Hidrógeno fotovoltaico híbrido E-Mobility Concepto de comunidad de energía industrial

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18 de febrero de 2022.

Este artículo presenta el plan de implementación general para servir como modelo para las comunidades de energía industrial de movilidad eléctrica fotovoltaica híbrida de hidrógeno que se establecerán en el futuro.

 

By István Vokony

Departamento de Energía Eléctrica, Universidad de Tecnología y Economía de Budapest, Hungría


 

Resumen

 

A medida que las fuentes de energía renovable se están extendiendo, los problemas de uso, transporte y almacenamiento de energía surgen con mayor frecuencia. Para que el rendimiento de las unidades productoras de energía a partir de fuentes renovables, que tienen una eficiencia relativamente baja, no se reduzca aún más, y para promover soluciones sostenibles de consumo de energía, en este proyecto se elaboró ​​una concepción de laboratorio viviente. En el sitio piloto, la energía producida (por paneles fotovoltaicos, turbinas/motores de gas) se almacena de muchas maneras, incluida la producción de hidrógeno. Se exploran los siguientes usos del hidrógeno: (i) inyectarlo a la red nacional de gas natural; (ii) venderlo en una estación de servicio de H-GNC (gas natural comprimido); (iii) usarlo en celdas de combustible para producir electricidad. Este artículo presenta el plan de implementación general, que puede servir como modelo para las comunidades de energía híbrida que se establecerán en el futuro.

 

1. Introducción

 

La cantidad de gas distribuido por los Operadores del Sistema de Distribución (DSO) en Hungría está disminuyendo constantemente. Es una tarea de alta prioridad para los DSO detener esta tendencia [1]. Otra tarea desafiante para la red de distribución es compensar los efectos de ciertos tipos de puntos de entrega (POD), incluidos los POD de productor, consumidor y almacenamiento, y el mantenimiento del balance energético.

 

Hoy en día, la importancia de un suministro de energía sostenible y uniformemente equilibrado es cada vez mayor. Para encontrar el equilibrio entre la operación autónoma, la utilización de fuentes de energía renovables y un servicio rentable y de calidad, se requieren competencias que brinden una ventaja competitiva considerable a los DSO [2]. Para explotar esta ventaja competitiva, debe ser una tarea de alta prioridad crear y desarrollar modelos que puedan operar de manera rentable en la práctica.

 

La complejidad de esta tarea está indicada por el hecho de que se deben tener en cuenta varias expectativas al mismo tiempo. En la solución óptima, estas expectativas se cumplen al máximo nivel posible. En el presente proyecto de investigación, que fue financiado e implementado por un DSO húngaro local, se tomaron en consideración las siguientes perspectivas al compilar las concepciones y el estudio de factibilidad para un futuro laboratorio viviente, es decir, el sitio piloto discutido en este documento:

 

  • inclusión de los hábitos de consumo de los prosumidores [3] (consumidor/productor/cliente de almacenamiento parcial o totalmente automatizado) en el proceso de planificación estratégica de la red;
  • utilización óptima de las posibilidades de sinergia dentro de la empresa, en relación con las posibilidades de gas y electricidad y las necesidades de los clientes;
  • integración de tecnología innovadora para mantener el equilibrio de la energía de la red;
  • servicio óptimo de funcionamiento de la red, con la menor molestia posible para el cliente.

 

El objetivo de nuestro proyecto de investigación fue elaborar un estudio de viabilidad de un sistema modelo, que permita lo siguiente:

 

  • Teniendo en cuenta la aparición de prosumidores, el análisis del comportamiento de la red de distribución del productor/almacenador/consumidor.
  • Búsqueda de posibles desarrollos energéticos y alternativas de almacenamiento de energía, análisis de posibilidades de sinergia.
  • Previsión de la sostenibilidad de las redes eléctricas y de gas [4], creación de métodos de control a nivel de POD (EFIR, sistema de supervisión y control de energía) en la intersección de la seguridad del suministro y el óptimo económico.

 

El objetivo de todos los pasos anteriores es desarrollar un complejo [5], una solución energética rentable y multifuncional que se puede personalizar según las necesidades locales, utilizando soluciones innovadoras.

 

Durante nuestra investigación, el concepto de diseño energético, cálculo de retorno y control para un sistema energético híbrido (hidrógeno, fotovoltaico, cargador de vehículos eléctricos (EV), H2 estación de servicio) se completaron para un sitio piloto de la vida real, para crear una comunidad de energía sostenible. El presente artículo describe el sitio piloto y los elementos del sistema energético híbrido. Se discute la posibilidad de la operación conjunta de las diversas tecnologías y se presentan los resultados del trabajo de dimensionamiento y diseño. Se concluye el artículo con la síntesis de experiencias, y se establecen las posibles direcciones futuras de investigación.

 

2. El sistema actual en el sitio piloto

 

Figura 1 muestra el sitio piloto y los límites del sistema estudiado. Se analizó el balance de energía para las cantidades de material y energía que cruzan este límite.

 

Figura 1. El sitio piloto y el límite del sistema estudiado.

Figura 1. El sitio piloto y el límite del sistema estudiado.

 

Se esperaba que el nuevo sistema que se establecería coincidiera con el sistema actual. Las demandas de energía del sitio deben ser satisfechas por el nuevo sistema. Es decir, deben satisfacerse las demandas de gas, calor y electricidad, y debe haber agua disponible para producir hidrógeno a partir de la división del agua.

 

2.1. Consumo de Gas Natural

 

El sitio piloto fue atendido por una tubería de gas natural NA200 proveniente de la ciudad. La presión media del gas que llegaba era de ~3.4 bar, que se redujo a ~1 bar mediante un reductor en una caja reguladora de presión Fiorentini en la terminal de gas. El gas llegaba a esta presión al submetro del sitio piloto. Desde aquí, la tubería local servía a los hornos de gas del sitio. El medidor principal era un medidor de gas de turbina Actaris G-100 Fluxi 2080/TZ con un transmisor. Dentro del sitio de prueba, había 1 medidor contable y se instalaron 2 submedidores.

 

La estimación del valor básico anual del consumo de gas era de primordial importancia, por lo que la precisión de la estimación de los posibles ahorros que se pueden lograr mediante diversas medidas de eficiencia energética y la evaluación económica de dichas medidas podría ser la más alta.

 

En cuanto a la calefacción, los siguientes valores deben determinarse con precisión: (i) demanda de calor (la demanda de potencia de calefacción asignada a la temperatura exterior Tkm, que sirve de base para el dimensionamiento); (ii) valor básico esperado de la demanda de calor y combustible que depende de datos estadísticos meteorológicos a largo plazo. La demanda de calor es de vital importancia para la determinación del rendimiento de la fuente de calor (del horno o de la planta de calefacción del consumidor) y para garantizar el rendimiento del combustible o del calor. A menudo ocurre que la cantidad de combustible o la opción de rendimiento térmico asegurada se sobrestima seriamente. Esto significa que la demanda de rendimiento máximo real es considerablemente menor que la demanda de calor diseñada, y la reducción de la demanda de rendimiento máximo puede ser el primer paso hacia la reducción de los costos de energía. Los diseñadores rara vez dan el consumo esperado de calor y combustible para un sitio, lo cual es necesario para la estimación de la parte cambiante de los costos de energía. Sin embargo, podría servir como base para calcular los ahorros esperados y, tras la implementación, los ahorros reales de las medidas de eficiencia energética propuestas.

 

Fue difícil determinar el valor básico para el sitio piloto en base a los datos disponibles. El recinto utiliza gas tanto para la calefacción como para la producción de agua caliente sanitaria (ACS). Se necesitarían datos más exactos para ver qué cantidad de gas se utiliza para calefacción y producción de ACS, respectivamente. La comparación de los consumos anuales tampoco es suficiente, ya que existen diferencias considerables en los valores de un año a otro.

 

Finalmente, el valor básico se determinó en cooperación con el propietario y el operador del sitio de prueba.

 

2.2. Uso de Energía Eléctrica

 

Los datos estaban disponibles desglosados ​​por meses para el consumo de electricidad para el sitio piloto, para los años 2018-2019-2020 (Tabla 1). Sin embargo, parecía que los datos proporcionados para 2018 eran erróneos: eran demasiado bajos y las cifras de la serie de datos eran exactamente iguales a las de la serie de datos proporcionada para el consumo de agua en 2018. Por lo tanto, se consideraron los datos de consumo de electricidad para 2018. como un error administrativo y no se tuvieron en cuenta en el cálculo del valor básico.

 

Tabla 1. Consumo de electricidad del sitio piloto en 2019–2020.

Consumo de electricidad del sitio piloto en 2019–2020.

 

No se proporcionaron datos para noviembre y diciembre de 2020; por lo tanto, a estos 2 meses se le asignó el promedio de los demás meses del mismo año. El consumo energético medio de los años examinados fue de 179,000 kWh/año, 15,587 kWh/mes y 520 kWh/día. Si se supone que se trabajó en el sitio durante 12 ha día, la demanda de energía eléctrica promedio del sitio fue de 43 kW. Tal como lo mostró la serie de datos, el consumo fue mayor en invierno que en verano. La razón principal de esto probablemente sea que el almacén tenía un sistema de calefacción eléctrica. También se destaca que el consumo en verano fue mayor que en primavera, probablemente debido al funcionamiento de la enfriadora. La refrigeración de confort de los edificios se logró mediante enfriadoras compactas RHOOS de 49 kW. Uno de ellos estaba montado en la base del edificio, mientras que el otro estaba en la parte superior, en el caso de ambos edificios de oficinas. Los convectores de enfriamiento conectados al sistema enfriador de cuatro tubos enfrían las habitaciones. Según los datos de consumo de electricidad mensual, se supuso que la energía eléctrica consumida para enfriamiento en el mes más caluroso fue de 3000 kWh/mes. El valor básico para el consumo de electricidad de los enfriadores fue de 10,000 XNUMX kWh/año. Aunque los datos de consumo de agua se analizaron en detalle en nuestro estudio integral, en este artículo no se presenta este análisis, ya que los datos tenían una importancia insignificante con respecto a la tecnología del hidrógeno. . 

 

3. Inclusión de la Producción y Almacenamiento de Energía en Base a Renovables al Sistema

 

Se suponía que la producción de energía basada en fuentes renovables debería lograrse mediante un sistema fotovoltaico (PV). El rendimiento del sistema utilizado actualmente fue de 49 kWp; la energía producida se consumió en su totalidad en el sitio piloto. Si se aumentaba la capacidad del sistema fotovoltaico, también era posible la alimentación a la red eléctrica. En ambos casos, sin embargo, había tres posibles usos de la energía eléctrica producida por las células fotovoltaicas.

 

  • En el primer escenario, la energía eléctrica producida fue consumida directamente por los consumidores habituales dentro del sitio piloto, es decir, la energía no se almacenó y la carga no se desplazó.
  • En el segundo escenario, la energía eléctrica producida en el sitio piloto se almacenaba parcial o totalmente en baterías y se utilizaba en el sitio si era necesario.
  • En el tercer escenario, la energía eléctrica producida por las células fotovoltaicas se designó para producir hidrógeno, que se almacenó en H2 historias. Esta podría ser transformada en energía eléctrica mediante celdas de combustible, si surgiera la demanda.

 

3.1. Estación de energía solar

 

Antes del inicio del presente estudio, con base en consideraciones técnicas y económicas, el propietario decidió implementar una estación de energía solar con un rendimiento nominal de 49 kWp en el sitio piloto (El rendimiento eléctrico del lado de CC del sistema de producción fue de 49.58 kWp, y su potencia eléctrica El rendimiento calculado a partir del rendimiento del lado de CA del inversor fue de 4 kVA [6]).

 

Dada esta situación, el presente estudio calculó la cantidad esperada de energía eléctrica producida por los paneles fotovoltaicos SunForte PM096B00 de la estación de energía solar planificada en el sitio piloto, teniendo en cuenta los datos meteorológicos a largo plazo. La cantidad esperada de energía eléctrica producida fue determinada por la base de datos y el software PVGIS-CMSAF disponibles gratuitamente (http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/ (consultado el 4 de junio de 2019)), creado con el apoyo de la UE.

 

Según los diseños disponibles, los paneles fotovoltaicos se han instalado en tres grupos en la cubierta del edificio de oficinas 2. En la cubierta sur se montaron módulos con un rendimiento nominal de 35.7 kWp, mientras que en la cubierta sureste se instalaron módulos con un rendimiento nominal de 13.1 kWp. fue de 30 kWp. En realidad, las secciones del techo en cuestión no se enfrentaban exactamente a estos puntos cardinales, pero en aras del cálculo, se consideraron estas direcciones idealizadas. Según los diseños, el ángulo de inclinación de los paneles era de 13°. La pérdida de rendimiento debida a la temperatura ambiental y la baja irradiación temporal se tomó en un 2.9 %, la pérdida derivada de la reflexión por el ángulo de incidencia se tomó en un 14 %, mientras que otras pérdidas (debidas a los cables, el inversor, etc. ) fueron tomados en XNUMX% por el sistema PVGIS.

 

3.2. Producción y Almacenamiento de Energía Eléctrica

 

El sistema solar analizado produjo más energía eléctrica en la mayor parte del año que la demanda de energía eléctrica de los consumidores del sitio piloto, según los datos disponibles. Esta producción adicional surgió principalmente en los meses de verano. Además, también era posible que en períodos caracterizados por un bajo consumo de electricidad (por ejemplo, fines de semana), el sistema fotovoltaico pudiera producir toda la cantidad de energía demandada. Cabe destacar que los datos anteriores solo son aplicables si el cielo está despejado. La producción real, modificada por las condiciones climáticas, no alcanzaría las demandas diarias en la inmensa mayoría de los casos.
Si el cielo no está idealmente despejado durante todos los días, también se debe cambiar la capacidad de almacenamiento. En este caso, según PVGIS, el rendimiento fue de 30 kW, mientras que la capacidad de almacenamiento debería rondar los 100 kWh. El menor cambio en el rendimiento se debió al hecho de que si el sistema se dimensionaba para satisfacer la demanda total del sitio, incluso durante las horas nocturnas, se subestimaba la capacidad de almacenamiento. Por el contrario, si se dimensionaba el sistema a la capacidad instalable, más raramente teníamos producción extra neta, por lo que la cantidad de energía a almacenar era menor.

 

3.3. Producción de Hidrógeno y Energía Eléctrica

 

Este estudio analizó la posibilidad de producción de energía con paneles fotovoltaicos, que se pueden utilizar para dividir el agua [7]. La energía se almacena en forma de hidrógeno, que se utiliza en pilas de combustible para producir energía eléctrica en las horas punta. El electrolizador de agua marca HySTAT 10-10 producido por Hydrogenics funciona a una presión de agua nominal de 10 bar. Si consume 4.9 kWh/Nm3 energía eléctrica nominal, produce 10 Nm3/h hidrógeno [8].

 

La demanda energética nominal del electrolizador de agua es de 4.9 kWh/Nm3 a plena carga [9]. Si los paneles fotovoltaicos producen las cantidades promedio diarias y mensuales de electricidad anteriores, la cantidad promedio diaria y mensual de hidrógeno producida por la demanda de energía nominal es la siguiente (consulte las primeras 4 columnas en Tabla 2).

 

Tabla 2. Valores medios esperados de energía eléctrica (FV), H2 y producción de energía eléctrica (células de combustible).

 

Valores medios esperados de producción de energía eléctrica (FV), H2 y energía eléctrica (pila de combustible).

 

El rendimiento nominal de la pila de combustible HyPM-HD 30 comercialmente disponible producida por Hydrogenics es de 31 kW (el rendimiento nominal de la pila de combustible Celerity es de 60 kW). Según las especificaciones técnicas, la celda de combustible más pequeña, que tiene una mejor eficiencia (55%), requiere ~19 Nm3/S.S2 si el valor calorífico del hidrógeno es 10.76 MJ/Nm3; que puede ser producido por ~93 kWh de energía eléctrica [10]. En consecuencia, si los dispositivos anteriores se utilizan para producir hidrógeno mediante electricidad y para producir energía eléctrica nuevamente a partir de hidrógeno, la eficiencia de la producción de energía eléctrica es del 33%.

 

Si la energía eléctrica anual total producida por la central eléctrica fotovoltaica de 49 kWp (55,700 18,600 kWh) se usara para dividir el agua, y luego el hidrógeno producido se usara para generar energía eléctrica nuevamente, se podrían producir aproximadamente ~50 928,000 kWh de energía eléctrica. Si esta energía eléctrica se vendiera a un precio de XNUMX HUF/kWh, el ingreso anual por esto sería de XNUMX Ft/año [11].Tabla 2 muestra cuánta energía eléctrica se puede producir a partir del hidrógeno en las pilas de combustible [12]. La última columna da los ingresos de esta energía si el precio de la energía eléctrica es de 50 HUF/kWh.

 

Si la esperanza de vida económica es de 10 años y la tasa mínima aceptable de rendimiento esperada (MARR) es del 6 %, se puede afirmar que el costo de inversión permitido sería de ~6.5 millones de HUF para alcanzar los 929,000 XNUMX HUF de ingresos regulares por año. sistema de monitoreo y control, se sugirió medir las siguientes cantidades: (i) energía eléctrica utilizada por el electrolizador de agua; (ii) cantidad producida de H2; (iii) energía eléctrica utilizada para almacenamiento; (iv) energía eléctrica producida por la pila de combustible; (v) energía térmica producida por la pila de combustible.

 

3.4. Producción de energía por turbinas y motores de gas

 

Se espera que en el futuro los polígonos industriales, edificios de oficinas, edificios públicos, hoteles, piscinas y bloques de dominio tengan sus propias unidades productoras de energía eléctrica y térmica con turbinas de gas o motores de gas [13].

 

Teniendo en cuenta el valor básico anterior del consumo de energía eléctrica, se supuso la instalación de una unidad de producción de energía eléctrica y térmica compleja de 50–65 kWe de rendimiento nominal. A modo de comparación, se calcularon valores tanto para turbinas de gas como para motores de gas. Para estimar los costos de inversión, se solicitaron cotizaciones de [14].

 

Si la cantidad de gas requerida para producir ACS se considera estable, para satisfacer la demanda anual de energía de calefacción, la capacidad de energía calorífica del gas requerida es de ~1115 GJ. Si la eficiencia del horno es del 90%, la demanda de energía de calefacción es de ~1005 GJ/año. En consecuencia, la demanda de calor es de alrededor de 136 kW.
Para una turbina de gas, la eficiencia de producción de energía eléctrica se toma en 29%, mientras que para un motor de gas es de 40%. El equivalente térmico para el consumo esperado de gas de los bloques es de 6500 GJ/año y 3600 GJ/año, respectivamente. Como resultado, se puede producir toda la demanda de energía eléctrica del sitio piloto y se ahorra el gas utilizado para producir la demanda anual de calor del sitio (1082 GJ/año y 1004 GJ/año). Si se instalan los dispositivos con el rendimiento nominal anterior, se produce un excedente de energía eléctrica, térmica y de refrigeración, que puede inyectarse en la red eléctrica o venderse para calentar o enfriar los edificios vecinos [15].

 

El análisis económico detallado exploró la viabilidad de la inversión en una unidad de producción de energía combinada, para reemplazar la solución actual (producción directa de calor, energía eléctrica comprada). Además del cálculo de indicadores económicos, también se examinó en qué medida estos indicadores eran sensibles a las fluctuaciones de los precios de la energía eléctrica y el gas natural.

 

3.5. Combustible Alternativo para los Vehículos del Sitio Piloto

 

De acuerdo con los planos originales, las estaciones de servicio para vehículos eléctricos y de gas del sitio se habrían construido dentro de las instalaciones del sitio piloto. Sin embargo, las discusiones personales revelaron que sería más beneficioso construir la estación de servicio frente al sitio piloto, en terrenos públicos [16]. Si la estación de servicio está abierta al público, tiene un valor comercial, puede mejorar el consumo de electricidad y gas natural, lo que conducirá a un aumento en la rentabilidad del sitio piloto. Figura 2 muestra la ubicación sugerida de las estaciones de servicio. Para la construcción, se debe obtener un permiso del gobierno y se debe pavimentar el camino de acceso.

 

Figura 2. Ubicaciones sugeridas para las estaciones de servicio.

Ubicaciones sugeridas para las estaciones de servicio.

 

Para la estación de servicio de gas natural comprimido (GNC), se solicitaron cotizaciones a CNG Port Kft. como distribuidor de dos productos con prestaciones diferentes: las estaciones de servicio completas Blue Line TB 35 Midi Comfort y Green Line TB–160. El rendimiento del compresor en la estación Blue Line TB 35 Midi Comfort es de 35 m3/h, y la capacidad del almacenamiento es de 210 Nm3 a presión de aire estándar. Es adecuado para llenar los vehículos de la flota propia de la empresa. La estación de servicio Blue Line TB CNG es una opción ideal para pequeñas empresas con 20 a 30 vehículos o para sitios con poco tráfico. Aunque por su capacidad no es muy rentable para la explotación pública, puede servir excelentemente a una flota de reparto oa los coches de un grupo de mantenimiento. El compresor puede producir 26 kg de GNC por hora, es decir, para los cálculos se puede utilizar el valor de capacidad de 520 kg de GNC por día. A modo de comparación, veamos el consumo de GNC de varias categorías de vehículos por 100 km:

 

  • turismos, furgonetas: 5–6 kg/100 km;
  • orugas de pick-up (menos de 3.5 t): 9–10 kg/100 km;

 

Suponiendo que cada vehículo recorre 200 km por día, la estación de servicio puede servir:

 

  • 40–50 turismos o furgonetas;
  • 25–30 camionetas; o una combinación de los anteriores.

 

Esta estación de servicio no puede atender vehículos más grandes (autobuses, camiones).

Especificaciones técnicas:

 

  • dimensiones totales: 2980 × 2500 × 2300 mm;
  • material del contenedor: hormigón armado;
  • peso de la estación de servicio: 8800 kg;
  • longitud del cable adjunto: personalizado, según los parámetros del sitio;
  • diámetro de la conexión: DN 50, con brida PN 16;
  • presión en el punto de conexión: presión de la red primaria.

 

El licitador fijó el precio total designado de las estaciones de servicio completas en 30 millones de HUF, además del costo de la certificación (15 millones de HUF).

 

El costo estimado de los preparativos técnicos y la instalación del cable de alimentación es de 5 millones de HUF.

 

Por lo tanto, el costo total de inversión esperado es de 50 millones de HUF. (Las estimaciones de costos detalladas para las soluciones a continuación se omiten debido a limitaciones de tamaño).

 

En cambio, el rendimiento del compresor en el Green Line TB–160 es de 160 m3/h, y la capacidad del almacenamiento es de 700 Nm3 a presión de aire estándar. Es adecuado para llenar una flota de autobuses. Este tipo de estación está desplegada en aproximadamente 500 sitios en Alemania, operada por el DSO del estudio piloto. El costo de inversión esperado es de 95 millones de HUF.

 

Si la esperanza de vida económica es de 10 años y la TREMA es del 6 %, se puede afirmar que para la estación de servicio Blue Line TB 35 Midi Comfort (costo de inversión: 50 millones de HUF), los ingresos/ahorros regulares anuales deberían alcanzar ~6.5 millones de HUF /año.

 

Si se construye la estación TB-160 de la Línea Verde (coste de inversión: 95 millones de HUF), la cantidad requerida de ingresos/ahorros anuales debería ser casi el doble del valor anterior, ~12.6 millones de HUF/año.

 

4. Resultados

 

Si queremos explorar de qué proporción de la producción de energía son responsables las fuentes renovables, es indispensable medir la energía producida en los lados de electricidad, gas y calor, etc. Las razones van más allá del simple seguimiento; el perfil de control directo o indirecto del almacenamiento y otros dispositivos regulables solo es posible si se conoce el comportamiento general y real de todos los dispositivos del sistema. El monitoreo con un posible sistema SCADA (control de supervisión y adquisición de datos) es el requisito mínimo. Si el sistema diseñado no es totalmente autónomo, esta función de monitoreo sigue siendo indispensable. Sin embargo, para mejorar la eficiencia energética, se sugiere que se instalen dispositivos de control activo y que se integren las funciones clásicas de SCADA. También se sugiere establecer una gestión pasiva. Una vez que se inicia el sistema y los datos de consumo/producción están disponibles, se deben agregar al sistema funciones operativas y de gestión óptimas para los dispositivos relevantes (p. ej., almacenamiento, inversor).

 

Si es posible, la introducción del control directo debería resultar útil a medio y largo plazo (por ejemplo, control y gestión de tarificación). Los requisitos previos para esto incluyen la comunicación y otras condiciones.

 

En la práctica, el almacenamiento de gas a alta presión se completa en dos pasos. En el primer paso, la H2 el gas se comprime a una presión intermedia. Durante el transbordo, un compresor produce la presión de almacenamiento. El hidrolizador de agua HySTAT-10 sugerido produce 10 Nm3/h a 10 bares de presión. La densidad volumétrica del hidrógeno gaseoso a esta presión es extremadamente baja.

 

La capacidad de la pila de combustible HYPM HD 30 elegida es de 31 kWe y consume 18.86 Nm3/h hidrógeno para su producción nominal. Esto equivale a ~19 kg/h H2 uso a 10 bar de presión. Según estos datos, el funcionamiento de la pila de combustible requiere casi el doble de hidrógeno para operar a capacidad nominal que la capacidad nominal del hidrolizador conectado al panel solar existente.

 

En consecuencia, y debido al hecho de que la producción de hidrógeno y la producción de energía eléctrica no ocurren simultáneamente, H2 Se deben instalar capacidades de almacenamiento. Cuanto mayor sea la presión de almacenamiento, menos volumen se requiere para el almacenamiento. Sin embargo, cuanto mayor es la presión, mayor cantidad de energía eléctrica se requiere para la compresión. Si se examinan las capacidades diarias, y si 50 m3/día promedio H2 la producción se supone para los meses de verano (mayo-agosto), el almacenamiento de hidrógeno debe almacenar al menos 50 m3 hidrógeno.

 

Los cilindros industriales de gas comprimido se pueden usar a una presión mínima de 150 bar, pero la presión máxima para los modelos modernos oscila entre 200 y 300 bar. Si la cantidad de gas a almacenar es relativamente alta, se conectan varios cilindros para formar un banco de cilindros. Para satisfacer las altas necesidades, los cilindros están conectados con un sistema de colector común en paralelo. Este sistema permite el flujo simultáneo de todos los cilindros a través de una válvula central.

 

Consideremos un banco de cilindros formado por 12 cilindros de 50 L cada uno. El volumen total del banco de cilindros es entonces 50 × 12 = 600 L. Si la presión del gas ideal es de 300 bar y la temperatura es de 15 °C, 182 Nm3 El gas se puede sacar del sistema con una presión adicional de 1 bar. Esto está en línea con la regla general de que el volumen de un gas ideal almacenado a 300 bar a presión atmosférica es el volumen de almacenamiento multiplicado por ~300. En el presente caso, el hidrógeno gaseoso almacenado debe manejarse como un gas real; por lo tanto, su volumen a presión atmosférica será solo ~254 veces el volumen de almacenamiento, es decir, 152 Nm3.

 

Usando el algoritmo anterior, dos bancos de cilindros pueden almacenar hidrógeno que es 304 Nm3 a presión atmosférica, mientras que tres bancos de cilindros pueden almacenar 456 Nm3. Como la capacidad nominal de la pila de combustible es de 19 Nm3/h, la cantidad de gas almacenada asegura 8, 16 o 24 h de funcionamiento constante, respectivamente.

 

Si la capacidad de almacenamiento se calcula a partir de la cantidad de H2 gas creado con la electricidad producida por los paneles solares, y se toma como punto de partida la producción promedio entre mayo y agosto, se puede afirmar que tres bancos de cilindros pueden almacenar la cantidad de hidrógeno producido en ~10 días en este período. Esta cantidad puede asegurar el funcionamiento continuo de la pila de combustible (capacidad nominal: 31 kW) durante ~24 h.

 

En el proceso de toma de decisiones, además de la situación descrita anteriormente, también se debe tener en cuenta la demanda energética de la compresión del gas hidrógeno. Según las especificaciones de un compresor aplicado en cargadores de GNC, una estación de servicio de GNC que puede comprimir gas hasta 345 bar, tiene una demanda de energía eléctrica de aproximadamente 90 kW. Si se tiene en cuenta esta cantidad, el balance de energía del H2 la producción, el almacenamiento y la producción de energía serán negativos.

 

El nuevo sistema que se establecerá para el sitio piloto debe crearse de manera que la posible implementación futura de sistemas de gestión y operación del sistema más complejos se pueda lograr sin modificaciones importantes.

 

Las circunstancias actuales están bien ilustradas por Figura 3 a continuación, pero la cantidad de dispositivos instalados crecerá considerablemente. En consecuencia, la disposición de los puntos de medición debería ser mucho más compleja. Con base en los datos de consumo de energía disponibles, se puede afirmar que había dos medidores de gas (G1, G2) en el sitio, los cuales se leen de manera irregular. Además, había un medidor de electricidad (E1) y un medidor de agua (V1). Ninguno de estos se podía leer de forma remota. Se sugirió que estos medidores se cambiaran a dispositivos inteligentes que permitieran la lectura remota de medidores (RMR) y pudieran conectarse al sistema EFIR.

 

Figura 3. El nivel de información de medición actual del sitio.

Figura 3. El nivel de información de medición actual del sitio.

 

Figura 4 muestra los dispositivos de medición que se instalarán en el equipo diseñado. Tipos de dispositivos de medición: G—gas, E—electricidad, V—agua, H—calor.

 

Figura 4. Una posible distribución de los puntos de medida.

Figura 4. Una posible distribución de puntos de medida.

 

También se deben instalar medidores de electricidad de lectura remota en ambos lados del transformador que también midan el rendimiento inactivo. De esta manera, se podría medir y seguir la pérdida de rendimiento, el rendimiento efectivo, capacitivo e inductivo, así como el consumo. En cuanto a la central eléctrica fotovoltaica, se debe instalar un medidor de radiación solar y un termómetro exterior. Si el sistema de dispositivos de medida fuera óptimo, los sistemas heterogéneos de producción de energía podrían armonizarse y controlarse.

 

Los dispositivos de medición sugeridos para el bloque productor de calor y energía eléctrica conectado se muestran en Figura 5.

 

Figura 5. Sugerencia para los lugares de medición del bloque productor de energía térmica y eléctrica conectado.

Figura 5. Sugerencia para los lugares de medición del bloque productor de energía térmica y eléctrica conectado.

 

Es necesario medir la energía producida en los lados de electricidad, gas, calor, etc. para revelar el tamaño de la producción de energía renovable. Esta necesidad se justifica por varias razones. Además de monitorear, se debe conocer el comportamiento general y real de los dispositivos en el sistema para poder crear el perfil de control para los almacenamientos y dispositivos controlables directa o indirectamente. En consecuencia, el requisito mínimo para el sistema SCADA planeado es hacer posible el monitoreo. Además, también debería establecerse un sistema de control pasivo. Una vez que todo el sistema se pone en funcionamiento y se obtienen los perfiles de demanda y producción, los perfiles operativos y de gestión óptimos deben introducirse en los dispositivos pertinentes (p. ej., almacenamientos, inversores, etc.). Si se dan las posibilidades, se establecerá un sistema de gestión directa a medio y largo plazo (por ejemplo, control y gestión de cobros). Para ello se deben prever tanto los sistemas de comunicación como otras circunstancias.

 

Se sugiere que el sitio piloto se reconstruya de manera que permita la implementación de sistemas de administración y operación de red más complejos sin modificaciones significativas.

 

La configuración del sitio planificado es un posible resultado final, pero es importante resaltar que esto se puede lograr al final de un largo proceso.

 

Este proceso puede llevar mucho tiempo; y durante la construcción, todos los subsistemas deben permanecer operativos. Por lo tanto, tanto el proceso de reconstrucción como todo el sistema deben diseñarse para que sean modulares.

 

De acuerdo con los principios fundamentales del proceso de diseño, cada módulo debe diseñarse de manera que se puedan aprovechar las posibilidades sinérgicas. El hecho de que cada unidad que se instale permita un flujo de energía bidireccional simplifica el proceso de optimización, que de otro modo sería bastante complicado. Las mediciones de gas, energía eléctrica y agua deben planificarse teniendo en cuenta este hecho, es decir, que las cantidades de energía producida y consumida de las nuevas unidades constituyen valiosas piezas de información; en consecuencia, una medición basada en el equilibrio no es satisfactoria.

 

Por lo tanto, los metros que se muestran en Tabla 3 se van a desplegar que sirvan a los subsistemas construidos en las fases correspondientes. El mínimo necesario se determinó durante el proceso de diseño de los dispositivos de medición. En una fase posterior del proyecto, también es posible la estimación basada en cálculos. Sin embargo, las cifras dadas aquí deben considerarse como mínimos necesarios basados ​​en la experiencia previa.

 

5. Discusión

 

La producción de electricidad a partir de energía solar puede resolverse mediante paneles fotovoltaicos disponibles en el mercado. Para ello, se tuvo que determinar el rendimiento nominal más adecuado, en base a parámetros técnicos, económicos y medioambientales.

 

Además, había que explorar el método, el efecto y la posibilidad de mezclar el hidrógeno producido por la descomposición del agua en gas natural. Es ambiguo si es posible utilizar una mezcla de gases con un 30-40 % de hidrógeno añadido al gas natural en motores de combustión interna. Es especialmente problemático si el gas no solo se usa en el motor de gas instalado en el sitio para la producción de electricidad, sino que también se vende en la estación de servicio.

 

El croquis del bloque del proyecto fue preparado para este propósito (Figura 6).

 

Figura 6. Sugerencia para el boceto del proyecto.

Sugerencia para el boceto del proyecto.

 

A partir del esquema anterior y teniendo en cuenta los objetivos del proyecto, se han analizado varias posibilidades:

 

  • instalación de fuentes de producción de energía (central solar, turbina/motor de gas con funciones complejas, pila de combustible); la energía obtenida se puede utilizar para calefacción en invierno y refrigeración en verano;
  • electrolizadores de agua para producir hidrógeno;
  • sistemas de almacenamiento de energía para almacenar electricidad, calor e hidrógeno;
  • Estaciones de servicio de vehículos eléctricos y GNC.

 

El estudio de factibilidad tecnológica requirió la aplicación de métodos inusuales y soluciones innovadoras. La innovación en sí no proviene de una solución sin patente o tecnología nueva, sino del concepto del sistema. Algunas de estas tecnologías están en uso, algunas de ellas son completamente nuevas en Hungría, pero todas juntas, en un sistema común, la operación es inusual en absoluto.

 

Al evaluar la configuración del proyecto sugerido, el conocido análisis FODA (fortalezas, debilidades, oportunidades, oportunidades, amenazas) puede ser útil:

 

puntos fuertes:

 

  • Se utilizan fuentes de energía heterogéneas.
  • posibilidad de control de energía
  • no solo se genera electricidad, sino otros tipos de energía

 

debilidades:

 

  • altos costos de inversión
  • cuestiones de desarrollo, no tecnologías maduras
  • se espera un retorno interno corto

 

oportunidades:

 

  • podría ser un proyecto faro, cuota de mercado
  • precios emergentes de la energía y penetración de la movilidad eléctrica
  • recursos de licitación externa

 

amenazas:

 

  • entorno de regulación volátil
  • falta de experiencia operativa
  • medio ambiente (covid)

 

6. Conclusiones

 

El objetivo de este proyecto era proporcionar una solución energética multifuncional, rentable y compleja que utiliza métodos innovadores y puede adaptarse a las necesidades locales del laboratorio vivo en cuestión.

 

Basado en una revisión de la literatura y consultas de expertos, se debe afirmar que las regulaciones húngaras no permiten mezclar H2 a la red de gas natural. Además, H.2Los motores de combustión interna alimentados con combustible no están disponibles comercialmente. En consecuencia, de acuerdo con el Cliente, el estudio exploró las posibilidades de utilizar el hidrógeno producido en pilas de combustible para producir electricidad. Además, en lugar de una estación de HCNG, se propone la construcción de una estación de servicio de GNC, que pueda servir a la flota del Cliente y también a los autobuses. De acuerdo con el Cliente, las estaciones de servicio de GNC y EV deben construirse en terrenos públicos frente al sitio para mejorar la tasa de utilización y promover el valor comercial del sitio.

 

Hoy en día existe una fuerte demanda del segmento de usuarios finales de las denominadas soluciones comunitarias energéticas. Los DSO y otras partes interesadas están ejecutando proyectos de investigación en este campo, y varios programas nacionales e internacionales están apoyando este proceso. Si se elabora un modelo de negocio y un modelo de tecnología adecuados, la regulación probablemente se ajuste a este enfoque. Como se puede ver en la discusión anterior, esta pregunta tiene una gran complejidad, y en este documento el enfoque se centró en la solución técnica y los costos de implementación y la exploración de posibilidades.

 

AGRADECIMIENTOS

 

Me gustaría expresar mi gratitud y respeto a mis colegas investigadores, sin cuya guía y apoyo este artículo no hubiera sido posible: Albin Zsebik, Bálint Németh. Estoy agradecido por el apoyo!

 

Referencias

 

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Este artículo fue publicado originalmente por el Licenciatario MDPI, Basilea, Suiza, el 22 de septiembre de 2021, y se volvió a publicar de acuerdo con la Licencia pública internacional Reconocimiento-No comercial-Sin derivados 4.0 de Creative Commons. Puedes leer el artículo original aquí . Las opiniones expresadas en este artículo son solo del autor y no de WorldRef.


 

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