorgas et al, 2007; . Elamouri y Ben Amar, 2008; Kaldellis, 2008), esta función es un caso especial de la distribución gamma y se caracteriza por su función de probabilidad densidad f (v) y la función de distribución acumulada F(v) en las fórmulas siguientes: donde A es el parámetro de escala (en ms-1), k es el parámetro de forma adimensional y V la velocidad del viento. El método más común para calcular los parámetros de la distribución de Weibull se basa en el uso de la ecuación 7, 4, realizando el cálculo logaritmo dos veces por los dos términos de la ecuación y luego se emplean un método de mínimos cuadrados para calcular los dos coeficientes, A y k (Fig. . 7, 7), que caracterizan el potencial eólico de un emplazamiento.

Dado que las mediciones de viento más disponibles velocidad se realizan cerca del suelo (por lo general a 10 m) es necesario extrapolar el perfil de velocidad del viento dentro de la capa límite atmosférica de la superficie. La extrapolación más común se basa en una ecuación de la velocidad de ley de potencia ampliamente utilizada por los ingenieros dada su simplicidad matemática (Justus et al, 1976; Zoumakis, 1993. ): donde α depende de la topografía y las condiciones climáticas, V y V 0 son las velocidades del viento a una altura z y z 0 respectivamente (tal que z 0 es la altura de referencia).

7. 2. 3 Complementariedad de los recursos renovables El mayor problema para un uso independiente de la energía eólica y energía solar es su discontinuidad: un sistema de energía solar por sí sola no puede proporcionar una fuente continua de energía debido a su baja densidad de energía, el periodo nocturno y durante el invierno, mientras que un sistema de energía eólica no puede satisfacer la demanda de carga constante, debido a las diferentes magnitudes de la velocidad del viento de una hora a otra. En general, las variaciones o fluctuaciones de la energía solar y la generación de energía eólica no coinciden con la distribución del tiempo de demanda de carga sobre una base continua. La naturaleza complementaria de los recursos eólicos y solares en USA fue examinado ya en 1981 por Aspliden (1981), y un estudio más reciente fue realizado por Reichling y analista Gregory Kulacki (2008). Se prestó especial atención a la complementariedad de las fuentes de energía en los sistema eólicos/PV (Aspliden, 1981; Katti y Khedkar, 2007; Gilau & Small, 2008; Mahmoudi et al, 2008; . Reichling y analista Gregory Kulacki, 2008). La variabilidad anual de estas dos fuentes se ilustra en la figura. 7, 8 (para Ersa, Francia).

La combinación de energía solar y eólica en una planta de energía híbrida ayuda a suavizar las variaciones o fluctuaciones de generación. La decisión de utilizar o no, ambos recursos también depende de la carga que debe suministrarse, ya que el objetivo es hacer que el consumo de producción sea equivalente al generado. En realidad, en la mayoría de los casos, es deseable que las dos fuentes sean complementarias. En este estudio, primero se cuantificar esta complementariedad sobre una base mensual, y en segundo lugar sobre una base horaria en un análisis mensual y anual a partir de datos horarios de radiación solar por unidad en un plano horizontal, y con la velocidad medida del viento a 10 m del suelo. No se puede comparar cuantitativamente la energía eólica por unidad de área de sección transversal (Ec. [7, 2]) y la energía solar por unidad de área en un plano horizontal, porque las dos áreas unitarias no se refieren al mismo tipo de superficie. Por lo tanto, en un primer momento, se observó la variación de los dos recursos renovables sobre una base mensual: lo quería ver era que, durante un mes sin sol (en invierno), la energía eólica fue mayor que durante los períodos soleados.

Cuando CC está alrededor de 1, las dos fuentes renovables varían de la misma manera. Para una buena complementariedad, CC debe estar cerca de la UNIDAD. La variabilidad espacial del recurso eólico es mucho mayor que la del recurso solar, por lo tanto: la R más alta, es el potencial renovable más sensible. Por ejemplo, los resultados para dos sitios en Corsos se muestra en la figura. 7. 9: Ersa tiene un buen potencial renovable y los dos recursos son complementarios, en Ajaccio, el recurso solar es casi el mismo de Ersa pero el potencial del viento es bajo y su distribución mensual es similar a la de la energía solar. Es importante ver el comportamiento de estos dos recursos en una escala diaria, ya que juega un papel importante en el tamaño de almacenamiento. La figura 7. 10 muestra la distribución mensual de los dos recursos renovables para Sliven, Bulgaria (con una buena complementariedad, pero el potencial renovable bajo), y Ersa, Francia (con la complementariedad es mala, pero con un buen potencial). Más específicamente, en la figura. 7, 10, R, P y los valores de CC se muestran para dos meses representativos para cada uno de los dos sitios.

Es imposible llegar a una conclusión general acerca de la complementariedad de los dos recursos renovables, debido a que cualquier conclusión depende del sitio y en el período considerado. Por otra parte, para una evaluación más completa, la curva de carga (es decir, la distribución de carga en función del tiempo) se debe tener en cuenta, y una correlación positiva entre la demanda de electricidad y la disponibilidad de la electricidad generada a partir de energía solar y eólica tiene que ser buscada. Tenemos que saber qué sistema de energía entre un sistema fotovoltaico solo, un sistema de energía eólica, o un sistema combinado PVeólico, es el más adecuado para satisfacer la demanda. La influencia de la complementariedad de estas fuentes en el dimensionamiento de un sistema híbrido eólico-fotovoltaico es importante y, a veces, la instalación de un sistema híbrido fotovoltaico-eólico no implicará ningún beneficio como se muestra más adelante.

7. 3 Diseño y configuración de un sistema del de energía híbrido eólicofotovoltaico (PV) El concepto de un sistema de energía híbrido eólico-fotovoltaico se muestra en la fig. 7. 11. En esta configuración general, un generador de motor ha sido añadido. Los sistemas de conversión de energía eólica (WECS) y el sistema fotovoltaico son operados en paralelo con el fin de suministrar energía eléctrica a la carga, y el exceso de energía generada se suministra a las baterías. Para los casos de emergencia, cuando el viento / generación solar y la energía almacenada no son suficiente para alimentar la carga, el generador de motor de respaldo funciona y se utiliza para cargar la batería y/o para suministrar directamente a la carga.

7. 4 Modelización y simulación de un viento-fotovoltaica (PV) del sistema híbrido de energía 7. 4. 1 del sistema PV La siguiente descripción se limita a los módulos solares de silicio cristalino, que representan aproximadamente el 90% de la producción mundial de energía fotovoltaica. Otras tecnologías, como el silicio amorfo, Cd. Te, cobreindio-diseleniuro (CIS) y las células en tándem se han desarrollado, pero su uso en sistemas de energía sigue siendo limitado. El rendimiento del módulo fotovoltaico es muy influidos por las condiciones climáticas, especialmente la radiación solar y la temperatura del módulo PV. La corriente de cortocircuito Isc y el voltaje de circuito abierto Voc son los dos principales parámetros de la curva I-V (Fig. 7. 12). La Isc es casi proporcional a la irradiación solar y Voc aumenta lentamente cuando aumenta la irradiancia solar. Cuando la temperatura aumenta el Voc conduce a una disminución de la energía eléctrica disponible máxima, a pesar de un pequeño aumento de la corriente de cortocircuito Isc. El punto de trabajo de un panel fotovoltaico depende de la característica de carga, cuando la batería está conectada, su voltaje impone el voltaje en el PV.

Un generador fotovoltaico está constituido por Ns módulos en serie y de Np módulos de la y en paralelo, el total de la energía fotovoltaica es la siguiente: donde ηMPPT es la eficiencia MPPT (por lo general alrededor del 95%) y otros ηoth representa pérdidas existentes (la resistencia del cable, desbalance, polvo, etc. ) Nótese que si no se utiliza MPPT, es decir ηMPPT = 1, otro coeficiente debe ser introducido en la ecuación para tener en cuenta que el módulo fotovoltaico no opera en condiciones MPP. La energía fotovoltaica se calcula utilizando la energía y los modelos eléctricos.

El módulo fotovoltaico también se puede modelar usando un circuito eléctrico equivalente (Fig. 7. 14) que consta de una fuente de corriente en paralelo con un diodo (Hecktheuer et al, 2002; . Rosell y Ibáñez, 2006; . Karatepe et al, 2007), o con dos diodos (Eicker, 2003; . Priyanka et al, 2008). Aunque el segundo modelo es más preciso, el primer caso es más frecuente en sel modelado de PV (Underwood et al, 2007; . Soltani y Debbache, 2008. La ecuación de voltaje-corriente es: donde IL es la fotocorriente, I 0 es la correinte de saturación de diodo, q la carga del electrón, A 0 esl factor de idealidad del diodo y K les a constante de Boltzmann. R y Rsh son las resistencias en serie y de derivación, respectivamente. Entonces, PModule = V × I y el punto de máxima potencia se encuentra a partir de (∂ P / ∂ V) = 0.

La ecuación característica del módulo fotovoltaico es una ecuación trascendental que no tiene solución analítica. Suponiendo que un MPPT se utiliza, las fórmulas para calcular el punto óptimo de operación de corriente y voltaje en condiciones arbitrarias, y el uso de parámetros de fácil acceso, tiene las siguientes formas (Lasnier et al, 1988; . Borowy y Salameh, 1996; Ai et al. , 2003): con α 0 y β 0 siendo los coeficientes de temperatura del módulo de corriente y tensión, respectivamente.

En todos estos modelos, la temperatura de la célula θcell aparece influyendo las características I-V y la eficiencia eléctrica del módulo PV. El método más común para determinar θcell consiste en utilizar la temperatura de funcionamiento normal de las células (NOCT) (calculado para una velocidad del viento v = 1 ms-1, una temperatura ambiente θa = 20 ° C y una irradiancia semiesférica Gβ = 800 W m-2 ) dado por fabricantes de módulos fotovoltaicos: Otros métodos para determinar la temperatura de la célula se dan por Jones & Underwood (2001) y Mattei et al. (2006).

Si un módulo fotovoltaico está sombreado, efectos muy dramáticos se producen en su curva potencia-voltaje y, aunque sólo una fracción muy pequeña del módulo o celda esté sombreada, una reducción significativa de potencia se lleva a cabo. Esta sombra parcial puede ocurrir como resultado de las chimeneas, árboles, partes de otros edificios, etc, y se debe prestar especial atención a este problema a fin de evitar una alta reducción de rendimiento del sistema fotovoltaico (Hecktheuer et al, 2002. ; Eicker, 2003; Karatepe et al, 2007). . En la fig. 7, 15, se muestra la influencia de la sombra parcial de una célula en las curvas I-V y P-V. Con sólo el 50% de una célula sombreada (de las 36 células en serie), la potencia se reduce en un 25%, y con el 100% de una célula de la sombra, el poder cae en un 57%. Se debe prestar especial atención a este problema en el diseño de un sistema.

7. 4. 2 Las pequeñas y medianas turbinas eólicas Tres elementos de datos son esenciales para el cálculo de la potencia de salida de un WECS: • La curva de potencia (unión de la transmisión de aerodinámica, mecánica y la eficiencia de conversión) dada por el fabricante; • los datos por hora de velocidad del viento para el sitio de instalación; • La altura de buje. WECS diferentes con la misma potencia nominal puede generar, en el mismo sitio, cantidad muy diferente de energía eléctrica debido a la diferencia de la curva de potencia (Notton et al. , 2008). Esta influencia es aún más importante cuando el almacenamiento está presente debido a que introduce un desfase entre la producción y el consumo. Por lo tanto, el dimensionamiento de un sistema eólico está fuertemente influenciado por el perfil de potencia del aerogenerador (Notton et al. , 2001).

Un inventario de WECS de 0, 2 a 20 k. W disponibles en el mercado europeo se llevó a cabo. La forma de las curvas de potencia varían mucho y la potencia de salida WECS puede alcanzar un valor de 40% mayor que la potencia nominal PWECSrated, definida por el fabricante. Entre las 59 curvas de potencia estudiadas, ocho tipos de WECS fueron seleccionados (ver Fig. 7. 16; . La Potencia de energía eléctrica ha sido dividida por la potencia nomina PWECSrated para una mejor comparación). Tres modelos por lo general utilizados en el sistema híbrido de tamaño también se muestran: el modelo lineal, modelo de Pallabazzer (Pallabazzer, 1995; Underwood et al, 2007). Y el modelo de Chang (Chang y Tu, 2007). Estos modelos no son representativos de WECS pequeñas y medianas y, teniendo en cuenta la importancia de las curvas de potencia en el tamaño del sistema, es preferible utilizar curvas de potencia reales WECS. Para obtener la potencia de salida WECS, la velocidad del viento medida a 10 m debe ser calcula la altura del buje, utilizando la ecuación. [7, 5] y luego se acopla a las curvas de potencia WECS.

7. 4. 3 de la batería de almacenamiento Las baterías de plomo se utilizan generalmente para el almacenamiento de energía en los sistemas híbridos para almacenar el excedente de energía, para regular el voltaje del sistema y para suministrar la carga en caso de insuficiente radiación solar y/o el viento. Sólo 2 o 3 días de autonomía es necesario para las baterías en sistemas híbridos eólicos-fotovoltaicos, mientras que de 5 a 6 días de autonomía son necesarias en sistemas eólicos o PV por separado (Muselli et al, 1999; . Deshmukh y Deshmukh, 2008). Otros medios de almacenamiento se pueden utilizar, pero las baterías de plomo son de bajo costo, es tecnología libre de mantenimiento y altamente eficiente. El modelado de comportamiento de la batería es muy complejo y varios modelos están disponibles (Zhou et al. , 2008). La capacidad de la batería depende de la profundidad máxima de descarga (DOD), la temperatura y la edad. El estado de una batería de carga (state of charge SOC) se expresa generalmente como porcentaje, de acuerdo con lo siguiente:

donde σ (t) es la tasa horaria de auto-descarga dependiendo del estado de la batería, pero a menudo tomada constante en aproximadamente 0, 02% (Yang et al. , 2007). Cbat es la capacidad nominal de la batería (Ah). La eficiencia de carga SOC y la corriente de carga tienen un valor entre 0, 65 y 0, 85 (Yang et al, 2007; . Diaf et al, 2008 a) y la eficiencia de descarga generalmente se toma igual a 1 (Ai et al, 2003; . Diaf et al, 2008 a). . Para el DOD, fenómenos como la sulfatación, la congelación o estratificación se producen en la batería y reducen su vida útil, por lo general, el DOD se toma entre el 50 y el 80%. Ibat = P/Vbat (t) se calcula a partir de un balance energético entre la potencia de entrada (eólica + fotovoltaica) y la potencia de salida (carga) y depende de la configuración del sistema híbrido. El Vbat (t) se puede calcular por modelos simples o complejos (Ai et al, 2003; . Yang et al, 2007; . . Zhou et al, 2008) y el uso de parámetros en función de SOC. En una primera aproximación, Vbat (t) se puede tomar como constante. La influencia de la temperatura en la capacidad nominal de la batería y el voltaje a veces se toma en cuenta (Ai et al, 2003; . Zhou et al, 2008; . . Diaf et al, 2008 a).

7. 4. 4 DC / AC y AC / DC convertidores En un sistema híbrido eólico-PV, varios convertidores eléctricos se pueden utilizar: • convertidores DC / AC o inversores para suministrar carga de corriente alterna (entre el regulador de carga y la carga); • convertidores AC / DC o de resrectificador, después de la turbina eólica o de motor-generador. El uso de inversores tiene tres desventajas: un alto costo, dependiendo de la calidad de la señal de salida (cuadrado, pseudo-seno o seno); una disminución en el rendimiento general del sistema (la eficiencia del inversor es función de la relación de carga y auto consumo); y un riesgo de fallo. Si el rendimiento del inversor independiente llega a 87 -95% a los dos tercios de su capacidad nominal, su eficiencia disminuye bruscamente cuando la fuente de alimentación cae por debajo de este valor y puede alcanzar valores por debajo del 50% con una carga muy pequeña. Un inversor necesita un cierta potencia para funcionar, por lo que la eficiencia será baja al ejecutar cargas muy bajas. En un hogar típico, hay muchas horas del día en que la carga eléctrica es muy baja. Una solución consiste en utilizar tantos inversores como cargas de CA, por lo que cada convertidor tiene un mayor rendimiento, aumentar la fiabilidad general del sistema, pero con un incremento significativo del coste del sistema.

La mejor solución, en opinión de muchos autores es el sistema mixto, en que el sistema híbrido se divide en dos subsistemas, uno de DC para la iluminación, la radio y la televisión, por ejemplo, y una toma de CA para otro equipo, de esta manera el inversor se activará sólo cuando una carga de CA así lo requiere. En consecuencia, puede verse que dimensionar correctamente un inversor para su propósito deseado es importante (Tsagas, 2002): si es demasiado pequeño, no habrá suficiente energía; exigiendo más de su límite y se apagará, y si es de gran tamaño, será mucho menos eficiente (debido a pérdidas de energía) y la más costosa de comprar y operar. Por otra parte, algunos inversores operan sin interrupción, incluso si no tienen carga eléctrica por suministrar, y por lo tanto tienen un efecto significativo de autoconsumo.

La elección de la señal eléctrica (cuadrada, pseudo-senoidal o senoidal), producida por un inversor depende del tipo de los aparatos conectados, pero se tienen os aumentos en los precios del inversor con la calidad de la señal y su rendimiento, y así puede aumentar hasta cuatro veces para la misma potencia nominal. En la mayoría de las publicaciones, la eficiencia del iversor se toma como una constante e igual a 90 -95%, lo que a veces es alta en comparación con los datos comerciales, pero, en realidad, varía con la carga. Cuando la carga es fluctuante, es deseable utilizar la curva de eficiencia del inversor frente a la corriente en cualquier modelado. Si la turbina eólica tiene una salida de CA, el uso de un rectificador es necesaria para cargar la batería. Si un generador auxiliar se usa, un rectificador debe estar conectado. La eficiencia del rectificación depende del tipo de corriente alterna, el tipo de elementos rectificadores, el tipo de rectificador y el porcentaje de carga de la unidad, como para el inversor. La eficiencia del convertidor AC/DC es generalmente aceptado como algunos puntos porcentuales más baja que la eficiencia del inversor equivalente.

La potencia pico del rectificador para la turbina de viento se calcula a partir de la potencia nominal WECS. Para un generador auxiliar sin embargo, su la potencia máxima del rectificadore se calcula de acuerdo a la tasa de carga de la batería de corriente máxima, en alrededror al 20% de la capacidad nominal de la batería (Sandia National Laboratories, 1995; . Yang et al, 2003). A veces, cuando un generador de motor se utiliza, el inversor se sustituye por un inversor-cargador capaz de convertir DC de las baterías a CA para la carga, así como la conversión de CA del generador A DC para cargar las baterías. El cambio de un modo a otro se puede hacer manualmente o con un interruptor de transferencia automática.

7. 4. 5 motor generador auxiliar Un generador auxiliar se utiliza en caso de un periodo largo sin viento o de sol. Sólo se puede cargar las baterías, que es el caso usual, o al mismo tiempo cargar las baterías y la carga de CA directamente. La elección de un generador depende de la naturaleza de la carga. En general, los generadores diesel se utilizan porque son más económicos pero, por otro lado, es difícil encontrar comercialmente generadores diesel con una potencia muy baja y, en ese caso, los generadores de gasolina puede ser utilizado. La velocidad de funcionamiento de un generador diesel es una función del tiempo esperado en funcionamiento; si se utiliza de vez en cuando, para cargar una batería, por ejemplo (en el caso de un sistema híbrido), una unidad de 3000 rpm puede ser suficiente, por un uso más frecuente, se recomienda una velocidad de 1500 rpm. Para determinar la capacidad nominal del motor-generador, dos casos se consideran: • si el generador está conectado directamente a la carga, entonces la capacidad nominal debe ser al menos igual a la demanda de potencia máxima; • si se utiliza sólo como un cargador de batería, entonces la máxima tasa de corriente de carga de la batería es de alrededor del 20% de la capacidad nominal de la batería, y la capacidad nominal del generador es

En la primera configuración, el generador tiene una capacidad nominal mayor que en el segundo caso y, a menudo funciona a carga parcial incluso si se carga la batería simultáneamente y, además, consume más combustible. En la segunda configuración, el generador se elige de tal manera que siempre se ejecuta a plena carga, es decir, con una eficiencia superior. Una relación lineal vincula el consumo de combustible QV y la energía producida PEG (Fig. 7. 17). El consumo de combustible sin carga de un generador de motor pequeño puede ser una fracción alta del consumo Q 0 v a plena carga de combustible (25 -40%) (Notton et al, 1996; . Kaldellis, 2007). Así, la eficiencia del generador es mayor con carga elevada que en las cargas parciales y bajas. El consumo de combustible específico Q 0 v depende de varios parámetros que definen la calidad del motor. Varía mucho para baja potencia nominal (<5 k. V A), pero es relativamente constante para potencias elevadas (Calloway, 1986; De L. Musgrove, 1988) (Fig. 7. 17).

El generador de combustible se inicia automáticamente de acuerdo con el estado de la batería de carga, o manualmente por el operador. Los generadores requieren mantenimiento periódico: cambio de aceite, cambios del filtro de aire, de aceite y de combustible. El costo de mantenimiento anual se toma a menudo como proporcional a los costes de inversión (entre 5 y 23%, de acuerdo con la literatura). Esta hipótesis no es aplicable a un sistema híbrido porque el generador no se utiliza continuamente y el tiempo de operación cambia a lo largo del año en un sistema híbrido. El mantenimiento es, entonces, calculado como proporcional al tiempo en funcionamiento o como la suma de los costos fijos y variables relacionados con el tiempo de funcionamiento (Notton et al. , 1998). El cálculo de las horas anuales de operación permite establecer el costo de mantenimiento y operación (O & M) y la vida útil del generador

7. 4. 6 Gestión de la energía y la unidad de control Todos los flujos de energía cruzan por este subsistema esencial que óptimamente maneja el sistema de tal manera que la demanda de carga es continuamente satisficha. Hay varias estrategias operativas comunes (Katti y Khedkar, 2007; Nema et al, 2009) que se pueden emplear en un sistema de generador eólico-fotovoltaica-generador: • la carga es suministrado directamente por la energía fotovoltaica y generadores eólicos, los aerogeneradores proporcionan corriente alterna directamente a la carga o (más frecuentemente) se convierte en corriente continua a través de un rectificador; • si la potencia total generada por los generadores renovables es superior a la demanda, la alimentación adicional se carga en las baterías, cuando el almacenamiento está lleno, esta potencia adicional se pierde o se utiliza para otra aplicación; • si la potencia total generada por generadores de energía renovable es inferior a la demanda, la energía adicional se descarga de las baterías; • si las baterías no pueden suministrar esta energía adicional, la carga eléctrica se apaga y / o un generador de reserva se inicia, el generador de reserva, entonces, sólo se puede cargar las baterías (lo más habitual) o al mismo tiempo cargar la batería y alimentar la carga.

La estrategia de control de la batería determina la eficacia de la carga de la batería y la utilización de la fuente de energía (Zhou et al, 2008; . Nema et al, 2009. ). Se impide tanto sobre-carga y sobre-descarga, ambos de los cuales puede ser perjudicial para la vida de una batería. Si el voltaje de una batería se eleva a la tensión de protección de sobrecarga, en primer lugar el conjunto fotovoltaico está total o parcialmente desconectado, y luego la turbina eólica está desconectada. La carga se desconecta (total o parcialmente) o la energía generada se disipa por una resistencia conectada si la tensión desciende por debajo de la tensión sobre-descarga. La carga es alimentada de nuevo cuando el voltaje alcanza la tensión de conexión. Si un generador de reserva que se utiliza, se inicia cuando el voltaje alcanza el voltaje de salida (más que la tensión sobre-descarga) y se detiene en un umbral de tensión en función de la estrategia utilizada. En algunos sistemas, el controlador de carga es suficiente "inteligente" y más eficiente: además de la tensión, también tiene el SOC, la temperatura y otros parámetros en consideración.

7. 4. 7 Cálculo de costos El costo de k. Wh depende de muchos factores, tanto físicos (configuración, la estrategia, el tamaño del subsistema, la potencia y la energía, la implantación del sitio, el potencial de las energías renovables, etc) y económicos (tasa de inflación y la tasa de descuento). El costo del ciclo de vida (LCC) es la suma del costo de instalación inicial (material e instalación), los costos de operación y mantenimiento, costos de reemplazo y los costos de combustible, si un generador auxiliar está presente (ver fig. 7. 18). En adición a todos estos costos en conjunto, cualquiera de ellos que se producen después del día de instalación debe ser actualizado, es decir, todos los costos deben expresarse en su valor actual. Sólo alguna información se da aquí y, para una explicación más detallada, se recomienda acudir a la literatura (ver Notton et al, 1998; . Kaldellis y Kavadias, 2007; Kaldellis et al, 2007; . . Diaf et al, 2008 a). El coste de material se da a menudo por la unidad de potencia o energía, y la literatura ofrece una amplia gama de supuestos para la estimación de los costes de hardware (Notton et al, 1998; . . Diaf et al, 2008 a). El precio específico de cada subsistema (campo fotovoltaico, aerogeneradores, baterías, transformadores eléctricos, etc) depende del tamaño del subsistema y se expresa generalmente por una ley de potencias (Kaldellis y Kavadias, 2007; . Kaldellis et al, 2007 , Diaf et al. , 2008 b).

La figura 7. 19 muestra la influencia del tamaño sobre los costos específicos de pequeñas turbinas de viento, baterías, generadores de motores e inversores de los datos recogidos en el mercado francés. Formulaciones generales para la estimación de los precios específicos se dan en las referencias (ver Notton et al, 1998; . Kaldellis y Kavadias, 2007; Kaldellis et al, 2007; . . Diaf et al, 2008 a). La instalación se estima a menudo como un porcentaje de los costes de material (Notton et al, 1998; . . Diaf et al, 2008 b). La literatura da una gama muy amplia de porcentajes de PV y los costos de hardware del subsistema de viento, que van desde 15% a 50%, con el valor promedio de alrededor de 25%. Los costos de hardware e instalación constituyen los costos de inversión. El costo anual de O & M, CO&M, 0, generalmente se calcula como un porcentaje del costo de la inversión, o como un costo con una mezcla de partes fijas y variables (la parte variable de alrededor de 1% por año para PV y un 3% anual para el viento). Para un motor de combustible, los costos de operación y mantenimiento dependerán en parte de el tiempo de ejecución anual (Notton et al, 1998; . Kaldellis y Kavadias, 2007).

El costo total de un sistema híbrido es, pues, la suma de los costos de inversión, costos de reemplazo, costos de operación y mantenimiento y los costos de combustible. El costo de generación de electricidad CKWh (€/k. Wh), es el costo total de la instalación durante el período de servicio de L años, CTOT, Sist, dividido por la generación total de energía durante el mismo período, Eprod, teniendo en cuenta la tasa escalada media anual, gelec, del precio de la electricidad producida: La vida útil de un sistema híbrido eólico-fotovoltaico se considera a menudo de 25 años, pero inversores, baterías y reguladores tienen una vida útil más corta y debe ser cambiados varias veces, por lo que un costo de reposición también deben tenerse en cuenta. Para calcular este coste, el tiempo de vida de cada dispositivo debe ser conocido, algo que no siempre es fácil de calcular, en particular para la batería debido a que su vida útil depende del régimen de carga-descarga.

7. 5 Dimensionamiento y optimización de un sistema de energía híbrido eólico-fotovoltaico 7. 5. 1 Metodología Durante el funcionamiento del sistema de eólico-PV descrito en la Sección 7. 3, dos situaciones puede ocurrir. En primer lugar, si la demanda de energía por hora EL(t)/ηinv es menor que la suma de las energías de salida por hora del generador de viento ηrect x EWT (t) y fotovoltaico EPV (t). En este caso, el excedente de energía [EL (t)/ηinv] - ηrect. EWT (t) - EPV (t) se almacena a través del controlador de carga en la batería. El nuevo SOC se calcula usando la ecuación. [7, 17]. Si el SOC alcanza el 100%, la energía residual generalmente se pierde o se remitió a las cargas de baja prioridad. En segundo lugar, si la demanda de energía por hora EL (t) / ηinv es mayor que la potencia de salida de energía del sistema renovable [ηrect. EWT (t) + EPV (t)]. El déficit energético [EL (t) / ηinv] - ηrect. EWT (t) - EPV (t) está cubierto por las baterias si SOC (t)> (1 - DOD), y el SOC se calcula utilizando la ecuación. [7, 18]. Si la energía almacenada en las baterías es insuficiente para satisfacer los requisitos de carga de energía para t horas, hay dos posibilidades:

1 Si no hay ningún generador de combustible auxiliar conectado, un déficit de energía LPS (t) (carga de energía no suministrada durante el intervalo de tiempo [t - 1, t]) se crea: 2 Si un generador auxiliar está conectado, se inicia y se detiene cuando la batería alcanza un determinado umbral de SOC (a menudo 100%).

Dos conceptos de confiabilidad se utilizan en el dimensionamiento de un sistema híbrido (Ai et al, 2003; Yang et al, 2007. ). : • La probabilidad de pérdida de carga (LLP o LOLP): un concepto temporal, definido como el período de tiempo a falla de energía Tf dividido por el tiempo total de trabajo T del sistema híbrido; • la probabilidad de pérdida de fuente de alimentación (LPSP): un concepto de energía que se define como la relación de déficit de potencia LPS (t) a la suma de la carga de demanda EL (t) durante el mismo período: En LLPS o LLP igual a cero significa que la carga está siempre satisfecha; un LLPS o LLP igual a 1 significa que la carga nunca se suministra. En el caso 2, LLPS es siempre cero, ya que, en caso de fallo del sistema, el generador auxiliar se ha iniciado, y sólo aumenta el consumo del tiempo de funcionamiento y de combustible. Un diagrama de flujo sintetizar la metodología y la entrada de diversos parámetros de salida se muestra en la fig. 7, 20.

$7. 5. 2 El exceso de energía, la fracción de energía solar y la$

7. 5. 2 El exceso de energía, la fracción de energía solar y la producción bruta Energía desperdiciada (no empleada ) o el exceso de energía EEXC es la energía sobrante genera por un convertidor de energía renovables (paneles fotovoltaicos y turbinas eólicas), ya que la capacidad de la batería se encuentra en su nivel más alto (SOC = 1) y la carga no requiere que toda la electricidad producida. Este exceso de energía también puede haber sido producidos y disipada en una resistencia o enviado hacia otra carga pero no se utilizan para la carga principal. A menudo, un parámetro adimensional se utiliza dividiendo el exceso de energía por la energía total producida, y permitiendo así que una parte de la energía producida pero no utilizados por el sistema que se conoce (como una fracción o porcentaje).

$El rendimiento de los sistemas de energía renovable puede ser caracterizada por la fracción$

El rendimiento de los sistemas de energía renovable puede ser caracterizada por la fracción de las fuentes de energía renovable (RESF), a menudo se llama fracción solar, porque la energía eólica proviene del sol, que es la fracción de energía que se produce o proveniente de una fuente renovable (RESF = 1 si ningún motor de combustible se utiliza). En general, el exceso de energía no se toma en cuenta al calcular RESF, definida por: con EAUX siendo la energía del generador de auxiliar (este parámetro sólo se utiliza cuando existe un generador auxiliar). Otro parámetro que caracteriza el rendimiento del sistema es la producción bruta, PRG, procedente de una fuente de energía solar (PV + viento) en unidades de energía de carga (EL), definida por:

7. 5. 3 Optimización de dimensionamiento El dimensionamiento óptimo generalmente se calcula sobre una base horaria, para tener en cuenta en la distribución temporal de la carga y las fuentes de energía. Para hacer frente a una carga de energía con un valor dado LLPS, varias configuraciones del sistema híbrido son posibles. Algunas configuraciones no son técnicamente viables (de almacenamiento muy grande, la incompatibilidad entre la potencia del generador y el tamaño de almacenamiento, etc. ) El sistema optimizado debe cumplir con la demanda de energía con costos mínimos, con el uso mínimo de combustible, o con el mínimo período de amortización (una comparación de la energía producida con el contenido de energía de todo el sistema). Nema et al. (2009) escribe que las diversas técnicas de optimización se utilizan en la literatura para calcular el diseño óptimo de sistemas híbridos, tales como programación lineal, un enfoque probabilístico, técnicas iterativas, programación dinámica y multi-objetivo de algoritmos genéticos. La evaluación del costo del sistema eólico/PV que utiliza métodos de costeo en el ciclo de vida anualizado es un paso importante en el tamaño del sistema y, de hecho, a menudo es el principal criterio de optimización utilizado en la literatura. Utilizando presupuestados optimizados del sistemas aumenta el atractivo económico de estos y su aceptación por parte de los usuarios.

7. 6 Sistema de energía híbrido eólico-fotovoltaico: estudios de caso La figura 7. 21 presenta una carga eléctrica de CA para un hogar. Los sistemas híbridos eólicos-PV (sin un generador auxiliar) se encuentran en lugares distantes, a unos 130 km de distancia: en Ajaccio (un sitio no con mucho viento con una velocidad de viento promedio anual de 3, 5 m/s), y en Ersa (un sitio de mucho viento , con una velocidad media anual del viento de 7, 11 m/s). El potencial de energía renovable de estos dos sitios se muestra en la fig. 7. 9, el potencial solar es casi igual, pero el potencial eólico es muy diferente. El sistema de híbrido eólico-PV fue dimensionado para satisfacer la carga con un LLPS iguale a cero, es decir, toda la carga se cumplen sin interrupción. Para cada configuración (generador fotovoltaico de potencia máxima, turbina eólica de potencia nominal, capacidad de la batería) el costo de generación de electricidad Ck. Wh (€ / k. Wh) fue calculado utilizando las hipótesis presentadas en la Sección 7. 4. 6.

La figura 7. 22 muestra el subsistema de energía fotovoltaica y eólica tamaños subsistema turbina (en el eje izquierdo) y los correspondientes costos nivelados k. W h (en el eje derecho), por varias baterías con tamaños de almacenamiento diferentes (de 2 a 5 días de almacenamiento). Para Ajaccio, un sitio no-ventoso, la "mejor" configuración encontrada es de 3 días de almacenamiento, mientras que para Ersa, la "mejor" configuración es por sólo 2 días de almacenamiento. Las configuraciones óptimas para un sistema híbrido eólico-fotovoltaica, para la energía fotovoltaica sola y eólica por sí sola, se dan en la Tabla 7. 1. El tamaño de la batería disminuye cuando un sistema híbrido se utiliza, dondequiera que el sitio este, y es una de las principales ventajas de utilizar sistemas híbridos porque el banco de baterías representa un alto porcentaje del total de costos nivelado de generación. Kaldellis et al. (2006) obtuvieron las mismas conclusiones que muestran que la introducción de paneles fotovoltaicos en un sistema de energía eólica reduce considerablemente las dimensiones completas de instalación y reduce los costes operativos correspondientes debido a la reducción significativa de la capacidad de la batería impuesta.

Un sistema híbrido eólico-PV es muy adecuado para Ersa en comparación con los otros dos sistemas, y el costo k. Wh se reduce en un 35%. Para Ajaccio, un sistema fotovoltaico solo es más adecuado porque el potencial del viento en ese sitio no es suficiente para la adición de una turbina de viento, y no proporcionaría ningún beneficio a la rentabilidad del sistema de producción, pero se traduciría en un aumento en la complejidad del sistema. Para las configuraciones óptimas del sistema híbrido, la evolución del SOC para un año se representa en la figura. 7. 23. A pesar de que el mínimo SOC alcanzado por los dos sistemas es el mismo, la variación del SOC difiere de un sitio a otro. Como Ai y col. (2003) han dicho, utilizando un sistema híbrido eólico-fotovoltaico aumenta la vida útil de las baterías notablemente en comparación con la utilización de cualquiera de un sistema eólico o una instalación fotovoltaica solo, porque el régimen de carga es más apropiado, la prolongación de la duración de la batería se reduce los costos de la producción de electricidad.

Los valores mensuales de la energía fotovoltaica, la energía eólica, el exceso de energía y la energía de carga se representan en la figura. 7. 24. Si la energía anual producida en cada sitio con el correspondiente optimizado del sistema híbrido eólico-PV son muy similares, la distribución mensual de estas energías es muy diferente. La variación mensual es más pronunciada en Ajaccio que para Ersa debido a una mayor complementariedad de los dos recursos renovables, como se ve en la Sección 7. 2. 3. Así, la rentabilidad de dicho sistema híbrido está ligado en gran medida a las características de los recursos solares y el viento. El exceso de energía anual representa aproximadamente el 55% del total de energía eléctrica renovable para los dos estudios de casos, pero sus cambios mensuales de distribución: para el Ajaccio, entre el 23% en diciembre a 70% en julio, por Ersa, entre el 44% en diciembre a 61% en de junio. La producción bruta (PRG) varía entre 1, 48 a 3, 98 para el Ajaccio y entre 2, 15 a 3, 02 para la Ersa dependiendo del mes, con un promedio anual de alrededor de 2. 5 -2. 7. Por lo tanto, sobre una base anual, un optimizado del sistema híbrido produce energía 2, 5 veces más que la energía de carga y el 55% de la energía producida tanto por el aerogenerador y los paneles fotovoltaicos se pierde, debido a la necesidad de llegar a un LLPS igual a cero (que da total autonomía).

Este elemento importante del exceso de energía está relacionada con la utilización de dos fuentes de energía estocástica y la necesidad de satisfacer la carga en todo momento. Se ha demostrado que el aumento de los LLPS reduce en gran medida el exceso de energía (Notton et al. , 1996, 2001), la mejora de las prestaciones del sistema. La adición de una fuente auxiliar como un generador de motor permite alcanzar autonomía total sin aumentar el exceso de energía y con una reducción en el tamaño de los otros componentes, que a su vez induce una reducción del coste de k. Wh. Estos resultados demuestran la importancia de un minucioso estudio preliminar del potencial de energía solar y eólica, y su complementariedad; las características de los recursos renovables (tanto en su energía y su distribución temporal), la fuerte influencia del tamaño, el SOC y la distribución de energía.

7. 7 Las tendencias futuras Diversos proyectos de investigación y las mejoras relacionadas con sistemas híbridos PV-viento ya están en marcha o se debe realizar antes, incluyendo las siguientes: • Nuevos métodos de control que utilizan la inteligencia artificial y otros sistemas expertos para gestionar el control de flujo de energía. Estos métodos avanzados mejorarán las prestaciones de estos sistemas y la calidad de la electricidad suministrada. • Las nuevas tecnologías de baterías, que son más fiables y han reducido las necesidades de mantenimiento, han sido desarrollados para otras aplicaciones que se están aplicando en los sistemas de energía híbridos. Otros medios de almacenamiento también se encuentran en desarrollo, como las pilas de combustible, volantas o hidro-bombeo. • La reducción del costo del k. Wh, lo que puede lograrse mediante la disminución del coste de fabricación de diversos componentes (en particular de las células fotovoltaicas), o por el desarrollo de procedimientos de optimización y mejoradas en el diseño de sistemas eólico-PV • El diseño y desarrollo de herramientas de software para la pre-factibilidad, el tamaño, la simulación y la investigación en arquitectura abierta, específicamente para su aplicación en sistemas híbridos.

7. 8 Conclusiones Utilizando un sistema de energía fotovoltaica-eólica reduce sustancialmente el tamaño del subsistema de producción (turbina de viento o módulos fotovoltaicos) y del almacenamiento requerido, en comparación con un sistema de una sola fuente, siempre que el viento y potencial solar sean adecuados. En consecuencia, un sistema híbrido de energía puede reducir significativamente el total de los costos del ciclo de vida y hacer que la utilización de las fuentes renovables más rentables en comparación con los sistemas convencionales de electricidad. El recurso eólico es más dependiente del sitio que el recurso solar, mientras que el potencial solar puede considerarse idénticos en un área mayor. Por otra parte, el viento es más impredecible que la luz solar directa y su variación más importante. Si la demanda aumenta en un sitio en particular, será más práctico para añadir nuevos módulos fotovoltaicos que otra turbina de viento debido a la instalación de un generador eólico, mientras que la adición de nuevos módulos fotovoltaicos se pueden realizar sin importantes modificaciones a lel diseño del sistema.

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8 Sistemas híbridos de energía eólica-hidrógeno T. TSOUTSOS, Technical University of Crete, Greece El hidrógeno puede ser producido a partir de electricidad de generación eólica por diversos métodos, incluyendo tanto sistemas autónomos como de generación distribuida, así como sistemas que integran la generación de hidrogeneo como respaldo, Las implicaciones futuras en el medio ambiente del potencial a gran escala de la producción eólica de hidrógeno dependerá de la cantidad de hidrógeno que se utiliza, con qué rapidez aumenta su uso, la cantidad de emisiones de combustibles fósiles que se pueden ahorrar, y los pasos que tomamos para controlar las emisiones de hidrógeno.

Contenido 8. 1 Introducción 8. 2 Diseño de sistemas híbridos de energía eólica-hidrógeno con producción por electrólisis 8. 3 Diseño de sistemas de almacenamiento de hidrógeno 8. 4 Optimización de los de sistemas híbridos de energía eólicahidrógeno 8. 5 Evaluación del impacto ambiental de los de sistemas híbridos de energía eólica-hidrógeno 8. 6 Potencial de mercado y las barreras para los de sistemas híbridos de energía eólica-hidrógeno 8. 7 Las tendencias futuras

8. 1 Introducción Ha habido varios estudios sobre el costo del uso de energías renovables para la electrólisis. Sin embargo, existe un potencial para generar hidrógeno relativamente barato mediante energía eólica en general y a un costo muy bajo en las regiones con recursos eólicos suficientes. Este capítulo presenta las tecnologías de electrólisis más comunes (alcalinas, de membrana de intercambio de protones, las células de electrólisis de óxidos sólidos) y el proceso de generación de electricidad electroquímica (con pilas o celdas de combustible). Se presentan temas relativos a sistemas HWH (hybrid wind–hydrogen) sus aplicaciones típicas, y diferentes diseños para los sistemas de almacenamiento de hidrógeno (incluidos los sistemas de almacenamiento de hidrógeno líquido, hidruros de metálicos y nuevos métodos de almacenamiento de hidrógeno). Se describen los pasos principales en el diseño de los HWH autónomos antes de discutir un caso de estudio en la isla griega de Karpathos. SE incluye una evaluación general del impacto ambiental junto con un análisis de la seguridad del hidrógeno. También se presenta una evaluación de las barreras de mercado potenciales y generales para los sistemas HWH y finalmente, se incluye una discusión de los avances tecnológicos y las tendencias futuras.

8. 2. 1 Introducción La división de la molécula de agua en su forma más simple utiliza un paso de corriente eléctrica a través de dos electrodos para romperla en H 2 y O 2. Los electrolizadores comerciales de baja temperatura tienen eficiencias de 56 -73% (70, 1 -53, 4 k. Wh/kg H 2 a 1 atm y 25 ° C) (Holladay et al. , 2009). La tecnología más común es la electrólisis alcalina, pero la electrólisis de membrana de intercambio de protones (PEM protonexchange membrane) y celdas de óxidos sólidos (SOEC solid oxide electrolysis cells) están ahora en fase de desarrollo. Aunque los electrolizadores SOEC son los menos desarrollados, son los más eficientes eléctricamente, pero aún enfrentan retos con la corrosión, sellos, ciclo térmico y la migración de cromo. Los electrolizadores PEM tiene ninguno de los problemas de corrosión y sello que se enfrentan los SOEC, y son más eficientes (aunque más costosos) que los sistemas alcalinos. Los sistemas alcalinos son los más desarrollados, de más bajo l costo de adquisición, pero también los menos eficientes. La energía eólica se puede producir a un costo muy bajo en las regiones con recursos eólicos suficientes. Se puede utilizar para generar hidrógeno en una pequeña o gran escala (Sherif et al. , 2005).

Electrolizadores alcalinos Los electrolizadores alcalinos se componen típicamente de electrodos, un separador microporoso y un electrolito alcalino acuoso de aproximadamente 30 wt% en peso de KOH o Na. OH. En los electrolizadores alcalinos, el material del cátodo más común es el Ni, con un revestimiento catalítico tal como platino (Pt). Para el ánodo, Ni o Cu, recubierta con óxidos metálicos, tales como Mn, W o Ru, se utilizan. En una pila alcalina, el agua se introduce en el cátodo, donde se descompone en hidrógeno y OH-(NAS, 2004). Electrolizador PEM Los electrolizadores PEM utilizan típicamente Pt negro, Ir, Ru y Rh para los catalizadores de electrodos y una membrana de Nafión en la cual no sólo separa los electrodos, sino que también actúa como un separador de gas (NAS, 2004). SOECs reemplaza parcialmente la energía eléctrica necesaria para dividir el agua con energía térmica (Holladay et al. , 2009). El incremento de la temperatura aumentan la eficiencia del electrolizador por la disminución de los sobrepoteniales del ánodo y cátodo, que causan la pérdida de potencia durante la electrólisis.

8. 2. 2 Generación de energía eléctrica electroquímica (pilas de combustible) Las pilas de combustible (FCs) se encuentran entre las tecnologías del hidrógeno más prometedoras. En una FC, el H 2 combina con O 2 sin combustión en una reacción electroquímica (a la inversa de la electrólisis) y produce corriente directa (DC). Hay varios tipos de FC, en función del tipo de electrolito usado (Larminie y Dicks, 2003); • Las células de combustible alcalinas (AFC) usan 85% en peso de KOH como electrolito para el funcionamiento a alta temperatura (250 ° C) y 3550% en peso para la operación temperatura más baja (<120 ° C). • Las celdas combustibles de membrana de intercambio de protones (PEMFC) utilizan un conductor de membrana delgada (~ 30 micras) de polímero como el electrolito. El catalizador es típicamente de Pt con cargas de aproximadamente 0, 3 mg/cm 2. La temperatura de funcionamiento es típicamente entre 60 y 80 ° C. • Las células de combustible de ácido fosfórico (PAFC) el uso del ~ 100% concentrado H 3 PO 4 (orthophosphoric acid or phosphoric acid) como electrolito. La matriz utilizada para retener el ácido es generalmente de Si. C, y el electrocatalizador tanto en el ánodo y el cátodo es Pt. La temperatura de funcionamiento es típicamente entre 150 y 220 ° C.

• Las células de combustible de carbonato fundido (MCFC) tienen el electrolito compuesto de una combinación de carbonatos alcalinos (Li, Na, K), retenidos en una matriz cerámica de Li. Al. O 2. Las temperaturas de funcionamiento son entre 600 y 700 ° C donde los carbonatos forman una sal fundida de alta conductividad, con iones de carbonato proporcionando conducción iónica; catalizadores de metales nobles en consecuencia no se requiere en temperaturas tan altas de funcionamiento. • Las células de combustible de óxido sólido (SOFC) utilizan un oxido metálico sólido no-poroso, generalmente Y 2 O 3 -Zr. O 2 (Itrio-Circonio) estabilizado como electrolito. Estas células operan a 900 -1000 ° C, donde la conducción iónica por iones de oxígeno se lleva a cabo. Se están desarrollando FC de óxido sólido a baja temperatura (600 ° C)

http: //www 1. eere. energy. gov/hydrogenandfuelcells/fc_types. html

Las principales reacciones que tienen lugar en el ánodo y el cátodo de estos FCs se presentan en la Tabla 8. 1. Un FC típico consta de un electrolito, en contacto con dos electrodos porosos. Las reacciones electroquímicas ocurren en la interfaz triple entre el electrodo poroso de electrolito, y reactivos. Bajo temperatura FC (AFC, PEMFC, PAFC) requieren electrocatalizadores nobles para lograr velocidades prácticas de reacción en el ánodo y el cátodo. Alta temperatura FC (MCFC y SOFC) también pueden utilizar CO y CH 4 como combustible.

El potencial reversible de las anteriores reacciones electroquímicas es 1, 229 V (en condiciones estándar, es decir, 25 ° C ya presión atmosférica), que corresponde a la ecuación de la energía libre de Gibbs (Sherif et al, 2005. ): donde: ΔGo = energía libre de Gibbs a 25 ° C y presión atmosférica, n = número de electrones que intervienen en la reacción, F = constante de Faraday y Eo = potencial reversible a 25 ° C y presión atmosférica (V). En general, el potencial reversible es inferior a temperaturas más altas (alcanzando ~ 1, 0 V a 1000 K), y mayores a presiones más altas o más altas concentraciones de los reactivos. Las FCs son típicamente operadas entre 0, 6 y 0, 8 V. Los valores de operación de la FC (alcalino) están diseñado para funcionar a 0, 86 V y 410 m. A/cm 2. Celdas de combustible PEM tienen las más altas densidades de corriente alcanzables, entre 1 y 2 m. A/cm 2 a 0, 6 V con H 2 y aire a presión. La Figura 8. 1 muestra los principios de funcionamiento de los distintos tipos de pilas de combustible (FC). La eficiencia teórica es la siguiente: donde ΔH = entalpía del hidrógeno.

La eficiencia teórica FC, que se define como una relación entre la electricidad producida y el poder calorífico superior del hidrógeno consumido es 83%. Si se considera el poder calorífico inferior del hidrógeno se tiene una eficiencia del 98%. Dado que el voltaje real de un FC operativa es menor que el potencial reversible, la eficiencia de la FC es siempre inferior a la teórica. Para una FC hidrógeno / oxígeno o hidrógeno / aire con la utilización de combustible 100%, la eficiencia es una función de la tensión de la celda solamente. Para tal FC, la eficiencia en un rango de operación entre 0, 6 y 0, 8 V es entre 48% y 64%.

8. 2. 3 Puntos críticos para los sistemas de hidrógeno del viento A pesar de la electrólisis del agua es una tecnología madura, su uso en conjunción con la energía eólica plantea problemas particulares (Sherif et al, 2005). : • La conexión directa de un electrolizador, con una turbina de viento implica el funcionamiento intermitente, con una potencia muy variable. El problema, especialmente con electrolizadores alcalinos, es que a cargas muy bajas, la velocidad a la que H 2 y O 2 se produce puede ser menor que la velocidad a la que estos gases de permeado a través del electrolito se mezclar entre sí. Esto puede crear condiciones peligrosas en el interior del electrolizador. Los límites de inflamabilidad del hidrógeno en oxígeno son entre el 4, 6% y 93, 9%, pero el apagado automático de electrolizadores se establecen en concentraciones mucho más seguras. • Otro problema relacionado con el funcionamiento con una fuente de potencia altamente variable es la gestión térmica. Un electrolizador necesita tiempo para alcanzar su temperatura normal de funcionamiento, pero debido a la operación intermitente puede operar la mayor parte del tiempo a una temperatura inferior a la nominal, lo que resulta en una menor de eficiencia.

• La eficiencia de un electrolizador es inversamente proporcional a la potencial de la celda, que a su vez está determinada por la densidad de corriente, y que a su vez se corresponde directamente con la tasa de producción de hidrógeno por unidad de área del electrodo activo (la parte del electrodo con electroquímica actividad). Un voltaje más alto se traduciría en una mayor producción de hidrógeno, pero a una menor de eficiencia. Típicamente, el voltaje de la celda se selecciona en alrededor de 2 V, pero un voltaje nominal menor (tan bajo como 1, 6 V) se puede seleccionar si la eficiencia es más importante que el tamaño (y el coste de capital) del electrolizador. • Existen pérdidas de potencia en la regulación de voltaje y se necesita un potencia para el equipo auxiliar (como bombas, ventiladores, válvulas de solenoide, instrumentación y controles). Los electrolizadores industriales típicos tienen un consumo de electricidad de entre 4, 5 y 6, 0 k. W h/Nm 3, correspondiente a una eficiencia de 65 -80%, y en electrolizadores avanzados se han reportado eficiencias del 90%. El acoplamiento con WECS puede resultar en un rendimiento algo menor, debido a las pérdidas relacionadas con potencia/voltaje. Los reguladores de tensión, ya sea AC / DC o DC / DC, consume algo de energía. Estos dispositivos pueden ser diseñados para operar con una eficiencia tan alta como 93 -95%, pero esta alta eficiencia puede lograrse sólo en un rango muy estrecho de potencia. En un modo de generación variable esta eficiencia puede ser considerablemente inferior.

8. 3 Diseño de sistemas de almacenamiento de hidrógeno 8. 3. 1 Introducción Como fuente de energía, el hidrógeno tiene que ser almacenado para superar las diferencias diarias y estacionales entre la disponibilidad de energía de la fuente y la demanda. Se puede almacenar como gas o líquido, en hidruros metálicos, hidruros químicos, microesferas de vidrio o crio-adsorbedores (Sherif et al. , 2005). La gran capacidad de almacenamiento subterráneo de hidrógeno en diversos depósitos naturales, tales como los acuíferos o petróleo empobrecido y los campos de gas natural, es probable que sea tecnológica y económicamente factible (Taylor et al. , 1986). Los sistemas de almacenamiento de hidrógeno son mucho más caros que los sistemas de almacenamiento de gas naturales del mismo tipo y contenido la misma energía, debido a un menor valor volumétrico del hidrógeno. Los problemas técnicos relacionados con el almacenamiento subterráneo de hidrógeno no se prevé, aparte de una pérdida esperada de 1 -3% del gas de trabajo por año.

8. 3. 2 almacenamiento de hidrógeno líquido La licuefacción de hidrógeno es un proceso intensivo de energía. Se requiere cantidades de energía aproximadamente iguales a un tercio de la energía en el hidrógeno licuado. La licuefacción de hidrógeno y el uso de hidrógeno líquido se practica generalmente sólo cuando el logro de alta densidad de almacenamiento es absolutamente esencial, como en aplicaciones aeroespaciales. Algunos prototipos de automóviles impulsados por hidrógeno, así como los automóviles disponibles en el mercado, también usan especialmente desarrollados tanques de hidrógeno líquido (Braess y Strobl, 1996).

8. 3. 3 almacenamiento con hidruro metálico El hidrógeno puede formar hidruros metálicos con algunos metales y aleaciones. Durante la formación del hidruro de metal, las moléculas de hidrógeno se separan los átomos de hidrógeno y se insertan en los espacios dentro de la red cristalina de metales adecuados y / o aleaciones. De esta manera, el almacenamiento eficaz es comparable a la densidad de hidrógeno líquido. Sin embargo, cuando la masa del metal o aleación se tiene en cuenta, la densidad gravimétrica del almacenamiento del hidruro metálico es comparable a la de almacenamiento de hidrógeno a presión. La densidad de almacenamiento gravimétrico alcanzable es de aproximadamente 0, 07 kg de H 2/kg de metal para un hidruro de alta temperatura tales como Mg. H 2. Durante el proceso de almacenamiento, se libera calor, que debe ser eliminado con el fin de permitir la continuidad de la reacción. Durante el proceso de liberación de hidrógeno, el calor debe ser suministrada al tanque de almacenamiento. Una de las ventajas de almacenar el hidrógeno en hidruros es el aspecto de la seguridad: graves daños a un tanque de hidruro (por ejemplo, una colisión) no representaría un peligro de incendio, ya que el hidrógeno se quedaría en la estructura metálica. En la Tabla 8. 2 se enumeran algunas sustancias para hidruración adecuadas para su uso como medio de almacenamiento de hidrógeno, mientras que la Tabla 8. 3 proporciona una lista de tipos de almacenamiento de hidrógeno y densidades.

8. 3. 4 Los nuevos métodos de almacenamiento de hidrógeno El hidrógeno puede ser físicamente adsorbidos sobre carbón activado, y 'empaquetado' en la superficie y el interior de la estructura de carbono más densamente que si hubiera sido sólo comprimido. Las cantidades de hasta 48 g de H 2 por kg de carbono se han reportado a 6, 0 MPa y -186 ° C (Sherif et al. , 2005). La capacidad de adsorción es una función de la presión y temperatura, por lo tanto a altas presiones y temperaturas inferiores o incluso mayores cantidades de hidrógeno puede ser adsorbido. Para cualquier uso práctico, las temperaturas relativamente bajas son necesarios (<100 K). Puesto que la adsorción es un proceso de superficie, la capacidad de adsorción de hidrógeno sobre carbón activado es debido principalmente a la alta superficie del carbón activado, aunque hay otras propiedades de carbono, que afectan a la capacidad de carbón activado para adsorber hidrógeno. El hidrógeno también puede ser almacenado en microesferas de vidrio de aproximadamente 50 μm de diámetro. Las microesferas se llenan con hidrógeno por calentamiento de las mismas para aumentar la permeabilidad de vidrio al hidrógeno. A temperatura ambiente, una presión de aproximadamente 25 MPa se logra, resultando en la densidad de almacenamiento de fracción de masa 14% y 10 kg H 2/m 3. A los 62 MPa, una cama de microesferas de vidrio se pueden almacenar 20 kg H 2/m 3. La liberación de hidrógeno se produce por recalentamiento de las esferas a aumentar de nuevo la permeabilidad.

8. 4 Optimización de los sistemas eólico-hidrógeno La optimización de este sistema requiere de varios escenarios que varían en su nivel de intervención en el sistema energético actual, y por tanto en el consecuente aumento en la penetración de las energías renovables. La optimización los sistemas híbridos de energía renovable se ve en el proceso de selección de los mejores componentes y el tamaño del sistema, con las estrategias de operación adecuados para proporcionar un método barato, eficiente, y que el suministro de energía sea confiable y rentable. Un análisis técnico-económico por lo general se lleva a cabo, reduciendo al mínimo el exceso de la capacidad isntalada. Una serie de modelos bien conocidos se han desarrollado para cubrir estas necesidades (Varios, 2000; . Zoysa et al, 2007), este estudio se centra en el modelo más popular, HOMER, que es muy confiable y gratuita. HOMER, NREL (2008) es un sofwtware de optimización para la planificación de los sistemas pequeños de energía que están o no conectados a la red. El modelo puede hacer frente a diversos tipos de mezclas de energía, desde los simples sistemas de energía convencionales o renovables, hasta complicados sistemas híbridos que utilizan hidrógeno (Zoulias y Lymberopoulos, 2007; . Giatrakos et al, 2009).

Perfil de carga Mediante el análisis de los datos horarios de carga proporcionados por una fuente de alimentación, HOMER crea curvas de carga en gráficos diarios y mensuales. Un gráfico representativo (Fig. 8. 2) muestra las variaciones de la demanda sobre una base mensual, marcando las cargas máximas y mínimas registradas.

Integración de tecnologías de energía sostenible Los modelos de optimización, tales como HOMER, usan programación matemática para identificar alternativas de configuraciones de unidades de energía disponibles para minimizar el costo de los servicios de energía, tomando en cuenta varias restricciones definidas por el usuario (por ejemplo, las limitaciones de emisiones de CO 2). Como resultado, estos modelos eligen las tecnologías basadas principalmente en los costos de sus especificaciones, resultando una más barata tecnología. Los cálculos de la energía eólica Hay varias maneras de calcular el potencial real del viento en un lugar específico. Varios modelos toman las coordenadas de un sitio y calculan el potencial eólico teórico. Aunque estos modelos suelen proporcionar los resultados que están cerca de los datos medidos. Sin embargo si datos de viento no están disponibles se pueden utilizar mediciones en sitio o considerar los servicios meteorológicos.

El hidrógeno en los sistemas de energía autónomos (SAPS) La producción de hidrógeno para sistemas de energía independientes (HSAPS) es un método amigable con el medio ambiente donde se puede almacenar el exceso de electricidad producida por fuentes de energía renovables (RES) (Zoulias et al. 2006). El hidrógeno combustible de vehículos Los sistemas aislados tienen un potencial prometedor para aplicaciones de movilidad sostenible. Los coches propulsados por hidrógeno se consideran la tecnología más limpia posible de un futuro próximo, con las características de cero ruido del motor y de cero emisiones. El cálculo de las estimaciones de emisiones El impacto de la contaminación depende de la escala del sistema de producción de energía, así como la calidad del combustible fósil utilizado. Los pequeños generadores por lo general consumen más combustible, ya que son menos eficientes. Las grandes fábricas termoeléctricas, además, producen contaminación térmica, calentando el medio ambiente. El cálculo se basa en la sustitución de tecnología convencional por fuentes de energía renovables.

8. 4. 3 Estudio de caso: Karpathos Los resultados de un estudio de caso en la isla griega de Cárpatos (Giatrakos et al. , 2009) se presentan aquí. Los requerimientos de energía de la isla son provistos principalmente por generadores diesel existentes, que proporcionan una capacidad total de 12, 000 k. We. Se realizó un simulación en HOMER de las demandas de potencia de la isla, considerando los generadores eólicos con capacidad existente de 275 k. We para calcular el tamaño del generador diesel requerido para alcanzar un déficit cero de capacidad de producción anual. Esto dio lugar a una capacidad óptima de 8. 000 k. We, lo que demuestra que el actual 12 000 k. We garantiza un margen de capacidad de reserva del 50%. Un análisis financiero mostró un coeficiente niveladoo de rendimiento (COE) en 0. 231 € /k. W h, teniendo en cuenta una tasa de emisiones de CO 2 de 30€ /t, y calcula que la cantidad de diesel que se consume al año es 8’ 922, 170 litros. La penetración de la RES alcanzó el 6, 6% de la electricidad consumida anualmente (Tabla 8. 4). El total de gases de efecto invernadero (GHG) fue de 23, 958. 9 toneladas de CO 2.

La cuestión más importante de este esquema de la tecnología propuesta es la completa independencia de la isla del diesel, a través de un sistema de energía 100% independiente basada únicamente en los recursos renovables (indígenas Kaldellis, 2007). En estas circunstancias, Karpathos puede incluso convertirse en una "comunidad sostenible", como lo define el Libro Blanco Europeo sobre Energías Renovables. Este escenario contempla la integración de la producción de hidrógeno y de las instalaciones de almacenamiento para hacer frente a la naturaleza intermitente de las energías renovables con re-electrificación basa en hidrógeno. Al mismo tiempo, los generadores diesel existentes se mantendrán como reserva. La implementación de un ciclo de almacenamiento de hidrógeno, para asegurar la cobertura de la demanda cuando disminuye la producción del RES, es una acción caro ya que la capacidad requerida del sistema RES debe llegar a 22 MW, tres veces el máximo anual, mientras que el 70% de la producción de electricidad total anual tiene que ser utilizado para la producción de hidrógeno (Tabla 8. 5).

En detalle, el sistema de energía propuesto incluirá unidades de energía constituida por 34 aerogeneradores E-33, con una capacidad total de 11, 39 MW, junto con 10 MWp de generadores fotovoltaicos. El hidrógeno que produce el sistema debe constar de un electrolizador de 14 MWe nominal de 250 t de baja presión en el tanque de almacenamiento, y, finalmente, un generador FC de 8. 000 k. We alcalina para suministrar energía directamente a la red de CA. Un total de 73, 8 GWh de electricidad renovable debe ser producido para la producción anual de H 2; con 3, 7 GWh de producción desechado. El sistema puede ser descrito como sobredimensionado, para una demanda anual de tan sólo 29, 6 GWh. Esto, sin embargo, es causado principalmente por la ausencia de conversión de alta eficiencia de hidrógeno y el equipo de almacenamiento.

8. 5 Evaluación del impacto ambiental de los sistemas eólico- hidrógeno 8. 5. 1 Las estimaciones de las emisiones futuras Las implicaciones futuras en el medio ambiente de una economía de gran escala eólico-hidrógeno dependerán de la cantidad de hidrógeno que se utiliza, con qué rapidez aumenta su uso, la cantidad de emisiones de combustibles fósiles que se pueden ahorrar, y los pasos que tomamos para controlar las emisiones de hidrógeno. Ha habido una considerable controversia reciente en la literatura científica acerca de la cantidad de hidrógeno a escala mundial se liberaría a la atmósfera en una economía basad en este vector energético (Larsen et al. , 2004). Muchos opinan que las emisiones de hidrógeno sean probablemente mucho menos importante que las emisiones globales atmosféricas de CO 2, CO y Nox . Las emisiones de estos gases se reducirán tanto como las tecnologías convencionales sean reemplazados por sus equivalentes de hidrógeno (Schultz et al. , 2003). De particular interés son las emisiones de CO 2 y NOx: El CO 2 es importante porque es el mayor contribuyente al cambio climático; los niveles de NOx impulsan la capacidad oxidante de la atmósfera (en esencia, la concentración de OH), y por lo regular el tiempo de vida del metano, gas de efecto invernadero , y controlan la cantidad de ozono fotoquímico formado en la troposfera.

Las limitaciones de tamaño (hasta 300 k. We generación) y el tipo de energía del sistema (SAPS) elegido infl uencia con fuerza el impacto que se puede hacer en el medio ambiente a nivel europeo. Se partió del supuesto, para este estudio, que el 50% del segmento de mercado más grande, "las aldeas rurales, los asentamientos y las casas" (Zoulias et al, 2006). Podrían ser cubiertos por los sistemas de RES, también se suponía que este segmento tiene diesel generación de energía basada en, y el total (máximo) la demanda de energía suministrada por el diesel fue de alrededor de 1 TW h (~ 900 GW h). Esto es menos del 0, 0001% de la generación total de electricidad anual de aplicaciones estacionarias en Europa. El total de las emisiones anuales de CO 2 ahorrados por la introducción de sistemas de energía de hidrógeno (H autónomas-APS) en estos segmentos de mercado se estimó entonces en alrededor de 1 millón de toneladas de CO 2. El ahorro potencial de emisiones de CO 2, CO, NOx y partículas se resumen en la Tabla 8. 6.

8. 5. 3 los impactos ambientales potenciales Los potenciales impactos ambientales de una economía mundial del hidrógeno son los siguientes (Tsoutsos, 2008): • Aumento de la liberación de hidrógeno podría reducir la capacidad oxidante de la atmósfera, y así aumentar la vida útil de los contaminantes atmosféricos y los gases de efecto invernadero como el CH 4, hidroclorofluorocorbonos (HCFC) e hidrofluorocarbonos (HFC). • Aumento de la liberación de hidrógeno daría lugar a un aumento de las concentraciones de vapor de agua en la atmósfera, con posibles consecuencias para la formación de nubes, las temperaturas estratosféricas y la pérdida de ozono estratosférico. • Aumento de la liberación de hidrógeno podría superar la capacidad de absorción de hidrógeno por microorganismos en el suelo, en la actualidad la principal forma en la que el hidrógeno se elimina de la atmósfera. El resultado sería que las concentraciones de hidrógeno en la atmósfera aumentaría más rápido, y que refuerzan las consecuencias descritas anteriormente. • Por el contrario, la generación de hidrógeno a partir de fuentes sostenibles que reduzcan las emisiones de monóxido de carbono y NOx, con la consiguiente caída en los niveles de ozono troposférico. Esto mejoraría la calidad del aire en muchas regiones del mundo. Por otra parte, las emisiones de CO 2 se reducirían, lo que se disminuye la tendencia al calentamiento global.

En las FC, por la naturaleza de la falta de un proceso de combustión, deberán tener unas emisiones extremadamente bajos de NOx , CO y CO 2. Las FCs ofrecerán una clara ventaja, especialmente en las zonas que luchan por cumplir con estándares atmosféricos. Si bien todavía hay grandes incertidumbres sobre el aumento del hidrógeno atmosférico y las consecuencias de un cambio a gran escala hacia una economía del hidrógeno, el conocimiento actual indica que no hay grandes riesgos ambientales asociados con este vector energético, y que tiene un gran potencial para la reducción de la contaminación del aire en todo el mundo, siempre que se sigan las siguientes reglas: • El hidrógeno no deben ser producido utilizando la electricidad generada por la quema de combustibles fósiles. En su lugar, los reformadores de gas natural o el carbón debe utilizarse en un primer momento, y se sustituye por las fuentes de energía renovables, como la eólica, tan pronto como sea posible. . • Las fugas en la cadena de la energía del hidrógeno deben limitarse al 1% siempre que sea posible, y la pérdida media mundial no debería superar el 3%. Las concentraciones atmosféricas de hidrógeno deben ser vigilados cuidadosamente. Suficiente investigación debe llevarse a cabo para obtener una mejor comprensión de las fuentes y los sumideros de hidrógeno, y para proporcionar un sistema de alerta temprana en caso de que algo halla pasado por alto.

8. 5. 4 hidrógeno seguro El hidrógeno representa un riesgo si no se controla o maneja correctamente. Sin embargo riesgo se debe considerar con respecto a los combustibles comunes, tales como gasolina, propano o gas natural. Algunas de las características específicas físicas de H 2 en teoría podría hacerlo más peligroso en ciertas situaciones (Sherif et al. , 2005). Dado que el hidrógeno tiene la molécula más pequeña, tiene una mayor tendencia a escapar a través de pequeñas aberturas que otros combustibles líquidos o gaseosos. Basándose en las propiedades de hidrógeno tales como su densidad, viscosidad y coeficiente de difusión en el aire, su propensión a filtrarse a través de agujeros o las articulaciones de las líneas de presión de combustible de bajo puede ser de sólo 1. 26 -2. 8 veces más rápido que una fuga de gas natural a través del mismo agujero (y no 3, 8 veces más rápido que con frecuencia se asume basado únicamente en el coeficiente de difusión). Los experimentos han indicado que la mayoría de las fugas de las líneas residenciales de gas natural son laminares (Thomas, 1996). Dado que el gas natural tiene más de tres veces la densidad de energía por unidad de volumen, una fuga de gas natural resultaría en la liberación de más energía que una fuga de hidrógeno.

Para fugas muy grandes de los tanques de almacenamiento de alta presión, el caudal de fuga se ve limitada por la velocidad del sonido. Debido a su mayor velocidad sónica (1308 m / s), hidrógeno inicialmente escaparía mucho más rápido que el gas natural (la velocidad sónica del gas natural siendo sólo 449 m /s). El hidrógeno tiene una velocidad de a flama siete veces más rápida que la del gas natural o la gasolina. Una flama de hidrógeno, por tanto, puede ser más propensos a progresar a un incendio, o incluso a una detonación. En general, el hidrógeno parece plantear riesgos del mismo orden de magnitud que otros combustibles. A pesar de la percepción del público, en el hidrógeno muchos aspectos es en realidad un combustible más seguro que la gasolina y el gas natural. Como cuestión de hecho, el hidrógeno tiene un registro de seguridad muy bueno, como componente del "gas casero" ampliamente utilizado en Europa y los EE. UU. en los siglos XIX y XX, como un gas de uso comercial industrial, y como combustible en los programas espaciales. Ha habido accidentes, pero nada que caracterizaría el hidrógeno como más peligroso que otros combustibles.

8. 6 Potencial de mercado y las barreras para los sistemas de hidrógeno del viento 8. 6. 1 Introducción Los sistemas de energía eólico-hidrógeno ofrecen una combinación potencial de rendimiento y la flexibilidad que está creando el interés de los usuarios finales. Las tendencias actuales en países desarrollados favorece claramente a la microenergía sostenible, en particular desde el punto de vista de mayor eficiencia energética y emisiones reducidas. Para responder a los retos cada vez más competitivos del mercado se requiere el aprovechamiento de la capacidad plena de los recursos de las tecnologías disponibles y emergentes con características de alta eficiencia, un costo razonable, la fiabilidad máxima y el mínimo impacto ambiental.

Sin embargo, hay una serie de barreras que impiden la explotación de la APS-H (hydrogen autonomous power systems) a gran escala, y para la creación de aplicaciones en el sector industrial, tales como (Tsoutsos et al, 2004). : • alto costo de capital; • la falta de sistemas normalizados; • cuestiones de seguridad; • regulaciones de planificación onerosas; • coordinación de la investigación limitada; • falta de madurez de la tecnología; • falta de conciencia adecuada en relación con los beneficios de la tecnología. Estas barreras a menudo puede hacer que un proyecto H-APS se antieconómico y desfavorables, y con frecuencia se puede presentar como una opción de confusión e incertidumbre para los usuarios finales potenciales haciendo que se favorezcan esquemas convencionales de fuentes de energía

8. 6. 2 Los resultados del proyecto H-SAPS En el marco del proyectos H-SAPS (Various, 2000; Tsoutsos et al, 2004) se desarrolló una consulta con varios grupos clave interesados en esta tecnología: • la demanda (los propietarios y operadores); • la oferta (los instaladores de sistemas, proveedores de tecnología de hidrógeno, proveedores de energía renovable, consultores); • Las instituciones (asociaciones de comercio, institutos de investigación, empresas de servicios públicos). Los métodos adoptados para la consulta tomó la forma de cuestionarios, entrevistas telefónicas y la retroalimentación de redes, talleres y diseminación. Los principales impulsores y las barreras, que se identificaron en el métodos adoptados, se enumeran en la Tabla 8. 7.

Como conclusión general, los siguientes puntos se destacaron: • Los instaladores SAPS consideró que no existía un sistema estándar y la falta de colaboración entre los proveedores de equipos. • El 85% estaban preocupados por el costo y la inmadurez de la tecnología. • Los costos y los benefi cios potenciales necesitan ser demostrados. • Otras demostraciones / proyectos piloto deben llevarse a cabo con el fin de probar la tecnología y los benefi cios. • El almacenamiento de energía se mencionó como un tema que se aborda en una serie de respuestas. • Las regulaciones onerosas de planificación también fueron un punto importante.

8. 7 Las tendencias futuras El hidrógeno tiene unas características únicas que lo convierten en un portador de energía ideal (Veziroglu y Barbir, 1993): • Se puede producir y convertir en electricidad con una eficiencia relativamente alta. • La materia prima para la producción de hidrógeno es el agua, que está disponible en abundancia. El hidrógeno es un combustible totalmente renovable, ya que el producto de la utilización de hidrógeno (ya sea a través de combustión o a través de la conversión electroquímica) es puro vapor de agua o agua. • Se puede almacenar como líquido, gas o sólido (como hidruros metálicos). • Puede ser transportado a grandes distancias mediante tuberías, tanques, camiones o por ferrocarril. • Se puede convertir en otras formas de energía en más formas y más eficientes que cualquier otro combustible, es decir, además de generar flama (como cualquier otro combustible), el hidrógeno puede ser convertido a través de combustión catalítica, la conversión electro-química, y idruración • El hidrógeno como vector energético es compatible con el ambiente. Se produce pequeñas cantidades de NOx si se quema en el aire a altas temperaturas.

Además, la actual política energética europea promueve la integración de las modernas tecnologías de energía sostenible. En el marco de esta política, las regiones autónomas, tales como ciertas islas, están destinados a convertirse en "Islas Renovables, maximizando la participación de las energías renovables. Esta política se mejora la autonomía energética de la isla y la independencia financiera de los combustibles fósiles, mientras que al mismo tiempo, alienta nuevas inversiones en fuentes energéticas renovables y la creación de un medio ambiente favorable (Papadaki et al, 2003; . Kaldellis et al, 2006. ). Las áreas remotas, especialmente las que cuentan con RES, fácilmente podrían adoptar estos sistemas de energía, con la adición de las necesarias infraestructuras de almacenamiento de energía que garanticen la eficiencia de energía permanente y suficiente. La forma de almacenamiento de energía del futuro podrían ser hidrógeno, que es producida por el exceso de energía producida por RES, y luego se almacena y se reutiliza para la producción de energía o para vehículos de combustión de hidrógeno.

8. 9 Referencias • • • Braess H H, Strobl W (1996), ‘Hydrogen as a fuel for road transport of the future: Possibilities and prerequisites’, in: Veziroglu, T N, et al. (Eds. ), Hydrogen Energy Progress XI, vol. 2, Int. Association of Hydrogen Energy, Coral Gables, FL, 1363– 1404. de Zoysa A, Wijesooriya P, Martin J (2007), ‘Enhancing energy sustainability a software tool on optimization of hybrid energy systems’, Energy Engineering, 104(2), 15– 24. Dunn S (2002), ‘Hydrogen futures: toward a sustainable energy system’, International Journal of Hydrogen Energy, 7, 235– 264. Giatrakos G, Mouchtaropoulos P, Naxakis G, Tsoutsos T, Stavrakakis G (2009), ‘Sustainable energy planning on a renewable energy – hydrogen stand alone power system. Application in Karpathos island, Greece’, Renewable Energy, 34(12), 2562– 2570. Glöckner R, Ulleberg Ø, Zoulias M, Taylor P, Vosseler I (2003), ‘Market potential for the introduction of hydrogen in stand-alone power systems’, in: European Hydrogen Energy Conference, Grenoble (CP 5/212). Hauglastine D A, Ehhalt D H (2002), ‘A three-dimensional model of molecular hydrogen in the troposphere’, Journal of Geophysical Research, 107, D 17, 4330.

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• • • Schultz MG, Diehl T, Brasseur GP, et al. (2003), ‘Air pollution and climate forcing impacts of a global hydrogen economy’, Science, 302(5645), 624– 627. Sherif SA, Barbir F, Veziroglu TN (2005), ‘Wind energy and the hydrogen economy – review of the technology, Solar Energy, 78, 647– 660. Taylor J B, Anderson J E A, Kalyanam K M, Lyle A B, Philips L A (1986), ‘Technical and economic assessment of methods for the storage of large quantities of Hydrogen’, International Journal of Hydrogen Energy, 11(1), 5– 22. Thomas C E (1996), ‘Preliminary hydrogen vehicle safety report’, The Ford Motor Company, Contract No. DE-AC 02 -94 CE 50389, US Department of Energy. Tromp T K, Shia R L, Allen M, Eiler J M, Yung YL (2003), ‘Potential environmental impact of a hydrogen economy on the stratosphere’, Science, 300(5626), 1740– 1742. Tsoutsos T (2008), ‘Barriers and benefits of hydrogen-based autonomous power systems’, in: Hydrogen-based Autonomous Power Systems, Zoulias E I and Lymberopoulos N, Springer-Verlag, London. Tsoutsos T D, Zoulias E I, Lymberopoulos N, Glöckner R (2004), ‘H-SAPS market potential analysis for the introduction of hydrogen energy technology in stand alone power systems’, Wind Engineering, 28(5), 615– 619.

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