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Proyecto: Definición y análisis de un edificio de viviendas

plurifamiliar con aportación de hidrógeno

DEPARTAMENTO DE INTEGRACIÓN EN RED DE ENERGÍAS RENOVABLES

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Definición y análisis de un edificio de viviendas plurifamiliar con aportación de hidrógeno Octubre 2009

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ÍNDICE PÁGINA

1. Resumen ejecutivo........................................................................................... 9

1.1. Introducción ...................................................................................... 9

1.2. Objeto............................................................................................... 9

1.3. Alcance ............................................................................................. 9

1.4. Metodología ....................................................................................... 9

1.5. Conclusiones...................................................................................... 9

2. Tecnologías de hidrógeno................................................................................ 11

2.1. Producción de hidrógeno ................................................................... 11

2.1.1. Tecnología de electrolizadores............................................................ 11

2.1.2. Costes de sistemas de electrolisis ....................................................... 18

2.2. Almacenamiento de hidrógeno ........................................................... 20

2.2.1. Tecnología actual.............................................................................. 20

2.2.2. Costes............................................................................................. 25

2.3. Transporte....................................................................................... 26

2.3.1. Tuberías .......................................................................................... 26

2.3.2. Camiones, trenes y barcos................................................................. 27

2.4. Reconversión de hidrógeno ................................................................ 28

2.4.1. Tecnología Actual ............................................................................. 28

2.4.2. Barreras tecnológicas........................................................................ 38

2.4.3. Costes............................................................................................. 39

3. Revisión de experiencias existentes.................................................................. 42

3.1. Grimstad Renewable Energy Park ....................................................... 42

3.2. Stuart Island Energy Initiative............................................................ 44

3.3. Planta de Hidrógeno solar en la vivienda del arquitecto Markus Friedli..... 46

3.4. Proyecto HARI.................................................................................. 48

3.5. Proyecto EPACOP.............................................................................. 49

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3.6. Terceira Island Demonstration Facility................................................. 52

3.7. Domestic Solar/Hydrogen (PV/H2) System in Brunate Italy.................... 54

3.8. Proyecto de hidrógeno solar SAPHYS................................................... 56

3.9. Vivienda solar autosuficiente de Friburgo............................................. 57

3.10. Japan Hydrogen Fuel Cell demonstration park................................... 58

3.11. H2PIA .......................................................................................... 60

3.12. µCHP based on Danish fuel cell stacks ............................................. 60

3.13. Proyecto Don Qhyxote Home .......................................................... 62

3.14. OPET CHP/DH Cluster WP2: Micro and Small Scale CHP ..................... 63

3.15. Programa alemán de pilas de combustible residenciales: Callux .......... 64

3.16. Sistema residencial solar-hidrógeno en Nueva Jersey......................... 65

3.17. Conclusiones ................................................................................ 66

4. Revisión de Normativa.................................................................................... 67

4.1. Comités de Normalización, normas y estándares .................................. 67

4.1.1. Introducción .................................................................................... 67

4.1.2. Códigos y estándares internacionales.................................................. 69

4.1.3. Normativa en EE.UU. y Canadá .......................................................... 72

4.1.4. Códigos y estándares europeos .......................................................... 75

4.1.5. Códigos y estándares españoles ......................................................... 78

4.2. Guía inicial para el uso de hidrógeno en espacios cerrados – Proyecto

InsHyde ...................................................................................................... 79

4.2.1. Control de riesgos ............................................................................ 79

4.3. Otras fuentes de información sobre hidrógeno...................................... 85

5. Normativa relacionada con la instalación fotovoltaica ......................................... 86

6. Legislación de compra-venta de electricidad...................................................... 90

7. Definición de las viviendas .............................................................................. 92

7.1. Características de las viviendas .......................................................... 92

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8. Descripción de la instalación............................................................................ 94

9. Casos de análisis ........................................................................................... 95

9.1. Compra de hidrógeno........................................................................ 95

9.1.1. Suministro del hidrógeno mediante conducciones ................................. 95

9.1.2. Suministro del hidrógeno en botellas a presión..................................... 96

9.2. Producción de hidrógeno por electrolisis .............................................. 96

9.2.1. Las demandas del edificio se cubren con la pila de combustible. ............. 96

9.2.2. Las demandas del edificio se cubren con la energía fotovoltaica y la pila de

combustible ............................................................................................... 98

9.3. Vivienda aislada o conectada a red ..................................................... 99

9.4. Definición de criterios de análisis ........................................................ 99

10. Cálculos previos............................................................................................100

10.1. Necesidades de hidrógeno.............................................................100

10.2. Dimensionamiento del sistema fotovoltaico .....................................101

10.3. Dimensionamiento de la pila de combustible....................................102

10.4. Dimensionamiento del electrolizador...............................................104

10.5. Dimensionamiento del almacenamiento ..........................................105

11. Herramienta de cálculo utilizada: HOMER.........................................................106

12. Supuestos iniciales........................................................................................107

13. Escenarios. ..................................................................................................110

13.1. Escenario 1 .................................................................................112

13.1.1. 100% cobertura de la demanda..................................................112

13.1.2. 90% de cobertura de la demanda ...............................................117

13.1.3. 50% de cobertura de la demanda ...............................................118

13.2. Escenario 2 .................................................................................118

13.2.1. 100% cobertura de la demanda..................................................119

13.2.2. 90% cobertura de la demanda....................................................119

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13.3. Análisis de las opciones viables ......................................................125

13.3.1. Suministro externo de hidrógeno ................................................126

13.3.2. Producción in situ de hidrógeno ..................................................127

13.3.3. Otras alternativas .....................................................................127

13.3.4. Solución propuesta ...................................................................128

14. Análisis económico de las opciones escogidas ...................................................131

14.1. Opción 1: pila de gas natural .........................................................131

14.2. Opción 2: planta demostración producción H2 ..................................135

14.3. Opción 3: compra del hidrógeno ....................................................137

15. Referencias ..................................................................................................140

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FIGURAS

Figura 1.- Esquema de electrolizador PEM 12

Figura 2.- Esquema de funcionamiento de un electrolizador alcalino 13

Figura 3.- Vista lateral de stack (CENER) 14

Figura 4. Coste vs potencia de electrolizadores alcalinos 19

Figura 5.- Esquema de tanque de composite 21

Figura 6.- a) fulerenos b) nanotubos de multicapa, c) nanotubos de simple pared 22

Figura 7.- Esquema de hidruro metálico 23

Figura 8.- Relación de costes (€/kW) y potencia eléctrica del compresor 26

Figura 9.- Esquema general de pila de combustible 28

Figura 10.- Esquema de una pila de combustible PEM 32

Figura 11.- Componentes de una celda de PEMFC 33

Figura 12.- Relación Eficiencia eléctrica vs % carga nominal 37

Figura 13. Vista general del Renewable Energy Park en Dommesmoen, Grimstad 42

Figura 14. Esquema de funcionamiento del Energy Park 43

Figura 15. Esquema del sistema Stuart Island Energy Initiative 45

Figura 16. Instalación en la vivienda de M. Friedli 47

Figura 17. Esquema del concepto global del proyecto HARI 48

Figura 18. El sistema HPower FC instalado en interior 51

Figura 19. Diagrama de flujo de las instalaciones en la isla Terceira 53

Figura 20. Programa para la implementación de las unidades Energías renovables/Hidrógeno en isla

Terceira 54

Figura 21. Esquema del sistema PV/H2 en Brunate, Italia 55

Figura 22. Vivienda autosuficiente en Friburgo 57

Figura 23. Vivienda de Masanori Naruse en Hiratsuka, sudoeste de Tokio. 59

Figura 24. Esquema de las fases del proyecto danés de micro-cogeneración 61

Figura 25. Estructura de la red para pilas en hogares daneses 62

Figura 26. Integrantes del proyecto Callux 64

Figura 27. Instalación en vivienda de Nueva Jersey 65

Figura 28. Esquema: suministro de hidrógeno por tuberías 95

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Figura 29. Esquema: suministro de hidrógeno en botellas. 96

Figura 30. Esquema: F.V. solo para producción de hidrógeno. 97

Figura 31. Esquema: F.V. y pila de combustible para cubrir las demandas. 98

Figura 33. Reparto del consumo en una vivienda tipo en % de tiempo. 103

Figura 34. Perfil mensual de demanda eléctrica del edificio 107

Figura 35. Esquema del sistema analizado en HOMER. 107

Figura 36. Esquema en HOMER del Escenario 1 110

Figura 37. Esquema en HOMER del Escenario 2 111

Figura 38. Desglose costes sistema 114

Figura 39. Funcionamiento de los paneles fotovoltaicos 115

Figura 40. Funcionamiento de la pila de combustible 116

Figura 41. Estado mensual del tanque de almacenamiento 117

Figura 42. Histograma de frecuencia del tanque de almacenamiento 117

Figura 43. Desglose costes sistema 121

Figura 44. Funcionamiento de los paneles fotovoltaicos 123


Figura 46. Estado mensual del tanque de almacenamiento 125

Figura 48. Curva monótona de la demanda del edificio para todo el año 132

Figura 49. Curva monótona de la demanda del edificio para las 200 horas de mayor consumo. 133


Figura 51. Esquema del sistema utilizado en la opción 2 135


Figura 53. Esquema del sistema utilizado en la opción 3 138

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TABLAS

Tabla 1.- Características de electrolizadores. .........................................................................16

Tabla 2.- Coste unitario de electrolizadores ...........................................................................18

Tabla 3. Objetivos Técnicos de Producción distribuida de H2 a partir de electrolisis. ....................19

Tabla 4.- Características de las pilas de Combustible ..............................................................31

Tabla 5.- Características de funcionamiento de pilas de combustible .........................................38

Tabla 6.- Barreras a las pilas estacionarias ............................................................................39

Tabla 7.- Desglose de Coste estimado para sistemas típicos de pilas de combustible en aplicaciones

CHP conectadas a red .........................................................................................................40

Tabla 8. Estándares internacionales de la IEC. .......................................................................70

Tabla 9. Estándares internacionales de la ISO........................................................................71

Tabla 10. Estándares de EE.UU. y Canadá. ............................................................................72

Tabla 11. Directivas comunitarias.........................................................................................76

Tabla 12. Estándares europeos. ...........................................................................................77

Tabla 13. Estándares españoles. ..........................................................................................78

Tabla 14. Tramos horarios para la facturación eléctrica. ..........................................................90

Tabla 15. Precios de la Tarifa de Último Recurso.....................................................................91

Tabla 16. Distribución del consumo mensual de energía eléctrica en la provincia de Andalucía. ....92

Tabla 17. Coeficientes de simultaneidad, según el número de viviendas ....................................93

Tabla 18. Resumen del la generación fotovoltaica mensual y la cobertura de la demanda..........102

Tabla 19. Resumen combinaciones pila de combustible .........................................................104

Tabla 20. Resumen resultados con el 100% de cobertura de la demanda. Escenario 1 ..............112

Tabla 21. Resumen costes instalación .................................................................................113

Tabla 22. Producción eléctrica anual según generación..........................................................114

Tabla 23. Características del campo fotovoltaico...................................................................115

Tabla 24. Características de la pila de combustible ...............................................................115

Tabla 25. Características del sistema de hidrógeno ...............................................................116

Tabla 26. Resumen resultados con el 90% de cobertura de la demanda. Escenario 1 ................117


Tabla 28. Resumen resultados con el 100% de cobertura de la demanda. Escenario 2 ..............119

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Tabla 32. Resumen costes instalación .................................................................................120

Tabla 33. Producción eléctrica anual según generación..........................................................121

Tabla 34. Características del campo fotovoltaico...................................................................122

Tabla 35. Características de la pila de combustible ...............................................................123

Tabla 36. Características del sistema de hidrógeno ...............................................................124

Tabla 37. Resumen resultados obtenidos con HOMER para la opción 1 ....................................132

Tabla 38. Resumen costes instalación para la opción 1..........................................................133

Tabla 39. Costes de la instalación con una vida útil de la pila de 30.000 horas .........................133

Tabla 40. Características de la instalación para la opción 1 ....................................................134

Tabla 41. Resultados para la opción 2 .................................................................................136


Tabla 43. Resumen resultados obtenidos con HOMER para la opción 3 ....................................138

Tabla 44. Resumen costes instalación para la opción 3..........................................................138



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1. RESUMEN EJECUTIVO

1.1. INTRODUCCIÓN

La presente memoria recoge los resultados del proyecto realizado “Definición y análisis de un

edificio de viviendas plurifamiliar con aportación de hidrógeno” concedido por la Consejeria de

Vivienda y Ordenación del Territorio de la Junta de Andalucía publicado en Orden de 22 de abril de

2008.

1.2. OBJETO

El objetivo de este informe es diseñar una instalación que cubra las necesidades eléctricas de

un edificio plurifamiliar de viviendas situado en Sevilla. Dicha instalación tiene la particularidad de

que incorpora hidrógeno como combustible para la generación eléctrica.

1.3. ALCANCE

En este informe se realiza un análisis de distintas configuraciones para definir cual es la más

adecuada según unos determinados criterios económicos, técnicos, de disponibilidad de energía,

etc.

Puesto que el proyecto se encuentra todavía en fase de desarrollo y este es un informe de

seguimiento, no se han incluido todavía conclusiones. No obstante en la última fase, se realizará

un estudio más exhaustivo de los escenarios que se proponen por tener un mayor potencial de

viabilidad tanto económica como técnica, y cuyos resultados se recogerán en el informe final del

proyecto previsto para final de año.

1.4. METODOLOGÍA

En este informe se detalla el estado del arte actual de las tecnologías asociadas al hidrógeno

para este tipo de aplicaciones, así como los proyectos que se han realizado a nivel mundial en el

ámbito residencial.

Se recoge toda la normativa actualmente existente en España y en concreto en Andalucía

asociada a las instalaciones fotovoltaicas, así como la normativa en cuanto a instalaciones con

hidrógeno y a la compra venta de electricidad.

Posteriormente se van a analizar de un modo detallado distintos escenarios para la obtención

del hidrógeno, bien por medio de algún tipo de energía renovable o bien por suministro directo de

una compañía gasista.

Finalmente se definirá aquel escenario que mejor se ajuste desde el punto de vista económico

y técnico.

1.5. CONCLUSIONES

Para que el ciclo completo de producción y consumo de energía sea totalmente limpio el

hidrógeno se ha de producir a partir de una energía renovable, mediante el proceso de electrolisis.


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En este proyecto se estudia la producción de hidrógeno mediante energía solar fotovoltaica, por

ser un recurso abundante en Andalucia, donde se sitúa el edificio en estudio.

Si bien las tecnologías asociadas a los sistemas de hidrógeno, electrolizador, pila de

combustible y almacenamiento están bastante desarrolladas desde el punto de vista técnico,

todavía no están maduras y sus tiempos de vida son limitados, sobre todo en lo referente a las

pilas de combustible. Así mismo los costes actuales de estas tecnologías son elevados.

Sin embargo debido a sus buenas prestaciones se perfila como una de las posibles soluciones

al problema de las emisiones en el sector residencial.

A pesar de que ya existen proyectos de hidrógeno a nivel mundial en el sector residencial, no

hay ninguno de estas características. En España no existe ninguna experiencia a este nivel y por lo

tanto existe un vacío legal en cuanto a normativas de instalación y utilización.

En este proyecto se han planteado distintas configuraciones y se ha estudiado su viabilidad

técnica, económica y de ejecución. Es decir alguno de los escenarios planteados se ha tenido que

descartar por el solo hecho de necesitar más espacio del disponible en el edificio para su

instalación.

En un principio el objetivo era que el edificio fuese totalmente auto suficiente, pero viendo el

elevado coste del sistema, y el espacio necesario para su instalación, se han estudiado varios

supuestos en los que se ha ido aumentando el aporte de electricidad de la red.

Finalmente se han propuesto tres soluciones viables actualmente y se han analizado sus

ventajas y desventajas. Así mismo se han vuelto a hacer estudios con HOMER de estas tres

posibles soluciones.

Una opción sería la de diseñar una instalación en la que el hidrógeno se produjese a partir de

gas natural, mediante una pila de combustible que lleve incorporado un reformador interior. Con

esta opción se conseguiría demostrar la viabilidad de los sistemas de hidrógeno en las aplicaciones

estacionarias, pero teniendo presente que el origen del hidrógeno no es renovable.

Otra opción sería diseñar la instalación de tal forma que la pila cubriese prácticamente el 100%

de la demanda eléctrica del edificio, pero el hidrógeno necesario tendrá dos orígenes diferentes:

una pequeña parte se produciría en el propio edificio con la energía que proviene del campo

fotovoltaico y el resto del hidrógeno necesario sería suministrado por una empresa especializada,

por ejemplo Abengoa. El origen de este hidrógeno seguiría siendo renovable al estar producido en

su planta termosolar de Sanlúcar la mayor.

Finalmente como opción alternativa a esta última, se plantea también la posibilidad de no

producir nada de hidrógeno en el edificio y que todo sea suministrado por Abengoa.

Valorando todas las opciones descritas se ha llegado a la conclusión de que la opción más

viable actualmente y teniendo en cuenta todos problemas que podrían coexistir de espacio,

inmadurez tecnológica y normativa va a depender del grado en el que se quiera que el consumo

del edificio sea totalmente renovable y sin emisiones de ningún tipo y por su puesto de su coste

económico.


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2. TECNOLOGÍAS DE HIDRÓGENO

2.1. PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO

La producción actual de hidrógeno a nivel mundial está basada en los hidrocarburos mediante

procesos de reformado o craqueo y, en menor medida, a partir de agua mediante electrolisis. La

producción de hidrógeno por electrolisis consume más energía que si se produce a partir de

combustibles fósiles, sin embargo, hay menos problemas de acceso, de suministro y geopolíticos

unidos al agua que con el petróleo y la electrolisis es una vía potencial de producción de hidrógeno

a partir de energías renovables que generen electricidad (eólica, fotovoltaica). Prácticamente todas

las zonas habitadas tienen acceso o disponen de fuentes acuíferas y renovables lo que supone un

reparto mucho mas democrático de los recursos.

Además, los sistemas electrolíticos son modulares, cubren amplios rangos de producción y

pueden funcionar en combinación con sistemas de reconversión de energía (motores, pilas de

combustible, etc.) constituyendo nuevas arquitecturas en la generación distribuida de energía. Este

mismo concepto puede aplicarse también a las renovables dando lugar a sistemas que generan

energía bajo demanda a partir de energías intermitentes y variables como las renovables.

Si bien existen numerosas formas de obtención de hidrógeno renovable a escala de laboratorio,

son muy pocas las que pueden aprovecharse a escala comercial y con unos costes razonables. El

método de producción renovable de hidrógeno más común es la electrolisis del agua a partir de

una fuente de energía eléctrica renovable. No obstante, se está desarrollando un importante

esfuerzo investigador en la producción de hidrógeno a partir de biomasa, al igual que en otros

métodos basados en la división fotoelectroquímica del agua y en las algas productoras de

hidrógeno.

Respecto a la electrolisis del agua, una de sus ventajas es que permite producir hidrógeno a

partir de cualquier fuente de energía eléctrica: la red eléctrica, placas fotovoltaicas, energía eólica,

hidroeléctrica, nuclear, etc. La electrolisis a partir de la red eléctrica produciría actualmente

hidrógeno a 6-7 $/kg, con costes cercanos a 4 $/kg en el futuro. El hidrógeno producido a partir de

energía eólica costaría sobre 7-11 $/kg, con un potencial futuro de hasta 3 $/kg. El hidrógeno

solar, de mayor coste, alcanzaría en la actualidad unos 10-30 $/kg, con estimaciones futuras de 3-

4 $/kg. La electrolisis a partir de energía eólica o FV es hoy en día el método más común de

producir hidrógeno renovable.

2.1.1. Tecnología de electrolizadores

La producción de hidrógeno a partir de energía eólica y fotovoltaica se realiza generalmente

mediante electrolisis del agua, es decir, descomposición del agua en hidrógeno y oxígeno al paso

de electricidad en un sistema electroquímico.

Un electrolizador es fundamentalmente un sistema electroquímico constituido por dos

electrodos y un electrolito. En los electrodos, ánodo y cátodo, se producen las reacciones de

oxidación y reducción respectivamente, y gracias al electrolito los iones pueden desplazarse desde


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un electrodo hasta el otro. La corriente eléctrica necesaria para que se produzca la reacción

discurre por un circuito externo en forma de corriente continua. [1]

Los electrolizadores comerciales disponibles en la actualidad son de dos tipos: PEM (Proton

Exchange Membrane) y alcalinos, siendo la diferencia fundamental entre ambos el electrolito

utilizado. En el primer caso (Figura 1) se trata de una membrana polimérica sólida que permite el

transporte específico de protones y que aísla los gases generados en ambos electrodos. En el

segundo caso (Figura 2), sin embargo, el electrolito es una disolución de KOH soportada en un

diafragma inorgánico que, al mismo tiempo que permite el transporte de iones hidroxilo, evita el

contacto entre ambos gases.

2.1.1.1. Electrolizadores PEM

Este sistema está formado por un electrodo positivo o ánodo donde el agua se oxida, es decir,

pierde electrones con la consiguiente producción de oxígeno, y un electrodo negativo o cátodo

donde los protones se reducen, o ganan electrones, con la consiguiente formación de hidrógeno. El

electrolito es una membrana sólida en la que se produce el transporte específico de protones. Los

electrolizadores PEM se caracterizan por operar a baja temperatura, esto es, en un rango de 30-

80ºC, y con presión de salida del hidrógeno de hasta 30 bar.

H2O

O2 H2

H+

H+

H2O

Ánodo Cátodo

H2O

O2 H2

H+

H+

H2O

Ánodo Cátodo

Figura 1.- Esquema de electrolizador PEM

Las reacciones que tiene lugar en la celda electrolítica son las siguientes:

Ánodo: −+ ++→ eHOOH 442 22

Cátodo: 2244 HeH →+ −+

Las membranas PEM son derivados fluorados del CF3SO3- cuya resistencia eléctrica y

conductividad iónica dependen del grado de humedad de la membrana, de su estructura,

composición, grosor, etc. Presentan las ventajas de un bajo mantenimiento, ya que son electrolitos

sólidos, y una buena separación de los gases, que producen a alta presión. También presentan


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desventajas ya que son costosas y delicadas en su funcionamiento, requieren un nivel de humedad

elevado en todo momento y su temperatura de operación es limitada.

Los electrolizadores PEM no alcanzan aún grandes potencias y su grado de desarrollo es menor

que el de los electrolizadores alcalinos lo que se traduce en una menor fiabilidad del sistema,

menor garantía de vida útil y mayor coste.

2.1.1.2. Electrolizadores alcalinos

En estos sistemas el electrolito es una disolución acuosa de KOH al 20-30% en peso dado que

estas disoluciones presentan una óptima conductividad iónica y no atacan al acero inoxidable. El

rango de temperaturas y presiones típico de estos electrolizadores es 70-120ºC y 1-30 bar,

respectivamente.

H2O

H2 O2

OH-

OH-

H2O

ÁnodoCátodo

H2O

H2 O2

OH-

OH-

H2O

ÁnodoCátodo

Figura 2.- Esquema de funcionamiento de un electrolizador alcalino

El electrolizador está formado por celdas electrolíticas constituidas por un ánodo, un cátodo y el

electrolito, conectadas en serie y que forman el stack. Existen dos diseños diferentes de celdas:

monopolares y bipolares. Las reacciones que tienen lugar son las siguientes:

Ánodo: −− ++→ eOHOOH 424 22

Cátodo: −− +→+ OHHeOH 4244 22

Los electrolizadores con celdas bipolares pueden ser más compactos que los que utilizan las

monopolares y pueden funcionar a altas presiones (superiores a 30 bar), mientras que los

electrolizadores monopolares funcionan a presión atmosférica. Las altas presiones suponen una

ventaja ya que reducen el trabajo requerido para la compresión del hidrógeno, una vez producido,

para su almacenamiento. En la actualidad, la mayoría de los electrolizadores alcalinos que se

fabrican son bipolares.


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2.1.1.3. Eficiencia

Un electrolizador se caracteriza por la potencia consumida por m3 de H2 producido, es decir por

la eficiencia. El objetivo de un electrolizador es la obtención de hidrógeno con el mínimo consumo

eléctrico que en este caso es del orden de 3.5 kWh/Nm3H2 (HHV, higher heating value o poder

calorífico superior, PCS). La eficiencia energética de un electrolizador depende de la temperatura,

presión y otros factores pero además, los electrolizadores no funcionan de forma aislada sino que

son necesarios sistemas auxiliares de refrigeración, de purificación de gases, de humidificación o

deshidratación, etc. Todos estos sistemas presentan un consumo energético significativo por lo que

la eficiencia total del sistema puede verse reducida hasta valores del 70% (HHV).

2.1.1.4. Componentes básicos

La estructura básica de los electrolizadores es semejante independientemente del tipo,

alcalinos o PEM. Los fabricantes introducen modificaciones para incrementar la eficiencia total del

sistema, reducir el tamaño, costes, etc. pero los componentes son fundamentalmente los mismos.

[2].

2.1.1.4.1. Módulo del electrolizador o stack

Es la parte fundamental del electrolizador y consiste en el apilamiento de celdas elementales,

generalmente conectadas en serie eléctricamente, constituidas por los electrodos y el electrolito.

La cantidad de hidrógeno producido se controla variando el número de celdas y el área de estas (lo

que determina la densidad de corriente) aunque para un electrolizador dado, ambos factores son

fijos. Las cargas parciales para un determinado electrolizador se consiguen variando la potencia

suministrada o lo que es lo mismo, variando la corriente.

La tensión continua se aplica entre el primer y último electrodo dando lugar a una corriente

eléctrica a través de las celdas y produciendo la reacción. Los gases se recogen en los conductos

por la parte superior del stack mientras que el electrolito se recicla por la parte de abajo del stack.

Figura 3.- Vista lateral de stack (CENER)


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2.1.1.4.2. Sistema de separación de gases y refrigeración

Los gases que se recogen en la parte superior del stack pasan por los conductos de flujo hasta

los separadores que son unos tanques donde el gas pasa a la parte superior dado que es menos

denso que el electrolito que los llena parcialmente. Posteriormente, el gas se limpia y pasa a un

contenedor intermedio donde se almacena.

El electrolito separado de los gases se recicla mediante una bomba y se reconduce hacia los

conductos de distribución de electrolito una vez enfriado mediante el sistema de refrigeración.

Hay una etapa posterior a la separación de gases que se realiza en el scrubber para eliminar

los residuos de electrolito (de partículas de KOH) que pueden quedar en los gases y evitar así,

depósitos de álcali en el sistema y la corrosión.

2.1.1.4.3. Módulo desoxidante y desecante

Dependiendo de los fabricantes, este sistema puede ser único o estar separado en dos. En el

primero se produce la eliminación de oxígeno residual en un pequeño reactor catalítico con

estructura de columnas que el gas atraviesa y en donde se produce la reacción siguiente:

calorOHOH +→+ 2221

2

El agua que se produce en la reacción se añade a la ya presente en el gas de entrada y el calor

se elimina mediante un intercambiador.

El siguiente paso consiste en la eliminación del agua del gas y se realiza en el módulo

desecante. Se trata de una doble columna de estructura cristalina porosa, térmicamente

regenerada, de material adsorbente y que permite la eliminación selectiva de las impurezas de

agua. Las características de adsorción dependen de la temperatura y la presión de operación.

2.1.1.4.4. Sistema de suministro eléctrico

El módulo está formado generalmente por dos componentes: transformador y rectificador. El

transformador se diseña para adaptar la tensión AC de entrada a la tensión requerida por el

rectificador y este transforma la tensión AC en DC. Estos sistemas están diseñados

específicamente para cada potencia y modelo de electrolizador ya que la tensión de funcionamiento

depende del número de celdas y su comportamiento es característico de cada modelo.

2.1.1.4.5. Sistema de control

Los electrolizadores llevan incorporados unos sistemas de control que permiten determinar y

controlar el funcionamiento correcto del aparato. Todos los sistemas de seguridad, detección de

fugas, pureza de gases, niveles de tensión, presión, temperatura, alarmas, etc. están incluidos en

el programa de control.


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2.1.1.5. Comparativa entre tecnologías

Las dos tecnologías de electrolisis de agua más desarrolladas son la alcalina y PEM, aunque

existe una tercera en desarrollo todavía que corresponde a la de óxidos sólidos. Las principales

características de las dos tecnologías desarrolladas se resumen en la Tabla 1.

Tabla 1.- Características de electrolizadores. Fuente: [3]

Tipo Alcalino PEM

Electrolito Disolución de KOH Membrana polimérica

Ión conductor OH- H+

Respuesta Lenta (10-103 s), funciona mejor

en estado estacionario, rango de

carga 20-100%

Rápida (1s), amplio rango de

funcionamiento

Coste relativo Moderado-alto dependiendo de la

escala de aplicación

Muy alto

Comercialización 1920 1980

Ventajas Actualmente es el electrolizador

comercial de menor coste y mas

alta eficiencia y la tecnología esta

bien probada

Electrolito sólido (sin partes

móviles ni líquidos corrosivos),

Opera a altas densidades de

corriente y el diseño es

compacto, alta presión de salida

del gas, puede alcanzar

gradientes de presión grandes,

tecnología bien probada

Inconvenientes Baja densidad de corriente,

electrolito liquido que limita la

respuesta y aumenta el

mantenimiento, relativa baja

presión de salida del gas que

implica compresión posterior,

sistemas de purificación de gases

adicionales

Alto coste del polímero y de los

catalizadores (metales nobles),

procesos de fabricación costosos

y complejos, suministro de agua

ultrapura, no hay disponibles en

escala de MW

Los electrolizadores alcalinos cubren cualquier rango de producción, desde algunos litros por

hora hasta cientos de metros cúbicos. Además, son robustos y sus vidas útiles se miden en

décadas más que en años. Las densidades de corriente típicas de funcionamiento de estos equipos

varían entre 0,2-0,4 A/cm2 y se diseñan para trabajar a presión atmosférica aunque cada vez mas,


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se esta incrementando hasta presiones de 30 bar o superiores. Una característica interesante de

estos sistemas es que no necesitan catalizadores derivados de metales nobles y pueden operar con

metales más baratos como el níquel. Obviamente este factor es importante en la reducción de

costes de fabricación y en especial en una economía de escala en la que el coste de los materiales

tiende a dominar sobre el resto de los factores.

El stack es el núcleo fundamental del equipo pero, son necesarios un número elevado de

sistemas auxiliares que incluyen el acondicionador de potencia, gestión de presión, temperatura y

agua, recirculación de electrolito y purificación de gases. Todos estos periféricos suponen una

reducción de la eficiencia del sistema y constituyen aproximadamente dos tercios del coste del

equipo.

Por su parte, los electrolizadores PEM se caracterizan por utilizar como electrolito una

membrana sólida polimérica y con carácter ácido. La membrana actúa como separador de los

gases, además, y permite una construcción relativamente sencilla y con una alta capacidad de

respuesta de operación.

Estos electrolizadores tienen aplicaciones militares y espaciales y también a nivel de laboratorio

por lo que el tamaño habitual varia de 0,01-10 Nm3/h de H2. Se han construido algunos más

grandes, de 100-200 KW y 25-50 Nm3/h de H2 pero no se fabrican en potencias del orden de MW.

Funcionan habitualmente a presiones superiores a 15 bar con eficiencias algo menores que las de

los electrolizadores alcalinos pero con densidades de corriente muy superiores (> 1 A/cm2). La

membrana permite trabajar con gradientes de presión muy grandes y aunque esto tiene un efecto

negativo en la eficiencia del stack, los requerimientos de compresión de los gases posteriormente

se reducen mucho lo que favorece también una reducción de costes al eliminar sistemas auxiliares.

La pureza de los gases también es superior a los obtenidos en EA y se necesitan menos etapas de

purificación además de eliminar el sistema de recirculación del electrolito puesto que es sólido en

este caso.

Estos sistemas, más compactos que los EA, responden rápidamente a las fluctuaciones de

carga mientras que los EA debido a su electrolito liquido, tienen más inercia y son menos eficientes

en condiciones variables y hay que tener cuidado en los apagados y encendidos. Esto hace de los

electrolizadores PEM, unos sistemas mejor adaptados para su integración con energías renovables.

El inconveniente es que no existen con potencias elevadas.

Otros inconvenientes de los EPEM son sus componentes y el coste. La membrana polimérica es

un material que debe cumplir una serie de requisitos de estabilidad, conductividad, etc. y que

actualmente constituye una familia de materiales perfluorados conocidos como Nafion y fabricado

por DuPont. Estas membranas tienen un coste muy elevado (600 $2003/m2) lo que unido a la

necesidad de utilizar catalizadores derivados de metales nobles (platino o paladio) incrementa

mucho el coste total del stack siendo precisamente el coste del material el factor dominante en el

sistema incluso en una economía de escala.

Hay que destacar que en la actualidad existen numerosas plantas de electrolizadores cloro-

álcali basados en tecnología PEM y con potencias del orden de 10-100 MW por lo que el actual


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mercado de Nafion no esta dirigido a la electrolisis de agua sino a la producción de cloro. El

desarrollo de nuevos materiales competitivos con el Nafion tendría grandes oportunidades de

negocio en este campo.

2.1.2. Costes de sistemas de electrolisis

Las barreras principales a las que se enfrenta la electrolisis para posicionarse como un modo de

producción de hidrógeno viable y rentable, son de índole técnica y económica aunque ambas están

relacionadas.

Desde el punto de vista técnico, un electrolizador consume una gran cantidad de energía

eléctrica para producir hidrógeno (del orden de 53-55 kWh/kg H2) y puesto que la electricidad es

una forma de energía secundaria muy costosa, es prioritario reducir el consumo por unidad de

hidrógeno producido o lo que es lo mismo, incrementar las eficiencias al máximo posible.

Obviamente, el incremento de eficiencia supone una reducción del coste del hidrógeno producido.

Se calcula que los sistemas actuales son capaces de producir unos 480 kg/día con tecnología

preferentemente alcalina aunque existen instalaciones con producciones superiores a 100 kg/h

para aplicaciones en la industria química y de fertilizantes. Los electrolizadores actuales presentan

eficiencias del orden de 63.5% (LHV, lower heating value o poder calorífico inferior, PCI)

incluyendo los sistemas periféricos excepto la compresión. Los electrolizadores alcalinos operan a

bajas presiones lo que implica el uso de compresores para el posterior almacenamiento del

hidrógeno producido y supone un incremento del consumo eléctrico de entre el 5% y 10% de la

energía contenida en el hidrógeno aproximadamente lo que reduce la eficiencia global a menos del

59%.

Las barreras económicas están relacionadas principalmente con el coste de fabricación del

sistema, los materiales, etc. Sin embargo, también los costes de operación deben tenerse en

cuenta ya que, finalmente, es el coste del hidrógeno que se produce el dato que interesa

minimizar.

Tabla 2.- Coste unitario de electrolizadores

Electrolizadores alcalinos

Rango de producción (Nm3 H2) Rango de producción (kW) Coste unitario (€/kW)

0.5 - 1 2.5 - 5 16000 - 14000

2 - 20 10 - 100 9000 – 5600

30-110 150-550 3000 – 2000

> 200 >1000 1000

Electrolizadores PEM

Rango de producción (Nm3 H2) Rango de producción (kW) Coste unitario (€/kW)

0.5 - 1 2.5 - 5 ~15000

2 - 12 10 - 60 ~5000

Cálculos realizados suponiendo una eficiencia del 70% (HHV)


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0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 500 1000 1500 2000 2500 3000

Power kW

Cos

ts €

/kW

StatoilHydro 1bar StatoilHydro 16bar StatoilHydro 40bar Hydrogenics 10barAccagen 6bar Accagen 25bar IHT 1bar IHT 30bar

Figura 4. Coste vs potencia de electrolizadores alcalinos

En la actualidad el coste de un electrolizador depende de la dimensión del equipo o capacidad

de producción de hidrógeno, es decir, de la potencia. Así, los electrolizadores mas pequeños

presentan costes que pueden ser más de 20 veces superiores a los de grandes potencias. En la

Tabla 2 se recogen datos sobre costes generales de electrolizadores obtenidos de la bibliografía

(€2003) [4] y de algunos fabricantes en el caso de los electrolizadores alcalinos.

En las plantas a gran escala, los costes de inversión suponen un porcentaje menor en el coste

del hidrógeno producido ya que, el coste de la electricidad necesaria o lo que es lo mismo, el coste

de operación, adquiere mayor peso que en las plantas pequeñas.

Los sistemas actuales de producción de hidrógeno a partir de energías renovables por

electrolisis se encuentran lejos del óptimo y existen numerosas áreas de mejora. Entre los

objetivos principales que se plantean en los diversos programas de I+D de los distintos organismos

internacionales como el DOE, la Comunidad Europea a través de la Plataforma de Hidrógeno y Pilas

de Combustible, el NETO/METI en Japón y otros, cabe destacar el incremento de eficiencias y

reducción de costes.

En la Tabla 3 se recogen los objetivos del Departamento de Energía de USA (DOE) en su Plan

2005-2015.

Tabla 3. Objetivos Técnicos de Producción distribuida de H2 a partir de electrolisis. Fuente: [5]

Características Unidades Estado 2006 Objetivo 2012 Objetivo 2017

Eficiencia % (LHV) 62,0 69,0 74,0

Coste electrolizador

[6]

$/kg

$/kW

2,20

665

0,70

400

0,30

125

Coste de H2 $/kg 4,80 3,70 <3,00


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2.2. ALMACENAMIENTO DE HIDRÓGENO

A pesar de que los equipos de producción de hidrógeno han sido mejorados, el almacenamiento

de hidrógeno sigue siendo una parte del sistema fundamental para la implantación de la economía

de hidrógeno en el futuro. Por ello, es crítico el desarrollo de tecnologías seguras y fiables de

almacenamiento que satisfagan los requerimientos de fabricantes y consumidores en cuanto a

infraestructura y coste.

2.2.1. Tecnología actual

Las opciones actuales de almacenamiento más desarrolladas son [7]:

• comprimido y almacenado en un tanque presurizado

• enfriado a estado líquido y mantenido frío en tanques aislados

• almacenado en componentes sólidos

El hidrógeno, contiene la mayor densidad energética por unidad de peso de todos los

combustibles. Desafortunadamente es el elemento más ligero del universo lo que implica grandes

volúmenes o altas presiones para lograr una cantidad apreciable de energía almacenada en forma

de H2. A continuación se realiza una breve descripción de las dos tecnologías adaptadas a las

aplicaciones residenciales en forma de gas comprimido o en estado sólido.

2.2.1.1. Almacenamiento de hidrógeno gaseoso

En principio, las tecnologías de almacenamiento a gran escala utilizadas para el gas natural son

aplicables para el almacenamiento de hidrógeno comprimido. Para aplicaciones de almacenamiento

de larga duración y a gran escala, están siendo utilizados los métodos de almacenamiento

subterráneos porosos, acuíferos y cavernas ya que éstos ofrecen la solución más económica. Este

tipo de almacenamiento subterráneo es dos órdenes de magnitud más barato que el

almacenamiento en tanques. Sin embargo, sólo resulta viable para volúmenes de varios millones

de Nm3 [8].

La densidad energética del hidrógeno gaseoso se mejora incrementando la presión de

almacenamiento de hidrógeno por ello, se requieren tanques de presión elevada (350-700 bar).

Esto supone mejoras en cuanto al diseño y materiales utilizados para asegurar la integridad del

tanque, además se necesitan avances en las tecnologías de compresión para mejorar las

eficiencias y minimizar los costes para producir hidrógeno de alta presión.

Los tres tipos de tanques principales son: tanques de acero, aluminio recubierto de fibra de

vidrio (composites) y plástico recubierto de fibra de vidrio.

En sistemas estacionarios, donde el peso y el tamaño no son factores decisivos, los tanques de

acero son una buena solución, pero para vehículos, los tanques a presión tradicionales presentan

problemas en cuanto a peso y volumen.

Actualmente, la forma más común de almacenar hidrógeno en forma gaseosa es en tanques de

acero, aunque los tanques de composites ligeros para soportar mayores presiones se están


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haciendo cada vez más comunes. El cryogas, hidrógeno gaseoso enfriado hasta temperaturas

criogénicas, es otra alternativa utilizada para aumentar la densidad energética volumétrica del

hidrógeno gaseoso.

Figura 5.- Esquema de tanque de composite

La principal ventaja de los tanques de composites (Figura 5) es su bajo peso, y que son

comercialmente viables y seguros. Estos tanques no necesitan de un intercambiador de calor

interno y pueden utilizarse con gas criogénico. Las principales desventajas son el elevado volumen

físico requerido y el elevado coste (en torno a 500 – 600 US $/ kg H2).

Puesto que es el método más accesible para almacenar hidrógeno, es el sistema que se

propone para la planta desarrollada en el proyecto.

2.2.1.2. Almacenamiento de hidrógeno basado en materiales

El almacenamiento de hidrógeno en materiales sólidos tiene el potencial de convertirse en una

metodología segura y eficiente para almacenar energía, tanto para aplicaciones estacionarias como

para móviles. Actualmente, hay tres tipos de almacenamiento de hidrógeno mediante materiales

en estado sólido:

• Materiales basados en carbono: materiales en estado sólido que pueden regenerarse on borrad.

• Hidruros metálicos: materiales en estado sólido reversibles que pueden ser regenerados on

borrad.

• Hidruros químicos: el hidrógeno se elimina por medio de una reacción química (principalmente

con agua); el combustible utilizado o el subproducto se regenera off-board.

2.2.1.2.1. Carbono y otros materiales de alta área superficial

Esta tecnología de almacenamiento de hidrógeno incluye un rango de materiales basados en

carbono como los nanotubos de carbono, aerogeles, nanofibras, así como óxidos metálicos MOFs, y

polímeros.


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Los nanotubos de carbono de capa única están siendo estudiados como materiales de

almacenamiento de hidrógeno, ya que sus capacidades gravimétricas de hidrógeno son del orden

de 3-10%wt a temperatura ambiente. Sin embargo, hay una controversia debido a la dificultad de

reproducir estos resultados y por ello, la investigación se está centrando en la reproducción de las

propiedades de nanotubos de carbono.

Figura 6.- a) fulerenos b) nanotubos de multicapa, c) nanotubos de simple pared

Otros materiales de alta área superficial son las zeolitas y óxidos metálicos (MOFs). Estos

materiales están caracterizados por tener un área superficial muy alta que puede fisisorber

hidrógeno molecular. Pueden almacenar un porcentaje medio en peso %wt de hidrógeno a

temperaturas criogénicas (los MOFs absorben hasta 4%wt de hidrógeno a una temperatura de 78K

y 1%wt a temperatura ambiente) aunque todavía están en fase de investigación y desarrollo.

2.2.1.2.2. Hidruros Metálicos

Los hidruros metálicos son componentes o aleaciones intermetálicas que permiten la absorción

de hidrógeno durante mucho tiempo y desorción de hidrógeno reversible bajo condiciones

moderadas [9].Una reacción típica se puede expresar como:

calorMHHM nn +↔+ 22 [10]

Donde M es el metal o la aleación.

La fase α (Figura 7) es el estado de solución del hidrógeno en el metal y la fase β es el hidruro

metálico, donde los átomos de hidrógeno se acomodan regularmente entre los átomos metálicos.

Ambas fases muestran un estado de equilibrio a una presión y temperatura determinada.


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Figura 7.- Esquema de hidruro metálico

Las características generales de los hidruros metálicos son:

• reacción reversible y rápida entorno a una temperatura normal

• se puede controlar tanto la presión como la temperatura del plateau en función de la

composición de la aleación

• fácil manejo antes de la hidrogenación

• alta densidad volumétrica de hidrógeno

• seguridad, el almacenamiento de hidrógeno tiene lugar a una baja presión

Los hidruros metálicos tienen el potencial de almacenamiento de hidrógeno reversible on board

y se eliminan a bajas temperaturas y presiones. Un hidruro metálico simple como el LaNi5H6, que

incorpora hidrógeno en su estructura cristalina puede funcionar en un rango de 1 a 10 atm y 25 a

120ºC, pero su capacidad gravimétrica es demasiado baja (≈ 1.3 % wt.) y su coste es demasiado

elevado para aplicaciones móviles.

2.2.1.2.3. Hidruros químicos

Son aquellos que liberan hidrógeno a través de reacciones químicas de distinto tipo y en cuya

composición, no hay metales de transición.

Los hidruros químicos reversibles o a veces denominados también metálicos complejos como

los alanatos (AlH4) tienen una mayor capacidad gravimétrica de hidrógeno que los hidruros

metálicos simples. Los alanatos pueden almacenar y soltar hidrógeno reversiblemente siempre y

cuando se utilice un catalizador como los dopantes de titanio, de acuerdo con la reacción siguiente:

232

6331

4 HAlAlHNaNaAlH ++→

223

63 3 HAlNaHAlHNa ++→

Hasta ahora, se ha demostrado con alanatos una capacidad de almacenamiento de 4%wt.

Además, la cinética de reacción del proceso de eliminación de hidrógeno es muy lenta para

aplicaciones móviles. Aunque los alanatos de sodio no superarán los retos de 2010, se prevé que


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posteriores estudios den lugar a una mejora en la compresión del diseño y por tanto al desarrollo

de mejoras de los hidruros metálicos complejos.

Los borohidruros tienen mayor potencial que los alanatos sin embargo, hay menos estudios

realizados. Estos compuestos liberan hidrógeno mediante una reacción de hidrólisis que incluye la

reacción de oxidación de los hidruros químicos con agua para producir hidrógeno. Otros

compuestos con estas características son los hidruros de Li, Na, Mg o Ca.

2224 42 HNaBOOHNaBH +→+

La reacción puede ser controlada en un medio acuoso mediante el pH y el uso de catalizador.

Aunque la capacidad de % wt H2 es elevada y la cinética de liberación de H2 es rápida, la

regeneración del borohidruro debe llevarse a cabo off-board. La investigación se debe centrar en

mejorar las energías requeridas para la regeneración, coste y el impacto del ciclo de vida.

Algunos hidruros químicos liberan hidrógeno por efecto del calor en vez del agua como el

borohidruro de amonio NH4BH4, que puede descomponerse térmicamente en cuatro etapas, sin

embargo, las reacciones no son reversibles y requieren regeneración off-board.

2.2.1.3. Proceso de Compresión

El almacenamiento de hidrógeno gaseoso comprimido es la solución más simple entre las

distintas metodologías de almacenamiento (gaseoso, líquido o con materiales sólidos), dado que el

único equipo requerido para el mismo es un compresor y un tanque a presión.

El trabajo requerido para la compresión Wt,isot (compresión isotérmica con refrigeración) se

puede calcular según la siguiente expresión:

=

1

2, ln

2 ppTZRW Hisott

donde:

RH2 = 4124 J/kg�K Constante del gas hidrógeno

T Temperatura

( ) ( )( ) ( )121 pK2/pKpKZ += Factor de corrección para el gas hidrógeno con

K(p)=1+p/150 MPa

p2 Presión de descarga

p1 Presión de succión

Para calcular la potencia requerida del motor PM, debemos tener en cuenta la masa de

producción y la eficiencia de compresión.


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isottM Wt

mP ,

1

η=

donde:

tm Masa producida por unidad de tiempo

η Eficiencia considerando todas las pérdidas hidráulicas y mecánicas

(representa aproximadamente el 50% en plantas pequeñas)

Wt,isot Trabajo requerido para compresión isotérmica con refrigeración

La presión inicial determina la cantidad de trabajo requerida para la compresión como

consecuencia de la relación logarítmica entre el trabajo requerido y el nivel de compresión. Así,

una compresión desde 1 a 10 bar requiere la misma energía de entrada que una compresión desde

10 a 100 bar. Este factor debe tenerse en cuenta ya que afecta a los costes operacionales

(consumo de gas o electricidad) junto con los costes de inversión. Esta clase de compresión se

realiza generalmente en etapas múltiples con una primera etapa que proporciona una pre-

presurización de varias atmósferas. Cuando el hidrógeno se produce a alta presión, la primera

etapa puede ser eliminada pero para optimizar el coste total, los costes adicionales de un

electrolizador de alta presión deben compensarse por costes de inversión y operación ahorrados en

la primera etapa de la compresión.

Los niveles típicos de presión son 30-40 bar para etapas de pre-compresión en el llenado de

tanques colectores y 250-400 bar para tanques de almacenamiento de aplicaciones de llenado

rápido.

La mayoría de los compresores de gas natural comunes se pueden modificar fácilmente para

adecuarlos para su utilización con el hidrógeno. La gama de compresores disponibles para el

hidrógeno por lo tanto, se extiende desde unidades pequeñas con una producción de varios Nm3/h

hasta equipos con una producción de varios cientos de Nm3/h aunque los grandes compresores del

orden de MW no se están estudiando ni utilizando para el hidrógeno.

Los parámetros que se deben tener en cuenta en la elección de un compresor son: el tipo de

gas, volumen de succión, presión de succión y de descarga y la temperatura del gas a la entrada

del compresor. Los dos tipos de compresores más adecuados son los de pistón y los de diafragma.

2.2.2. Costes

El coste de distribución y almacenamiento supone una barrera importante en el

dimensionamiento de cualquier sistema basado en hidrógeno y es difícil de calcular.

Para los tanques de gas comprimido, los costes vienen determinados por la baja producción de

este tipo de dispositivos, por lo que sería posible una reducción de los mismos conforme

aumentase la demanda. Los costes calculados por diversos autores varían entre 625-2.080 $/kg de

hidrógeno dependiendo de la talla del contenedor. Generalmente los contenedores de pequeño


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tamaño dado su elevado coste, suelen alquilarse por unos 2.000 $/mes ($1995). En la actualidad los

costes de tanques a bordo se calculan del orden de 1.000 $/kg H2 (40 Kg) y los tanques de gran

tamaño de composites pueden variar entre 500-600 $/Kg H2.

En los costes de hidruros metálicos debe incluirse no solo el material de almacenamiento sino

también, el tanque de almacenamiento a presión y el intercambiador de calor integrado para

enfriar y calentar durante el proceso de absorción y desorción, respectivamente. En algunos casos,

es necesario comprimir el gas, dependiendo de las propiedades del hidruro. Puesto que gran parte

de los costes se dedican al material (hidruro) propiamente dicho, hay una pequeña economía de

escala para este tipo de almacenamiento. Algunos autores han realizado estimaciones de costes

calculando valores en el rango de 820 $/kg de hidrógeno hasta 60.000 $/kg para unidades de

hidruros muy pequeñas. De hecho, las unidades más grandes solo alcanzan los 30 kg de hidrógeno

almacenado (Hydrogen Components Inc. 1997).

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0 50 100 150 200 250

Potencia eléctrica (kWel)

Cos

tes

espe

cífic

os (

€/kW

)

Figura 8.- Relación de costes (€/kW) y potencia eléctrica del compresor

Los costes exactos del compresor vienen determinados por un correcto dimensionamiento

dentro del sistema completo. La Figura 8 muestra costes orientativos en función de la potencia

nominal según cálculos de algunos autores (€1996). Según esto, los costes para pequeñas plantas

(del orden de 10 kWel) se pueden estimar en 5.000 €/kWel, con los precios disminuyendo con el

aumento del tamaño de la planta hasta el punto de que una unidad de 250 kWel vendría a costar

alrededor de 500 – 750 €/kWell.

2.3. TRANSPORTE

Actualmente, el transporte de hidrógeno desde el punto de producción al de consumo se lleva a

cabo mediante tuberías, transporte por carretera en camiones en estado líquido criogénico o gas

comprimido, en tren, e incluso en barco.

2.3.1. Tuberías

Las redes de transporte de hidrógeno existentes hoy en día se concentran alrededor de las

grandes industrias químicas o de las refinerías de petróleo, como es el caso del golfo. Por citar un


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ejemplo, en EE.UU. existen poco más de 1.000 km de tuberías de hidrógeno instaladas, frente a

casi 2 millones de km de la red de gas natural.

El transporte gaseoso a través de las redes existentes es la opción más asequible para la

distribución de grandes volúmenes de hidrógeno. No obstante, los altos costes de inversión que

supone la instalación de nuevas tuberías supone un gran freno para la expansión de esta

infraestructura. La investigación se centra en superar problemas técnicos como la fragilización del

acero y las soldaduras debido al hidrógeno; el control necesario de las fugas; y la necesidad de

una tecnología de compresión del hidrógeno más barata y fiable.

Una posibilidad para la rápida expansión de esta infraestructura es la adaptación de parte de la

red de gas natural para admitir hidrógeno. La conversión de estas tuberías para transportar una

mezcla de gas natural e hidrógeno (hasta un 20% de hidrógeno) requiere posiblemente unas

simples modificaciones; sin embargo, la conversión para el transporte de hidrógeno puro supondría

modificaciones importantes. Actualmente se están investigando ambas posibilidades.

Otro posible método de distribución consiste en la producción de algún líquido con contenido en

hidrógeno para ser bombeado a través de una red de tuberías hasta las estaciones de repostaje, y

una vez allí, ser procesado para producir el hidrógeno a distribuir. El etanol producido a partir de

fuentes renovables con emisiones netas nulas se encuentra entre los portadores de hidrógeno en

consideración. Los portadores líquidos de hidrógeno ofrecen la posibilidad de utilizar la

infraestructura existente de tuberías y camiones para el transporte de hidrógeno.

2.3.2. Camiones, trenes y barcos

Los camiones, trenes y barcos pueden ser utilizados para la distribución de hidrógeno en forma

de gas comprimido, líquido criogénico o portadores tanto líquidos como sólidos.

2.3.2.1. Hidrógeno gas comprimido

Actualmente, el hidrógeno puede ser distribuido en camiones cisterna a presiones de hasta 200

bar. Este método no sólo es caro, sino que para distancias mayores de 300 km resulta prohibitivo.

Los investigadores tratan de desarrollar la tecnología necesaria para llegar a presiones de hasta

700 bar, lo que reduciría los costes y ampliaría la utilidad de esta opción.

2.3.2.2. Hidrógeno licuado

Hoy por hoy, para grandes distancias, el hidrógeno se transporta como líquido en tanques

criogénicos superaislados. En la planta de licuefacción, el hidrógeno gaseoso se licua y se almacena

en grandes tanques aislados. Este hidrógeno líquido se comercializa mediante camiones hasta los

puntos de distribución, donde se comprime y vaporiza para su dispensación. Para largas distancias,

el hidrógeno líquido es más económico que el gaseoso ya que permite una mayor masa

transportada por cada camión. No obstante, su licuefacción consume cerca del 30% de la energía

contenida por el hidrógeno y es costosa, además, existen pérdidas de hidrógeno por evaporación.


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2.4. RECONVERSIÓN DE HIDRÓGENO

2.4.1. Tecnología Actual

Actualmente existen distintas tecnologías de reconversión de hidrógeno en energía eléctrica

que se escogen principalmente en función de la aplicación final de la energía. Por ello, si para

aplicaciones móviles la tecnología más estudiada resulta la pila de combustible, para aplicaciones

estacionarias pueden utilizarse cualquiera de las siguientes tres tecnologías:

• Motores alternos de combustión interna (ICEs)

• Turbinas de gas

• Pilas de combustible

Los primeros dos equipos constituyen tecnologías convencionales que necesitan ser

modificadas para que puedan utilizar hidrógeno como combustible en lugar de combustibles fósiles.

Las últimas, es decir las pilas de combustible, han sido estudiadas para aplicaciones con

combustibles gaseosos, gas natural e hidrógeno en la mayoría de los casos.

A continuación se recoge una descripción de la tecnología de pilas aplicable en sistemas

residenciales como el que nos ocupa en este proyecto. No se ha incluido los motores y turbinas

dado que no se adecuan a este tipo de aplicaciones.

2.4.1.1. Pilas de Combustible

Una pila de combustible es un equipo que convierte la energía química de un combustible

(hidrógeno, gas natural, metanol, gasolina, etc.) en electricidad mediante la reacción con un

oxidante (aire u oxígeno). En principio una pila de combustible opera como una batería, pero a

diferencia de la batería, la pila de combustible no se agota y no requiere recarga; producirá

electricidad y/o calor mientras se mantenga el suministro de combustible y oxidante.

Figura 9.- Esquema general de pila de combustible


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Tanto las baterías como las pilas de combustible son equipos electroquímicos. Ambos tienen un

ánodo cargado positivamente, un cátodo cargado negativamente y un material conductor llamado

electrolito. Los equipos electroquímicos generan electricidad sin dar lugar a la combustión del

combustible, al contrario de lo que ocurre con los métodos tradicionales de generación de

electricidad.

2.4.1.1.1. Funcionamiento y diseño de las pilas de combustible

Las pilas generan electricidad a partir de una simple reacción electroquímica donde el oxidante,

generalmente oxígeno del aire y el combustible, típicamente hidrógeno, se combinan para dar

además de electricidad, agua. El oxígeno (aire) pasa de forma continua a través del cátodo y el

hidrógeno pasa a través del ánodo para generar electricidad, calor residual y agua. Dado que la

pila de combustible no tiene partes móviles, resulta silencioso y una fuente de potencia fiable.

El electrolito que separa el ánodo y el cátodo es un material conductor de iones. En el ánodo, el

hidrógeno y sus electrones se separan generando protones (H+) que pasan a través del electrolito

mientras que los electrones pasan a través de un circuito eléctrico externo en forma de Corriente

Continua (DC). Los protones se combinan con el oxígeno y los electrones en el cátodo para formar

agua. Las reacciones generales que tienen lugar en una pila de combustible son:

−+ +→ eHHÁnodo 442: 2

OHeHOCátodo 22 244: →++ −+

Las celdas individuales pueden ser combinadas de manera que formen un stack de pilas de

combustible. El número de celdas que constituyen un stack, determina la tensión total y el área

superficial de cada celda determina la corriente total. Multiplicando la tensión con la corriente se

obtiene la potencia eléctrica total generada por la pila:

Potencia (Watts) = tensión (Volt) X Corriente (Amps)

El diseño de las pilas de combustible es complejo y puede variar significativamente en función

del tipo de combustible y aplicación utilizada. Sin embargo, la mayoría de las pilas de combustible

tienen tres componentes:

• Stack

• Inversor de corriente

• Sistema de recuperación de calor

La mayoría de los sistemas de pilas de combustibles incluyen otros componentes y subsistemas

para controlar la humedad de las pilas de combustible, temperatura, presión del gas y agua

residual.

Stack de pilas de combustible

El stack es el corazón del sistema de potencia de las pilas de combustible. Genera electricidad

en continua a partir de reacciones químicas que tienen lugar en las celdas.


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Inversores de corriente

Los inversores de corriente adaptan la corriente eléctrica desde la pila de combustible para

satisfacer las necesidades eléctricas de la aplicación, si es un motor eléctrico simple o una red

compleja.

Las pilas de combustible producen electricidad en forma de DC por lo que debe disponer de un

equipo para convertir esta corriente DC a AC.

Tanto la potencia AC como la DC tienen que ser acondicionadas. El acondicionamiento de

potencia incluye el control de la corriente (amperios), tensión, frecuencia y otras características de

la corriente eléctrica para satisfacer las necesidades de la aplicación. La conversión y el

acondicionamiento reducen la eficiencia del sistema sólo ligeramente, alrededor de 2 a 6%.

Sistema de recuperación de calor

Los sistemas de pilas de combustibles no se utilizan generalmente para producir calor. Sin

embargo, como algunos sistemas de pilas de combustible, sobre todo aquellos que operan a alta

temperatura como los de óxidos sólidos y sistemas de carbonatos fundidos, generan unas

cantidades significativas de calor, este exceso de energía se puede utilizar para generar vapor o

agua caliente o convertirlo en electricidad por medio de turbinas de gas u otras tecnologías. Esta

última opción incrementa la eficiencia energética global del sistema.

2.4.1.1.2. Tipos de pilas de combustible

La clasificación más común de pilas de combustible se hace en función del tipo de electrolito

utilizado en las celdas y la temperatura de operación e incluyen [11]:

• Pilas de combustible de membrana polimérica (PEMFC)

• Pilas de combustible alcalinas (AFC)

• Pilas de combustible de ácido fosfórico (PAFC)

• Pilas de combustible de carbonato fundido (MCFC)

• Pilas de combustible de óxido sólido (SOFC)

En la Tabla 14 se muestran las principales características de las pilas de combustible [12]

En términos generales, la elección de electrolito dicta el rango de la temperatura de operación

de las pilas de combustible. La temperatura de operación y la vida útil de las pilas de combustible

dictaminan las propiedades fisicoquímicas y termomecánicas de los materiales empleados en los

componentes de las celdas. Los electrolitos acuosos están limitados a la temperatura de 200ºC o

inferiores debido a su elevada presión de vapor y rápida degradación a altas temperaturas. La

temperatura de operación juega además un importante papel condicionando el grado de

procesamiento del combustible requerido.


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Tabla 4.- Características de las pilas de Combustible

a) Pilas de Combustible de Electrolito Polimérico (PEMFC)

La PEMFC fue desarrollada en la década de los sesenta por General Electric y la tecnología PEM

fue la primera en utilizarse en el proyecto espacial Gemini de la NASA. Actualmente las PEMFC se

están desarrollando y demostrando para el rango de 1 W y 5 kW.

Las pilas de combustible de intercambio de protones ofrecen un orden de magnitud mayor para

la densidad de potencia que cualquier otro sistema de pila de combustible, con la excepción de las

pilas de combustible alcalinas avanzada para aplicaciones aerospaciales. El uso del electrolito de

polímero sólido elimina los problemas de corrosión y seguridad asociados a las pilas de combustible

de electrolito líquido. Su baja temperatura de operación proporciona un tiempo de comienzo

instantáneo y no requiere una protección térmica para proteger al personal.

Las pilas de combustible PEMFC se cree que son la mejor opción como fuente de potencia para

vehículos para reemplazar la gasolina y el diesel en motores de combustión interna.

a.1) Diseño y operación de PEMFC

Las PEMFC se diferencian de otras pilas en que utilizan una membrana polimérica de fase sólida

como electrolito/separador de celda. Esto hace que la manipulación, mantenimiento y ensamblaje

sean menos complejos que en otras pilas de combustible y se elimina la necesidad de manejar

líquidos, incluyendo ácidos corrosivos y bases.

Las reacciones electroquímicas que tienen lugar en las PEMFC son similares a las que ocurren

en las PAFC. El hidrógeno se consume en el ánodo, dando lugar a electrones y protones que entran

PEMFC AFC PAFC MCFC SOFC

Electrolito Membrana polimérica

Hidróxido de potasio

Ácido fosfórico Carbonato fundido

Cerámica

Electrodo Carbón Metal de transición

Carbón Niquel y óxido de níquel

Perovskita y cermet Perovskita

Catalizador Platino Platino Platino Material de electrodo

Material de electrodo

Temperatura de operación

40-80ºC 65-220ºC 205ºC 650ºC 600-1000ºC

Vector de carga

H+ OH- H+ CO32- O2-

Combustibles H2

Reformado

H2 Hidrógeno (H2)

Reformado

H2/CO

Reformado

H2/CO/CH4

Reformado

Oxidante O2/aire O2 O2/aire O2/aire O2/aire

Eficiencia 40-50% 60% 40-50% 50-60% 45-55%


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al electrolito. En el cátodo, el oxígeno se combina con los electrones y los protones para producir

agua que no se disuelve en el electrolito. Las PEMFC funcionan a temperatura ambiente,

generalmente entre 60-90ºC por lo que el agua que se forma en la reacción es un líquido y se

expulsa a través de la corriente oxidante residual del cátodo. Las presiones máximas de trabajo

son de 3 atm. Las reacciones que tienen lugar en la pila son las siguientes:

Ánodo: −+ +→ eHH 442 2

Cátodo: OHeHO 22 244 →++ −+

Un stack PEMFC (Figura 10) normalmente consta de los siguientes componentes; una

membrana de intercambio de protones, una capa de difusión porosa conductora eléctrica, una capa

catalítica (electrodo) ensamblada entre la membrana y la capa de difusión y una placa de

conducción eléctrica (normalmente en configuración bipolar), surcado por unos canales de flujo a

través de los cuales fluyen el combustible y el oxidante hacia los sitios reactivos. Los electrodos

suelen ser capas tan finas que se pueden añadir directamente sobre la membrana o sobre la capa

de difusión, unida a la membrana.

El H2 se canaliza a través de los platos al ánodo a un lado de la pila de combustible, mientras que el O2 del aire se introduce al cátodo en el otro lado de la celda

En el ánodo, el catalizador de Pt ocasiona la descomposición del H2 en H+ y electrones cargados negativamente

La membrana polimérica permite que sólo pasen los H+ a través del mismo hacia el cátodo. Los electrones deben viajar a través del circuito externo al cátodo, generando una corriente eléctrica

En el cátodo, los electrones y los iones H+ se combinan con el oxígeno para formar agua, que se elimina fuera

Figura 10.- Esquema de una pila de combustible PEM

El electrolito de esta pila de combustible es una membrana de intercambio iónico –polimérica-

que resulta un excelente conductor de protones – iones de hidrógeno-. El material empleado es

una cadena polimérica fluorocarbonada, similar al Teflón, en la que se han adjuntado grupos de

ácido sulfónico (Nafion u otros similares). Las moléculas ácidas están unidas al polímero y no

pueden liberarse, pero los protones de estos grupos ácidos son libres de migrar a través de la

membrana. El contenido de agua en la membrana determina propiedades fundamentales de la

membrana como conductividad, permeabilidad gaseosa, y propiedades mecánicas [13].


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El ánodo y el cátodo se preparan aplicando una cantidad de platino (capa catalítica) a la

superficie de la capa de difusión fina y porosa de carbono que tiene que ser empapada

previamente con Teflón. La función de la capa de difusión es la de actuar como difusor de gases,

proporcionar soporte mecánico y proporcionar un camino para los electrones. El electrolito se pone

entonces entre el ánodo y el cátodo, y los tres componentes se sellan bajo calor y presión para

producir una simple MEA. Este “assembly” que constituye el corazón de la pila de combustible es

de un grosor inferior a 1 mm.

Figura 11.- Componentes de una celda de PEMFC

Las placas de conducción, normalmente bipolares, tienen como función la de canalizar los

reactivos y sacar los productos de ambos electrodos. El contacto entre los reactivos y la capa de

difusión debe ser máximo por ello, la forma específica de los canales es un factor crítico para

conseguir una distribución del reactivo uniforme, un funcionamiento estable de la celda y una

gestión correcta de los productos. Normalmente, estas placas están hechas de grafito, en el que se

mecanizan los canales, debido a su excelente conductividad, baja contaminación (bajo impacto

medioambiental) y coste relativamente bajo.

En las pilas PEM, el catalizador está basado en platino tanto para el ánodo como para el cátodo,

disperso en carbono o como pequeñas partículas de Pt (coloides). Debido a las bajas temperaturas

de la PEMFC la carga del catalizador es importante para compensar las bajas cinéticas de reacción.

El platino y los catalizadores basados en platino, son los mejores materiales para la reacción de

reducción de oxígeno en el cátodo cuya actividad es muy baja y todavía más cuando se utiliza aire

(en vez de oxígeno puro). En el ánodo se utiliza tanto un catalizador metálico de platino puro como

un catalizador de platino soportado, normalmente en carbón o grafito para corrientes de hidrógeno

puro. Para otros combustibles, como los reformados (que contienen H2, CO2, CO y N2), el

catalizador deseado es una aleación de platino y rutenio.

Las pilas PEM se caracterizan por su sensibilidad al monóxido de carbono (CO) y sulfuros (S).

El monóxido de carbono es un veneno extremadamente efectivo para el catalizador de la pila de

combustible, incluso concentraciones de partes por millón (>10ppm) y que causan una

degradación substancial en el funcionamiento, especialmente a altas densidades de corriente.


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En resumen, las pilas PEM comparado con otros tipos de pilas de combustibles, generan más

potencia en un volumen determinado o peso (pueden trabajar con densidades de corriente del

orden de 2 kW/l y 2 W/cm2), su electrolito sólido proporciona una resistencia excelente al paso de

gas además de tener menos problemas de orientación y corrosión, el sellado entre los gases del

ánodo y el cátodo es más simple, y por tanto, más económico para la fabricación. Por ultimo, la

baja temperatura de operación de las PEMFC permite un tiempo de respuesta rápido y, con

ausencia de constituyentes de celdas corrosivos, no se requiere el uso de materiales especiales

como en otros tipos de pilas de combustible, tanto en la construcción del stack como en el BoP.

Por el contrario, el bajo y estrecho rango de temperatura de operación (<100ºC) hace que la

gestión térmica sea difícil, especialmente a elevadas densidades de corriente, y dificulta utilizar el

calor residual para cogeneración. La gestión de agua es otro reto significativo de los diseños de

PEMFC, ya que el diseño debe ser tal que asegure una continua hidratación del electrolito y son

bastante sensibles a la contaminación a niveles de traza de CO, S y NH3. Hasta cierto punto, estas

desventajas pueden contrarrestarse disminuyendo la densidad de corriente e incrementando la

carga del catalizador; aunque estos dos cambios en las configuraciones elevan el coste del

sistema.

b) Pilas de Combustible Alcalinas

La tecnología de las pilas alcalinas al no ser tan corrosiva para el electrodo, se desarrolló tanto

como la tecnología de las pilas ácidas y de hecho, han sido utilizadas desde la mitad de los 60 por

la NASA en los programas Apollo y Space Shuttle. Las pilas de combustibles de naves espaciales

proporcionan potencia eléctrica para los sistemas de a bordo, así como agua sanitaria. Las pilas

AFCs están entre los equipos más eficientes en generación de electricidad, con una eficiencia

cercana al 70%.

b.1) Diseño y operación de AFC

Las AFCs utilizan un electrolito que es una disolución acuosa de KOH retenido en una matriz

porosa. La concentración de KOH puede oscilar en función de la temperatura de operación. Las

pilas de combustible alcalinas trabajan a temperaturas entre 65-120 ºC aunque trabajan

óptimamente a temperatura ambiente y a presiones de aproximadamente 1 bar. Cada celda puede

llegar a producir entre 1.1 y 1.2 V.

Existe una gran variedad de catalizadores disponibles para pilas alcalinas ya que se pueden

utilizar varios tipos; metales nobles (caros pero de fácil manejo), metales no nobles “clásicos”

(Plata para el cátodo y Niquel Raney para el ánodo) y espinelas y perovsquitas (se están

estudiando y desarrollando como alternativa barata a los metales).

Una de las características de las AFCs es que son muy sensibles al CO2 que puede estar

presente en los combustibles o en el aire. El CO2 reacciona con el electrolito, envenenando

rápidamente, y degradando severamente la pila de combustible.

Por tanto, resulta conveniente que funcionen con hidrógeno y oxígeno puros lo que aumenta el

coste de operación de la pila. Además, las moléculas como CO, H2O y CH4 son peligrosas y aunque

puedan funcionar para otro tipo de pilas de combustible pueden envenenar las AFCs.


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Una ventaja de las AFCs, es que resultan baratas de fabricación debido a su flexibilidad de

utilizar un rango amplio de catalizadores en los electrodos de este tipo de pilas de combustible y a

que los electrodos pueden construirse con materiales de carbono y plástico baratos. Además, otra

cualidad de los sistemas AFC es su excelente compatibilidad con el hidrógeno y oxígeno comparado

con otras pilas de combustible debido a la cinética del electrodo de O2. Las AFC trabajan a

temperaturas relativamente bajas y se encuentra entre las pilas más eficientes.

c) Pilas de ácido fosfórico (PAFC)

Las pilas de combustibles de ácido fosfórico (PAFC) fueron las primeras pilas de combustible en

ser comercializadas. Desarrollos a mediados de los 60 y análisis desde los 70 han hecho mejorar

significativamente los sistemas en estabilidad, prestaciones y coste. Estas características han

hecho de las PAFCs unas buenas candidatas para aplicaciones estacionarias.

La mayoría de las plantas tienen una capacidad del orden de 50 a 200 kW, pero se están

construyendo plantas grandes de 1 a 5 MW. La planta más grande de operación alcanzada hasta la

fecha es 11 MW. Los esfuerzos principales se están concentrando en la mejora de PAFCs para

aplicaciones estacionarias, plantas de generación distribuida y plantas de potencia de

cogeneración. Los principales participantes industriales son UTC Fuel Cells en EEUU y Fuji Electric

Corporation, Toshiba Corporation, y Mitsubishi Electric Corporation en Japón.´

c.1) Diseño y operación de PAFC

Las PAFCs tienen una eficiencia superior al 40% en la generación de electricidad. Cuando se

opera en aplicaciones de cogeneración, la eficiencia global es aproximadamente del 85%. Además,

a la temperatura de operación de PAFCs, el calor residual es capaz de calentar el agua o generar

vapor a presión atmosférica. Por ello, las PAFCs se desarrollan principalmente para aplicaciones

estacionarias.

La alta eficiencia de las PAFC operando en modo de cogeneración es una de las ventajas de

este tipo de pilas de combustible. Además, el CO2 no afecta al electrolito y puede así operar con

combustibles fósiles reformados. Otras de las ventajas son: simple construcción, volatilidad baja

del electrolito y estabilidad a corto plazo.

La presencia de CO tiene un gran efecto en la eficiencia de la pila porque puede envenenar al

catalizador de los electrodos, Pt al igual que en las pilas PEM. Los derivados del azufre actúan de

una forma semejante al CO.

Algunas de las ventajas de las PAFCs pueden resumirse en que son menos sensibles al CO que

los PEMFCs y AFCs, y toleran entorno al 1% de CO como diluyente. La temperatura de operación

es todavía suficientemente alta y permite el uso de materiales de construcción comunes, por lo

menos en los componentes BoP. La temperatura de operación además proporciona una

considerable flexibilidad en el diseño para la gestión térmica. Las eficiencias demostradas para las

PAFC son del orden de 37 a 42% (basadas en el LHV de gas natural) que son superiores a la

alcanzada por la mayoría de los sistemas. Además, el calor residual de los PAFC puede utilizarse en

la mayoría de las aplicaciones de cogeneración comerciales e industriales.


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Entre las desventajas puede destacarse la reducción del oxígeno que se produce en el cátodo

es más lenta que en las AFC, y requiere el uso del catalizador de platino y que la naturaleza

corrosiva del ácido fosfórico, requiere el uso de materiales caros en el stack.

d) Pilas de Carbonato Fundido (MCFC)

Las pilas de carbonato fundido fueron desarrolladas a mitad de los años 60, desde entonces se

han llevado a cabo mejoras en los métodos de fabricación, instalación y resistencia. Las primeras

pilas presurizadas empezaron a funcionar en los años 80 y hoy en día se consideran pilas de

segunda generación ya que presentan una alta eficiencia eléctrica y pueden funcionar con

reformado de gas natural.

El desarrollo de las MCFC se ha centrado en grandes aplicaciones estacionarias y marinas

donde el elevado tamaño y peso de las MCFC y el lento tiempo de respuesta no son factores

relevantes. Las MCFC están siendo desarrolladas para el uso de un rango grande de combustibles

convencionales y renovables.

d.1) Diseño y operación de MCFC

Dadas las características de estas pilas, es posible trabajar directamente con hidrocarburos

gaseosos como el gas natural que sería reformado para producir hidrógeno y CO o CO2 dentro de

la misma pila de combustible. Por lo tanto, el CO y CO2 no suponen un problema en el

funcionamiento del sistema. Sin embargo, el azufre y derivados sí tienen efectos negativos. La

tolerancia del ánodo es mayor que la del cátodo pero nunca superior a 10 ppm.

El principal reto de los desarrolladores de MCFC proviene del electrolito muy corrosivo y móvil,

que requiere el uso de níquel y acero inoxidable de alto grado como estructura de la celda (más

barato que el grafito, pero más caro que los aceros ferríticos). Las elevadas temperaturas provocan

problemas en los materiales tanto en la estabilidad mecánica como en la vida del stack. Esto

también supone un problema ya que se requiere más tiempo para alcanzar las condiciones

adecuadas de operación y la respuesta del sistema es más lenta.

e) Pilas de Combustible de Óxido Sólido (SOFC)

Las pilas de combustibles de óxido sólido (SOFC) están siendo desarrolladas desde finales de

1950 y se están investigando 2 tipos de configuraciones: planar y tubular. Estas pilas de

combustible utilizan un electrolito cerámico en fase sólida que reduce las consideraciones de

corrosión y elimina los problemas de gestión de electrolito asociados con las pilas de combustibles

de electrolito líquido. Para alcanzar una adecuada conductividad iónica de las cerámicas, el sistema

debe operar entorno a 1000ºC. A esta temperatura, el reformado interno de combustibles con base

de carbono debería ser posible, y el calor residual a partir de este equipo debería ser fácilmente

utilizable mediante una planta de generación de electricidad convencional de forma que incremente

la eficiencia del sistema.

e.1) Diseño y Operación de SOFC

Las SOFCs funcionan a una temperatura de operación extremadamente alta (600-1000ºC),

esto hace que requieran tiempos significativos para alcanzar esta temperatura de operación y


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responden lentamente a los cambios en la demanda eléctrica. Por ello, se consideran las mejores

candidatas para aplicaciones de alta potencia incluyendo estaciones industriales y generaciones de

electricidad a gran escala.

La eficiencia en la generación de electricidad es de las más altas en comparación con el resto

de las pilas, entorno al 60%. Además, la alta temperatura de operación permite aplicaciones de

cogeneración, es decir una generación de vapor a alta presión que puede utilizarse en muchas

aplicaciones. Asimismo, combinando las pilas de combustible a alta temperatura con una turbina

de gas en los llamados sistemas híbridos aumenta la eficiencia global de la generación de

electricidad, logrando incluso eficiencias mayores del 70%.

Aunque en un primer instante parece que las altas temperaturas de operación de las SOFCs

proporcionan únicamente ventajas, ya que además de lograr sistemas con eficiencias elevadas,

permiten que se toleren combustibles impuros, como aquellos que se obtienen de la gasificación de

carbón o gases de procesos industriales y otras fuentes; también presentan desventajas

importantes, puesto que estas temperaturas requieren materiales más caros de construcción.

Las altas temperaturas a las que trabajan las pilas de óxido sólido, hacen que los materiales

que constituyen el equipo sufran en mayor medida, por ello, se exigen materiales de una cierta

calidad que soporten dichas temperaturas. Los componentes de las pilas están limitados por la

estabilidad química (procesos de reducción/oxidación y materiales de contacto), la conductividad y

compatibilidad termomecánica. Estas limitaciones han promovido la investigación de pilas

compuestas por óxidos y metales que trabajen a temperaturas intermedias (600-800ºC).

2.4.1.1.3. Eficiencia de pilas de combustible

Las eficiencias de las pilas de combustible son superiores a las de las maquinas térmicas

debido, entre otras razones, a que no tienen limitaciones térmicas (ciclo de Carnot).

Figura 12.- Relación Eficiencia eléctrica vs % carga nominal

Además, su eficiencia no difiere mucho al trabajar a cargas parciales, ya que en estos casos

aunque la densidad de corriente disminuye, la tensión real de la pila se incrementa al igual que su


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eficiencia (ver Figura 12). Por tanto, resultan tecnologías ventajosas frente a las tecnologías

convencionales.

En general, las eficiencias eléctricas varían en el rango del 30-45% (HHV). Las eficiencias a

cargas parciales son mayores que en el resto de las tecnologías, lo que las convierte en sistemas

con unas características excelentes para satisfacer cargas variables. Una pila de combustible que

trabaje al 50% de su carga nominal, sufre una disminución de la eficiencia máxima a cargas

parciales del 2%:

Tabla 5.- Características de funcionamiento de pilas de combustible

Costes y Características de funcionamiento

Sistema 1

Sistema 2

Sistema 3

Sistema 4

Sistema 5

Sistema 6

Tipo de Pila de Combustible PAFC PEM PEM MCFC MCFC SOFC

Capacidad eléctrica Nominal (kW)

200 10 200 250 2.000 100

Estado Comercial 2002 Comerc. Demost. Demost. Demost. Demost. Demost.

Temperatura de trabajo (ºF) 400 150 150 1.200 1.200 1.750

Coste equipo (2003 $/kW) 4.500 4.700 3.120 4.350 2.830 2.850

Coste total instalado (2003 $/kW)

5.200 5.500 3.800 5.000 3.250 3.620

Coste O&M (&/kW) 0,029 0,033 0,023 0,043 0,033 0,024

Eficiencia eléctrica (%), HHV 36 30 35 43 46 45

Consumo de Combustible (MMBtu/h)

1,90 0,11 1,95 1,98 14,80 0,80

La Tabla 5 [14] resume las características de funcionamiento de sistemas de cogeneración con

pilas de gas natural comercialmente disponibles en el rango de 10 kW a 2 MW. Este rango cubre la

mayoría de las aplicaciones de mercado previsto en la actualidad y representa las unidades más

probables para ser introducidas en el mercado en los próximos 5 años. En cualquier caso,

dependiendo del tipo de pila de combustible, se obtienen diferentes eficiencias [14].

2.4.2. Barreras tecnológicas

La transición hacia el uso de un nuevo vector energético implica una serie de inversiones y

mejoras no sólo en el suministro y distribución de la energía sino también, en los sectores de

aplicación que son principalmente tres: industrial/estacionario, portátil y transporte. Cada sector

tiene sus propios retos y las nuevas tecnologías a aplicar deben cumplir una serie de requisitos que

las hace específicas para el uso escogido para ellas.

El sector más activo en la introducción del hidrógeno como combustible es el del transporte por

lo que las investigaciones se han centrado principalmente en el desarrollo de pilas de combustible

y motores adaptados al hidrógeno para su uso en automóviles. Sin embargo, en este apartado se

tratarán solamente las barreras relacionadas con las pilas estacionarias.


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En este tipo de aplicaciones el tamaño no es un factor primordial y aunque son preferibles

sistemas compactos, no es una barrera crítica. En estas aplicaciones es fundamental que los

sistemas sean muy eficientes eléctricamente y en cogeneración, con costes reducidos aunque

menos exigentes que en transporte (500$/kW), duraderos, robustos, con una vida útil muy larga

(40.000 – 50.000 h) y con bajo coste de mantenimiento.

Se trata de sistemas que van a suministrar energía por lo que se requiere que el coste por kWh

sea el menor posible y para ello es necesaria una alta eficiencia y un bajo coste de mantenimiento

y de inversión, claro está. Los mejores sistemas para este tipo de aplicaciones son los de media y

alta temperatura como las pilas de acido fosfórico, las de carbonatos fundidos y las de óxido sólido.

Cada una presenta unos problemas específicos derivados de su estructura, materiales,

funcionamiento, etc. aunque los principales retos técnicos y de costes están relacionados con la

vida y coste del stack, el reformador cuando es necesario, y los sistemas periféricos e integración

completa.

Las barreras a las que se enfrentan las pilas de combustible en general pueden resumirse en

que ninguna tecnología satisface los criterios básicos de funcionamiento, de durabilidad y coste, y

requieren materiales mejorados, membranas y catalizadores, etc. para satisfacer los criterios tanto

de ingeniería como de costes.

Tabla 6.- Barreras a las pilas estacionarias

Aplicación Barreras Dificultad

Generación Estacionaria /

Distribuida

Coste

Durabilidad

Infraestructura del combustible

Almacenamiento de H2 (Hidrógeno Renovable)

Alto

Medio-Alto

Bajo

Medio

Por último, hay barreras institucionales y de mercado que dificultan el desarrollo de

dispositivos de conversión rentables que hace que los consumidores no vean ninguna opción

interesante que les lleve a utilizar tecnologías de hidrógeno como alternativa a las actuales. Las

barreras de comercialización de las pilas estacionarias se resumen en la tabla.

Obviamente se está trabajando para solventar los problemas a los que se enfrentan estas

nuevas tecnologías en especial en la mejora de electrocatalizadores, reducción del coste al sustituir

los metales nobles catalizadores por otros, desarrollo de pilas de combustible PEM de alta

temperatura y nuevos materiales para pilas de óxido sólido de temperatura moderada más baratos

y más fáciles de fabricar, etc.

2.4.3. Costes

Los costes actuales de las tecnologías de reconversión de hidrógeno, al igual que el resto de las

tecnologías relacionadas con este gas, son muy elevados como consecuencia de su bajo nivel de


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desarrollo, de sus costosos materiales, de la baja demanda existente y de la ausencia de cadenas

de suministro de componentes, diseños adaptados y procesos de fabricación a gran escala.

La mayoría de las tecnologías incluidas en el estudio están todavía en fase de demostración o

tienen una historia muy corta en el mercado, por lo que los costes son susceptibles de grandes

variaciones, aunque la tendencia, a medida que se hagan más estudios y se avance hacia el

mercado comercial es ir hacia una disminución de los costes.

Existen diferentes parámetros de costes que se van a considerar:

• Coste total del equipo ($/kW): lo que cuesta propiamente la pila, turbina o motor de

combustión.

• Coste total de la planta o coste total instalado ($/kW): el coste total de la planta

consiste en la suma de los costes totales de los equipos más los materiales y trabajo de la

instalación (incluyendo los lugares de trabajo), ingeniería, dirección de proyecto (licencias,

comisiones, seguros…) y los costes financieros que lleva asociado el periodo de

construcción de 6 a 18 meses. Pueden variar significativamente dependiendo del equipo de

la planta, el área geográfica, condiciones de mercado, requisitos especiales del lugar,

requisitos de control de emisión, rangos de trabajo y si el sistema tiene nuevas aplicaciones

o modificaciones.

• Coste electricidad ($/kWh): el precio de la electricidad generada. Depende del sistema

de generación de potencia (tipo y tamaño) y del combustible utilizado; hidrógeno (puro o

reformado), gas natural, hidrocarburos, etc.

La estimación del coste instalado de sistemas de pilas de combustible para aplicaciones de

generación distribuida, solamente presenta configuraciones de cogeneración (CHP), debido a que

la mayoría de los estudios integran la capacidad de recuperación de calor. En la Tabla 7 se estiman

los costes actuales para los sistemas de pila de combustible, con tamaños del rango de 10 kW a 2

MW. El coste se calcula en dólares (2003) y se utilizan grupos de componentes similares en

electrónica de potencia y subsistemas de reformado debido a las diferencias en las tecnologías y

los requisitos del producto [14].

Tabla 7.- Desglose de Coste estimado para sistemas típicos de pilas de combustible en aplicaciones

CHP conectadas a red

Costes y Características de funcionamiento

Sistema 1

Sistema 2

Sistema 3

Sistema 4

Sistema 5

Sistema 6

Tipo de Pila de Combustible PAFC PEM PEM MCFC MCFC SOFC Capacidad eléctrica nominal (kW) 200 10 200 250 2.000 100 Coste equipamiento Equipo Equipo Seccionadores de red

4.500 100

4.700 250

3.120 100

4.350 100

2.830 20

2.850 120

Total Materiales y trabajo

4.600 300

4.950 100

3.220 300

4.450 300

2.850 230

2.970 330


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Capital del proceso total Otros costes asociados Dirección Proyecto/Construcción Ingeniería Contingencias

4.900 150 60 90

5.050 280 90 80

3.520 130 60 90

4.750 100 60 90

3.080 90 30 50

3.300 150 80 90

Coste Total Instalado (2003$/kW) 5.200 5.500 3.800 5.000 3.250 3.620


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3. REVISIÓN DE EXPERIENCIAS EXISTENTES

3.1. GRIMSTAD RENEWABLE ENERGY PARK [15]

Participantes

El proyecto fue lanzado por Agder Energi, empresa formada a partir de la fusión de

varios centros noruegos, Elkem, empresa noruega fabricante de silicio y el Consejo de

Investigación Noruego (NFR).

La Junta noruega de energía y recursos hídricos, los Centros de eficiencia energética de

Agder, Norsk Hydro Electrolysers y el HiA son los encargados de financiar este proyecto.

Objetivos

La instalación que forma el núcleo de este proyecto sirve de herramienta para la

investigación al mismo tiempo que para la divulgación, ya que se encuentra abierta al

público. El objetivo del Energy Park es proveer de información al público demostrando

diferentes aspectos de las energías renovables y el hidrógeno.

Instalación

El proyecto está ubicado en Grimstad, al sur de Noruega. Las instalaciones de este centro

incluyen placas fotovoltaicas y colectores solares térmicos, además de tres bombas de calor

que obtienen energía de tubos enterrados hasta 150 m, y que se encuentran conectadas a

los colectores solares.

Figura 13. Vista general del Renewable Energy Park en Dommesmoen, Grimstad

Por lo que respecta a la tecnología del hidrógeno hay instalados un electrolizador, tanques de

almacenamiento y una pila de combustible alcalina. El proyecto completo comenzó su

funcionamiento en 2002.

Como puede observarse en la Figura 14, la instalación se divide en una línea térmica y

una eléctrica. La línea térmica consiste en 85 m2 de colectores solares, intercambiadores de

calor, tres bombas de calor y depósitos para almacenar agua caliente. Cuatro tubos


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enterrados hasta 150 m se utilizan tanto para obtener calor como para almacenarlo, y

pueden combinarse con las bombas de calor para un funcionamiento óptimo. El calor sirve

para cubrir la demanda de una vivienda cercana.

La parte eléctrica, que consta de 220 m2 de placas fotovoltaicas e inversores, trabaja a

400 V(AC) y 50 Hz. La electricidad producida puede inyectarse directamente en la red o

alimentar un electrolizador de alta presión de 50 kW. El hidrógeno se almacena en dos

tanques, a la espera de ser utilizado en la pila de combustible o en algún otro equipo, como

por ejemplo unas pequeñas turbinas de gas. La pila de combustible es una pila alcalina de la

marca Ze-Tek Power, de 2,5 kW, aunque en el futuro esperan instalarse otros tipos de pila.

La instrumentación y los equipos están instalados en tres emplazamientos distintos por

razones de seguridad.

Figura 14. Esquema de funcionamiento del Energy Park

Dado que la zona de la instalación no es favorable desde el punto de vista eólico, no se

ha instalado ningún aerogenerador. Sin embargo, Adger Energy posee un parque eólico al

sur de Noruega. Así, se prevé instalar una línea directa de datos con la instalación para

permitir llevar a cabo estudios relacionados con la energía eólica.

Resultados

El sistema funciona satisfactoriamente, habiéndose efectuado algunas correcciones

menores. Dada su flexibilidad, su adaptación a las condiciones necesarias es relativamente

sencilla.

Esta instalación está generando gran cantidad de datos, para lo que se están buscando

colaboradores de cara a su estudio y análisis. Asimismo, a lo largo del año la instalación


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recibe múltiples visitas por parte de colegios, miembros del gobierno, centros de

investigación o medioambientales, universidades, etc.

A la hora de obtener los permisos necesarios para la instalación no hubo especiales

dificultades. Más bien al contrario, ya que las autoridades locales mostraron gran interés y

prestaron su ayuda en todo momento.

3.2. STUART ISLAND ENERGY INITIATIVE [16]

Participantes

Iniciativa residencial particular.

Objetivos

Este sistema genera hidrógeno in-situ con energía solar, almacena el hidrógeno y lo

utiliza para alimentar una pila de combustible en los días nublados. El hidrógeno actúa como

medio de almacenamiento para la energía solar, sustituyendo a las baterías convencionales.

La pila de combustible sustituye al generador de apoyo, por lo que el sistema es neutral

desde el punto de vista del CO2 y libre de emisiones.

A juicio de los autores del proyecto este sistema personaliza el estado ideal para una

infraestructura energética global. Es decir, es un ejemplo de lo que debería hacerse para

evitar los combustibles fósiles y sus emisiones de CO2. Sin embargo, a corto plazo, el uso

más eficiente de cualquier fuente de energía renovable conectada a red es la sustitución

directa de la electricidad proveniente de las grandes centrales de generación y por tanto de

sus emisiones asociadas. Este es el enfoque que permite la mayor reducción posible de

emisiones.

No obstante, donde exista un excedente de energía renovable, un sistema de hidrógeno

es verdaderamente práctico y apropiado. Éste es precisamente el caso en este sistema

desconectado de la red. Estas localizaciones tienen el privilegio de ser los primeros nichos de

aplicación práctica de la economía del hidrógeno.

Dado que no existe gran experiencia en este tipo de sistemas, uno de los objetivos de

este proyecto es la identificación de los puntos débiles del sistema. Asimismo, también se

pretende compartir lo aprendido de forma que se faciliten las próximas instalaciones.

Instalación

Un sistema de generación estándar sin conexión a red generalmente incluye cuatro

partes:

• Producción de electricidad DC vía array fotovoltaico o generador eólico

• Almacenamiento del excedente de generación en un banco de baterías

• Un inversor, para transformar DC en AC

• Un generador de apoyo, normalmente alimentado con gasolina

El sistema Stuart Island Energy Initiative, en cambio, presenta dos modificaciones frente

a este sistema: la pila de combustible sustituye al generador, y el hidrógeno sustituye al


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banco de baterías como medio de almacenamiento, que aun no pudiendo eliminarse

completamente, es posible reducir considerablemente su capacidad.

Figura 15. Esquema del sistema Stuart Island Energy Initiative

Sin embargo, esta sustitución tiene un precio. El uso del hidrógeno requiere de nuevos

equipos: un electrolizador y un depósito de hidrógeno. De este modo, la instalación

presentaba varios retos:

• Coste

• Falta de madurez de las tecnologías de los electrolizadores y pilas de

combustible

• Falta de experiencia de campo acerca del hidrógeno lo que creaba un vacío de

información

• Ineficiencias del sistema “electricidad → hidrógeno → electricidad”

Resultados

El proyecto tuvo muy buen comportamiento. La instalación actual es relativamente

sencilla, gracias a que se superó la falta de información. La parte eléctrica del sistema es una

configuración estándar de un sistema sin conexión a red y las conducciones para el

hidrógeno son básicamente fontanería como cualquier otra, con sus especificaciones

particulares. Igualmente, se añadieron sistemas para control y monitorización remota.


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En la página web del proyecto [16] puede encontrarse gran cantidad de información

sobre las características de los equipos instalados, costes del proyecto, etc.

Trabajo futuro

Dado que la instalación se encuentra funcionando, el siguiente objetivo es el de afrontar

nuevos retos.

Una de las actividades en la actualidad es la de sustituir el control remoto por un PLC, y

perfeccionar el sistema de monitorización. Otras posibles mejoras para el sistema incluyen:

• Conseguir una pila de combustible con la tensión de salida ajustable, y a ser

posible con mayor potencia

• Ensayar una pila de óxido sólido (SOFC)

• Añadir otro tanque de hidrógeno de 2 o 4 m3

• Ensayar con almacenamiento de hidruros metálicos

• Obtener un electrolizador con mayor capacidad y eficiencia, que funcione en

DC y no tenga un periodo de calentamiento

• Examinar nuevos desarrollos a incorporar; así, está previsto instalar un

electrolizador de Avalence con salida a 350 bar

3.3. PLANTA DE HIDRÓGENO SOLAR EN LA VIVIENDA DEL

ARQUITECTO MARKUS FRIEDLI [17]

Participantes

Este proyecto consta de una instalación privada llevada a cabo por su propietario para su

uso doméstico y sin subvención del gobierno. Finalizada la instalación, el Centre d’étude des

problèmes de l’énergie junto con investigadores de la Université de Genève desarrollaron

labores de seguimiento y estudio de la instalación.

Objetivos

El objetivo del proyecto era demostrar la viabilidad técnica del sistema así como de los

componentes individuales, a la vez que sugerir posibles mejoras.

Instalación

En Emmental (Suiza), el arquitecto Markus Friedli cubre desde 1990 las necesidades

energéticas de su vivienda mediante un sistema solar de hidrógeno. Se trata de una vivienda

muy bien aislada, sin conexión a red y con paneles solares térmicos para la producción de

agua caliente. Para la producción de electricidad existen 6 kW de módulos fotovoltaicos. La

electricidad no utilizada en el momento de su producción se almacena en baterías o en forma

de hidrógeno mediante un electrolizador de 2 Nm3/h. Este hidrógeno se almacena en un

depósito de 100 l de hidruros metálicos con una capacidad de 19 Nm3, gracias al cual varios

electrodomésticos pueden alimentarse de hidrógeno. El coste de toda la instalación ascendió

a 500.000 francos suizos.


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Además de estas aplicaciones estacionarias, el dueño dispone de una furgoneta

modificada para funcionar con hidrógeno.

Figura 16. Instalación en la vivienda de M. Friedli

Resultados

Desde el punto de vista práctico, la integración de esta planta en una vivienda unifamiliar

la hace especialmente interesante. Asimismo, la inclusión de baterías convencionales para el

consumo de los electrodomésticos optimiza el uso de la electricidad fotovoltaica, al mismo

tiempo que presenta una alternativa en caso de funcionar por debajo de la producción

mínima del electrolizador.

El comportamiento de la instalación fue satisfactorio, sin embargo, su producción y

almacenamiento de hidrógeno podría mejorarse tomando las siguientes medidas:

• La instalación de un control automático permitiría el funcionamiento de la

planta en ausencia de habitantes en la casa, mejorando así su eficiencia.

• La sustitución de la purificación del hidrógeno por una que no consuma parte

de él incrementaría la producción neta alrededor de un 8%.

Aumento de la capacidad de almacenamiento de hidrógeno: la capacidad estimada para

almacenamiento estacional (unos 200 Nm3 de H2 suponiendo un consumo uniforme a lo largo

del año) requiere multiplicar por diez la capacidad actual. Por razones de seguridad y

economía de operación, es preferible aumentar el almacenamiento de hidruros metálicos que

instalar una batería de botellas de gas comprimido, aún siendo una opción más cara. Esto

pone de manifiesto la necesidad de desarrollar nuevas y más ligeras aleaciones para el

almacenamiento de hidrógeno.

Varios centros relacionados con la energía se han interesado en esta planta, buscando

subvenciones para efectuar una necesaria optimización en el sistema, así como para

monitorizarlo a largo plazo.


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3.4. PROYECTO HARI [18]

Participantes

El proyecto nació por iniciativa particular del propietario de la vivienda, Tony Marmont.

Objetivo

El objetivo del proyecto HARI (Hydrogen and Renewables Integration) es tanto la

demostración, como el hecho de adquirir experiencia sobre los sistemas integrados de

hidrógeno con energías renovables, así como desarrollar modelos de software que puedan

ser utilizados para futuros diseños de este tipo para diversas aplicaciones. La principal idea

del proyecto es la de aprender acerca de estos sistemas a escala piloto, para avanzar en el

desarrollo de la economía del hidrógeno.

Por otra parte, el objetivo del Annex 18 Subtask B para la evaluación del proyecto fue

examinar los problemas técnicos y económicos asociados con dos diferentes configuraciones

eléctricas del sistema (400V AC frente a 600V DC). Sin embargo, debido a la falta de datos

de operación pronto quedó claro que en primer lugar era necesario llevar a cabo un estudio

menos detallado. Así, se decidió enfocar la evaluación del sistema en el diseño global del

sistema (dimensionamiento de los componentes) y problemas de control, usando los

modelos de simulación existentes.

Figura 17. Esquema del concepto global del proyecto HARI

Instalación

El sistema instalado en la granja de West Beacon (UK) consiste en dos aerogeneradores

de 25 kW, un array fotovoltaico de 13 kWp, y dos microturbinas hidroeléctricas con una

potencia total de 3 kW. Además, la granja incluye las siguientes instalaciones: una bomba

de calor de 10 kW térmicos, que intercambia calor con una tubería que llega al fondo de un


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lago artificial, una unidad de cogeneración de 15 kWe y 38 kWt que funciona con GLP,

colectores solares para el agua caliente, calefacción a partir de biomasa, un coche eléctrico y

un coche híbrido eléctrico y de gasolina. Respecto al suministro de agua, al no existir red se

recoge el agua de lluvia que sirve igualmente como entrada para el electrolizador.

El sistema de demostración del hidrógeno como parte del proyecto HARI consiste en un

electrolizador, almacenamiento de gas comprimido y pilas de combustible. El electrolizador

alcalino produce electricidad cuando existe un excedente de electricidad disponible,

generalmente, en horas con exceso de energía solar o eólica. El hidrógeno se almacena en

botellas a presión, y se convierte de nuevo en electricidad mediante dos pilas PEM con

diferentes potencias. La electricidad producida mediante la turbina minihidráulica, el array

fotovoltaico, el aerogenerador y las pilas de combustible alimenta las cargas domésticas y de

la oficina situada en el hogar.

Resultados

La optimización del sistema y su operación son una tarea especialmente exigente, ya que

la configuración del sistema cambia continuamente debido a la adición de nuevas tecnologías

energéticas. Una batería avanzada de alta temperatura sirve como corazón del sistema, pues

la operación (p.ej. el encendido y apagado de las pilas de combustible) está basada en un

régimen de estado de carga de la batería.

Para poder llevar a cabo cualquier tipo de evaluación técnica detallada, es necesario

recoger gran cantidad de datos del comportamiento del sistema. La falta de datos de la

batería fue una de las principales razones de que no fuera posible evaluar las configuraciones

de los sistemas eléctricos.

Como conclusiones del proyecto pueden citarse las siguientes:

• Hay una excelente correlación entre los resultados de simulación obtenidos con

TRNSYS y HOMER

• Un sistema sólo es verdaderamente óptimo si tanto el diseño del sistema como

su estrategia de control han sido optimizados

La optimización con ambos programas muestra que en esta instalación es posible reducir

el tamaño de alguno de los componentes principales, en particular el electrolizador, el

almacenamiento de hidrógeno y la unidad de cogeneración.

3.5. PROYECTO EPACOP [19]

Participantes

Gaz de France lideró el proyecto a partir de 5 prototipos de pilas fabricados por HPower

(en 2003 HPower se unió a Plug Power). Otros participantes fueron el Process and Energy

Center (CEP) de la Ecole des Mines de Paris, el Laboratoire des Sciences du Génie Chimique

(LSGC), el Groupe de Recherche en Electrotechnique et Electronique de Nancy (GREEN), el

Laboratoire d’Energétique et de Mécanique Théorique et Appliquée (LEMTA), la École des


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Mines de DOUAI, el Scientific and Technic Building Center (CSTB) y la Association Lorraine

for the Promotion of Hydrogen and its Applications (ALPHEA).

El proyecto fue cofinanciado por 4 delegaciones regionales y la Agencia francesa para el

medio ambiente y la gestión energética. Su presupuesto fue de 2.4 M€, divididos en 0.6 M€

para inversiones y 1.8 M€ en su explotación.

Objetivo

El objetivo del proyecto EPACOp (Expérimentation de 5 Piles A Combustible sur sites

OPérationnels) fue testar en condiciones reales 5 unidades de pila de combustible PEM para

aplicaciones residenciales y comerciales.

Se identificaron y consiguieron 4 objetivos principales durante los 3 años del proyecto

(2002-2005):

• Validar la idoneidad de la tecnología de pilas de combustible PEM de cara al mercado

residencial.

• Evaluar el comportamiento durante un intervalo significativo de tiempo de estas pilas

conectadas a cargas térmicas y eléctricas reales de viviendas. Esto permitió la

construcción de una base de datos que considerara diferentes condiciones (tipos de

carga, situación geográfica, condiciones meteorológicas). Esta base de datos se

utilizará para validar modelos para este tipo de pilas de combustible.

• Ampliar el conocimiento sobre las pilas de combustible y anticipar las necesarias

tendencias de evolución de esta tecnología para llegar a las especificaciones finales

en colaboración con los fabricantes.

• Por último, las pruebas a realizar deben permitir transferir sus resultados a los

sectores implicados en la instalación, explotación y mantenimiento de estos

sistemas.

Instalación

Se eligieron localidades representativas de los diferentes climas existentes en Francia,

con cargas eléctricas entre 1.5 y 20 kW, y red de calefacción de baja temperatura para ser

conectada a la pila. Así se instalaron 2 pilas en Dunkerque, y una en Nancy, Limoges y

Sophia Antipolis. El periodo de experimentación fue de 2 años para cada pila.

El modelo RCU-4500 V2 es un equipo de microcogeneración basado en el reformado de

gas natural. La estrategia de control del sistema es seguir la demanda eléctrica, funcionando

el stack a un nivel fijo de corriente. Las baterías de ácido permiten cubrir la demanda

eléctrica que varía rápidamente.

En cuanto a la instalación térmica, la pila está conectada en paralelo con una caldera

convencional de gas natural, y su aportación representa una pequeña parte de la demanda

térmica global. En caso de no existir demanda térmica durante el funcionamiento de la pila,

el calor debe disiparse mediante un ruidoso ventilador.


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Figura 18. El sistema HPower FC instalado en interior

Resultados

Los datos recogidos de las cinco unidades se usaron para determinar su eficiencia

térmica, eléctrica y total. Los resultados constan de valores recogidos cada 5 min, o valores

medios de periodos continuos con duraciones desde 2 días a un mes. Un punto de operación

se considera estable cuando la corriente permanece constante durante al menos 30 min.

Como es lógico, hubo una demanda térmica muy distinta en la unidad instalada en el sur

de Francia respecto de las otras cuatro. En esta unidad, el calor debía eliminarse a menudo

mediante ventilación. Esto es negativo para el comportamiento global del sistema, pero este

problema no tuvo influencia en la eficiencia eléctrica de la pila.

Aunque la operación de las pilas en sí fue completamente satisfactoria, las eficiencias

eléctricas y térmicas de las unidades de cogeneración fueron decepcionantes. Los datos

experimentales muestran que la baja eficiencia eléctrica es debida a importantes pérdidas

eléctricas y a la necesidad de vaporizar un exceso de agua para el proceso de reformado.

También parece que sea cual sea la instalación, la demanda eléctrica no se adapta a los

sistemas. Todos ellos trabajan la mayor parte del tiempo lejos de su óptimo. La pobre

eficiencia térmica es debida a la baja temperatura de la pila de combustible y a la

configuración del circuito utilizado.

Gaz de France contrató asistencia local de las compañías regionales de calefacción para

verificar semanalmente el funcionamiento del equipo y como apoyo durante las actividades

de mantenimiento. Los principales problemas durante el funcionamiento han sido:

• Fallo de las baterías: una media de 15 baterías fueron sustituidas en cada

emplazamiento, debido a la alta variación de la demanda en los edificios. Asimismo,

las bajas temperaturas causaron problemas en las unidades instaladas en el exterior.

• La mala calidad de las tuberías y conexiones causaron fugas por funcionamiento a

alta temperatura.


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La vida útil típica para este modelo de pila de combustible es de unas 2.000 horas, en

base a las 5 unidades testadas. Una medida eficaz para mejorar ostensiblemente la vida útil

de las pilas sería limitar su rango de operación.

Las unidades de prueba fueron instaladas en edificios públicos tales como universidades,

ayuntamientos y oficinas. Los sistemas tuvieron una buena acogida por parte del público y

no hubo problemas al respecto. Durante la fase de selección, se presentaron como

candidatas muchas ciudades y regiones de todo el país, ya que las nuevas tecnologías

suscitan un gran interés.

3.6. TERCEIRA ISLAND DEMONSTRATION FACILITY [20]

Participantes

CI&D (Centro de Inovação e Desenvolvimento, SGC Energia)

Objetivo

Proyecto de demostración para la eliminación progresiva de la dependencia de los

combustibles fósiles en las islas azores y su sustitución por una solución integrada de

renovables e hidrógeno.

El esfuerzo de este proyecto incluye el proceso completo de la producción de hidrógeno

mediante un enfoque “Well to wheel”, comenzando desde la conversión primaria de energías

renovables, usada para la generación de hidrógeno, pero teniendo en cuenta también su

almacenamiento y distribución hasta el punto de utilización y consumo final. Dicho enfoque

se corresponde con la visión de una industria global emergente dedicada a la producción de

hidrógeno.

Instalación

Las instalaciones de renovables e hidrógeno en Terceira ocuparán tres emplazamientos:

I. el Campus de la colina de “Serra do Cume”

II. el Campus del polígono industrial de “Angra do Heroismo”

III. el Campus de Hydrogenopolis y el Complejo de Hidrógeno de “Praia da Vitoria”

Tal y como se muestra esquemáticamente en la Figura 19, el objetivo del Campus “Serra

do Cume” será la generación de hidrógeno a gran escala (2.000 Nm3 H2/h), usando la

energía eólica como su principal recurso de energía renovable, y el almacenamiento

estacionario de hidrógeno y oxígeno. Desde dicha planta, ambos gases se distribuirán

mediante tuberías hasta el parque industrial “Angra do Heroismo” situado a 3 km de

distancia. En el parque industrial, se instalará una estación de generación eléctrica a partir

de hidrógeno que podrá suministrar, según demanda, electricidad de origen renovable y

calor o vapor mediante cogeneración a la planta de gasificación de RSU cuya instalación está

prevista para 2010 en ese mismo emplazamiento. Del mismo modo, se instalará una unidad

de biogas para la generación de metano en dicha instalación de RSU.


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Figura 19. Diagrama de flujo de las instalaciones en la isla Terceira

La futura instalación geotérmica y su central de generación se instalarán a unos 10 km

de este parque industrial.

Parte del hidrógeno almacenado en “Serra do Cume” será consumido en la localización de

“Praia da Vitoria”. En este caso, dado que la distancia es de unos 12 km, el hidrógeno se

transportará en tanques por carretera en una primera fase, y más tarde por tubería. En el

Campus Hydrogenopolis de “Praia da Vitoria”, también existirá una unidad de generación de

hidrógeno (400 Nm3 H2/h) y oxígeno, mediante energía tanto eólica como de las olas, junto

con almacenamiento estacionario. Dicha Hydrogenopolis incluirá varias subunidades de

demostración/investigación:

I. una central de generación eléctrica a partir de hidrógeno

II. una estación hidrogenera, con un laboratorio asociado de mantenimiento e

investigación

III. un parque de demostración tecnológica, PTEC, con varios aparatos que funcionen con

hidrógeno, para su promoción y concienciación pública

IV. un laboratorio de I+D de apoyo para el conjunto del Campus (incluyendo cursos

junto con la Universidad de las Azores)

V. un conjunto de edificios que simulen domicilios estándar, alimentados por la red local

de hidrógeno y metano (estas viviendas acogerán tanto visitantes, como personal de

la instalación y estudiantes)

VI. la central de generación eléctrica a partir de hidrógeno también suministrará

electricidad a las industrias locales del puerto, mientras que el agua caliente de la

cogeneración se utilizará tanto en dichas industrias como en el punto VII

VII. instalaciones para turistas para ocio y concienciación (piscinas climatizadas de agua

salada)


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Resultados

Dado que este proyecto está en desarrollo no existen aún resultados del mismo. En la

Figura 20 se presenta la programación de las tareas del proyecto.

Figura 20. Programa para la implementación de las unidades Energías renovables/Hidrógeno

en isla Terceira

3.7. DOMESTIC SOLAR/HYDROGEN (PV/H2) SYSTEM IN

BRUNATE ITALY [18]

Participantes

ENEA, Sandia National Laboratories.

Objetivos

El objetivo global del Annex 18 es el de informar acerca de la economía del hidrógeno.

Dentro de este proyecto, la subtarea B “Evaluación de proyectos de demostración” tiene el

objetivo de estudiar y analizar proyectos de demostración de hidrógeno que se están

llevando a cabo en los países participantes. Dentro de esta subtarea se están utilizando

modelos de simulación, tanto como guía como para la evaluación del diseño y

funcionamiento global de los proyectos de demostración del hidrógeno.

Instalación

Los principales componentes de la instalación son un array fotovoltaico de 11 kWp, un

electrolizador alcalino de 1 Nm3/h junto con un compresor de 200 bar integrado,

almacenamiento de hidrógeno (90 Nm3 en botellas y 30 Nm3 en hidruros metálicos), una pila

de combustible de 5 kW, y una batería de 48V y 3.000Ah. El sistema fotovoltaico está

conectado al electrolizador mediante un convertidor DC/DC, y el sistema bus-bar a 48V

mediante otro convertidor DC/DC. La pila de combustible y la batería también se conectan al

bus-bar de continua.


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El sistema de gestión de la carga controla el flujo de la potencia fotovoltaica de tal modo

que cuando el electrolizador no está en funcionamiento, la potencia puede llevarse

directamente a la carga. El hidrógeno producido por el electrolizador es controlado por el

sistema de gestión del flujo.

La estrategia de control se fundamenta en la base de que los hidruros metálicos son

mecanismo primario de almacenamiento y las botellas suponen el secundario en cuanto a la

prioridad de almacenamiento. Cuando se requiere hidrógeno para la pila, se toma en primer

lugar de los hidruros y después de las botellas. La demanda, que es una residencia privada,

se gestiona mediante el sistema de gestión de la carga, y está cubierta por la pila de

combustible de 5 kW, la batería de 3.000 Ah y el array fotovoltaico si el electrolizador se

encuentra apagado.

Figura 21. Esquema del sistema PV/H2 en Brunate, Italia

Resultados

Se propone la siguiente evaluación para el sistema:

• Usar los datos técnicos y operacionales del sistema actual y calibrar los

parámetros de un modelo de simulación.

• Usar la herramienta de simulación para optimizar el sistema global de gestión

de la energía.


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• Encontrar métodos óptimos para la descarga de hidrógeno del almacenamiento

de hidruros metálicos utilizando el calor residual de la pila PEM y/o el agua

caliente sanitaria proveniente de los colectores solares.

La evaluación del diseño y control de este sistema se encuentra en desarrollo bajo la

extensión del Annex 18.

3.8. PROYECTO DE HIDRÓGENO SOLAR SAPHYS [21]

Participantes

Comenzada en 1994, esta instalación formaba parte de un proyecto europeo de

colaboración de ENEA (Italia), IFE (Noruega) y KFA (Alemania), subvencionado por la

Comisión Europea dentro del marco del Programa Energético No-Nuclear (JOULE II 1991-

1994). El coste global del proyecto durante un plazo de 3 años fue de 800.000 €, de los que

la Comisión Europea sufragó la mitad.

Objetivos

El objetivo del proyecto SAPHYS era demostrar la factibilidad técnica y comprobar la

eficiencia a largo plazo de un almacenamiento estacional de energía solar, utilizando

hidrógeno como medio de almacenamiento.

Instalación

La instalación constaba de array fotovoltaico, banco de baterías, electrolizador, pila de

combustible, depósitos para hidrógeno comprimido y una carga electrónica para simular

demandas de electrodomésticos. El sistema fue construido para cubrir la demanda energética

de dos hipotéticas viviendas aisladas con un perfil de demanda simulado mediante pequeños

y cortos picos horarios de unos 0.4 kW y dos picos altos de consumo, 4 kW por la mañana y

2.5 kW a última hora del día.

Resultados

En las conclusiones se destaca la viabilidad técnica de los sistemas fotovoltaica-

hidrógeno, con capacidad para funcionar de forma autónoma durante largos períodos. Sin

embargo, la eficiencia de la planta es intrínsecamente baja (sobre el 5%), principalmente por

la baja eficiencia del proceso de almacenamiento de hidrógeno. Asimismo, la eficiencia del

electrolizador resultó ser menor de lo especificado por el fabricante (77.4% frente a 83.6%).

Está previsto definir un plan de mantenimiento tras las experiencias recogidas durante un

largo periodo de funcionamiento, no obstante, en una planta bien diseñada sería suficiente

con una revisión diaria.

Por su parte, los equipos auxiliares mostraron una escasa fiabilidad, debido al reducido

tamaño del sistema y a su pequeño margen de operación automática. Un buen diseño

reduciría su utilización, evitando así un mayor consumo de energía. Por tanto, podemos

afirmar que un escalado en tamaño del sistema reduciría los costes e incrementaría la

competitividad de este sistema.


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3.9. VIVIENDA SOLAR AUTOSUFICIENTE DE FRIBURGO [22]

Participantes

ISES (Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems)

Objetivos

Con este proyecto se pretende validar los resultados obtenidos a partir de simulación

dinámica para una vivienda de estas características. Dado que existe una familia viviendo en

este hogar y gracias al intensivo sistema de monitorización podrán adquirirse datos muy

valiosos.

Instalación

El Instituto Fraunhofer para los Sistemas de Energía Solar construyó en 1992 una

vivienda solar totalmente autosuficiente en Friburgo, Alemania. Toda la demanda energética

de calefacción, agua caliente y electricidad está cubierta por el sol. La combinación de

sistemas solares altamente eficientes junto con soluciones convencionales para el ahorro de

energía es la clave para un buen funcionamiento de la vivienda.

El almacenamiento estacional de energía se consigue mediante un electrolizador de agua

y depósitos a presión de hidrógeno y oxígeno. La energía para la electricidad y la generación

de hidrógeno proviene de placas fotovoltaicas.

Por su parte, el hidrógeno puede reconvertirse en electricidad gracias a una pila de

combustible o utilizarse para cocinar, del mismo modo que presenta la posibilidad de

utilizarse como apoyo para dar calor a baja temperatura. También se dispone de un

almacenamiento a corto plazo de electricidad.

Figura 22. Vivienda autosuficiente en Friburgo


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Resultados

La autosuficiencia no es generalmente el objetivo cuando se diseña un sistema de

alimentación para una vivienda. Además de la financiación, el almacenamiento a largo plazo

especialmente de energía de alta exergía es la principal dificultad. Este proyecto demuestra

que en principio existe solución técnica mediante el uso del hidrógeno.

Una de las principales conclusiones de este proyecto fue que las pérdidas, debidas al

comportamiento de los paneles fotovoltaicos y también al del electrolizador, habían sido

considerablemente subestimadas. A lo largo de un año típico, se disponía del 60% de la

energía fotovoltaica frente al 80% previsto. Así, teniendo en cuenta las pérdidas debidas al

electrolizador, pilas de combustible, baterías e inversores, la energía final útil para los

usuarios se redujo hasta el 44% de la energía nominal proveniente de los paneles.

La segunda conclusión fue que, debido a la gran diferencia entre las condiciones de dos

inviernos consecutivos, la autosuficiencia sólo podía obtenerse con un concienzudo ajuste del

gasto por parte de los habitantes.

Además de los resultados científicos, es de resaltar que los medios de comunicación

siguieron con gran interés el tema de un edificio no contaminante y miles de visitantes

entraron en contacto con la “energía del futuro”.

3.10. JAPAN HYDROGEN FUEL CELL DEMONSTRATION PARK

Según el director de este parque piloto “en 2009, compañías como Panasonic, Toshiba y

Toyota comenzarán a vender sistemas residenciales de pila de combustible por todo el país”

[23].

Sin embargo, estos sistemas están previstos para funcionar reformando combustibles

fósiles como gas natural, propano o queroseno.

En Japón se han llevado a cabo pruebas en más de 3.300 viviendas desde 2005 acerca

de sistemas de pilas de combustible. Esta tecnología ha supuesto un 24% de reducción en el

consumo de energías fósiles y un 39% de reducción de emisiones de CO2 por hogar, según

Makoto Okuda, director del departamento de pilas de combustible de la Fundación Nueva

Energía que financia dicha tecnología a un coste de 20.000$ por unidad de pila de

combustible residencial.

Cada unidad produce 1 kW eléctrico, mientras que el exceso de calor y agua generados

en el proceso puede aprovecharse para el hogar. Los consumidores podrán comprar esta

tecnología por 10.000$ la unidad, sin embargo, el gobierno está considerando dar ayudas

para reducir el coste de inversión y los fabricantes, por su parte, trabajan para reducir el

precio de los sistemas comerciales. Okuda afirma que el precio debería rondar los 5.000$

para poder penetrar realmente en el mercado.

En la actualidad hay unas 2.200 viviendas japonesas que obtienen la electricidad y el

calor con pila de combustible. “Los usuarios al principio tenían miedo de algo que podía

explotar pero confiesan que actualmente, ya ni recuerdan que la pila esta ahí”. El tamaño es


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el de una maleta y se sitúa fuera junto al tanque de agua caliente ya que en el proceso de

producción de electricidad la pila proporciona también suficiente calor como para calentar

agua para la casa.

El oxígeno para la pila se toma del aire y el hidrógeno se extrae de gas natural mediante

un reformador incluido en la caja de la pila. Como subproducto se genera CO2 aunque en

menor cantidad que con las tecnologías convencionales.

La utilización de gas natural como fuente de hidrógeno se debe a que prácticamente

todas las casas de Japón disponen de suministro por lo que es muy sencillo adaptar e

instalar las pilas evitando la instalación de una infraestructura nueva para hidrógeno. Por

supuesto, en el futuro, una vez probada su viabilidad técnica las pilas deberían funcionar

directamente con hidrógeno obtenido preferentemente de fuentes renovables.

Figura 23. Vivienda de Masanori Naruse en Hiratsuka, sudoeste de Tokio. Fuente: [24]

Naruse esta pagando 9.500 $ por esta pila de prueba durante 10 años de Matsushita

Electric Industrial Co. que comercializa productos de Panasonic y espera ofertar pilas

comerciales en 2009.

Otras empresas japonesas que participan en estas actividades son Toyota Motor Corp.,

Toshiba Corp. Automaker y Honda Motor Co. Que asociados a Plug Power Inc. están

desarrollando pilas residenciales específicamente.

Las pilas resultan por el momento caras y su vida útil reducida, la de Matsushita, por

ejemplo, es de 3 años pero la tecnología se está mejorando y se espera que los costes

caigan hasta 50$/mes.

Hay que tener en cuenta que, por ejemplo, en la vivienda de Naruse con tres TVs,

lavadora, lavavajillas, secadora, ordenadores y aire acondicionado, ahorran unos 95$/mes

aunque la electricidad de la red sigue disponible previendo el caso de que la pila no

suministre toda la potencia necesaria.

Los planes del gobierno japonés son que en 2020 haya 10 millones de viviendas (25%)

que se sirvan de pilas de combustible.


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3.11. H2PIA [25]

Objetivos

Un grupo de empresas e instituciones danesas han comenzado un proyecto de

vanguardia consistente en la creación de una ciudad “limpia” y sostenible basada en la

tecnología del hidrógeno. El proyecto se ha comenzado a realizar en algún lugar de

Dinamarca a principios de 2007. Lo que para muchos es un “futuro lejano” y sin alternativas

viables antes del 2050, para este grupo es un desafío: encontrar energías limpias que

sustituyan definitivamente a los combustibles fósiles.

No se trata de una utopía ni de un ensayo a bajo nivel. Se trata de crear una comunidad

real y completa con tiendas, carreteras, comercios, industria, viviendas... donde sus vecinos

puedan vivir en un ambiente limpio y con miras a un futuro sostenible. Y no sólo en

apariencia ya que los cambios, gracias a la tecnología de hidrógeno, serán muy importantes.

Toda la experiencia tradicional de la arquitectura danesa, pero mejorada y adaptada a la

nueva tecnología, se aplicará en el desarrollo de la ciudad lo que llevará a nuevos conceptos

de desarrollo urbano.

El equipo de H2PIA es receptivo y ha invitado a compañías internaciones, instituciones e

individuos a formar parte activa de este proyecto para poder hacerlo realidad. En estos

momentos se encuentran localizando el emplazamiento en que ubicar físicamente la ciudad y

establecer un consorcio entre entidades que les ayuden a hacer realidad este proyecto ya

desde 2007.

3.12. ΜCHP BASED ON DANISH FUEL CELL STACKS [26]

Participantes

Topsoe Fuel Cell, IRD, Danfoss, DGC, PowerLynx, Dantherm, Dong, COWI

Objetivos

El objetivo de este programa es el de demostrar el funcionamiento de 100 unidades de

cogeneración basadas en pilas de combustible, y operadas como una planta de generación

virtual, situadas en la región aledaña a Sonderborg, al sur de Dinamarca.

Tras las 3 fases de este proyecto, el objetivo es poder comercializar estas tecnologías en

2012.

Instalación

El sistema de cogeneración considerado en este proyecto consta de una pila de

combustible, almacenamiento de calor, una caldera de apoyo y un sistema de control. Las

ventajas y características de este sistema sólo pueden ser evaluadas y comparadas con otros

sistemas si se considera el sistema completo.

El programa danés de demostración de pilas de combustible está basado en una

investigación básica realizada previamente. Se desarrollaron tres tecnologías de pila de


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combustible para micro-cogeneración residencial: PEM de baja temperatura, PEM de alta

temperatura y SOFC. Su potencia es de 1.0-1.5 kWe, considerando como opciones de

combustible tanto el hidrógeno como el gas natural.

Figura 24. Esquema de las fases del proyecto danés de micro-cogeneración

Se llevaron a cabo simulaciones para identificar la estrategia de control y el tamaño de la

pila de combustible. Los perfiles de demanda de electricidad incluían días laborables y de fin

de semana, y estaban basados en datos cada 15 minutos de viviendas unifamiliares danesas.

Las demandas anuales tomadas eran de 5.000kWh de electricidad, 12.000kWh para

calefacción y 5.000kWh para ACS, para hogares de 4 habitantes. El ratio calor/electricidad es

de 2.0 aproximadamente para las unidades de micro-cogeneración a utilizar en el proyecto.

Dinamarca tiene el mayor porcentaje de electricidad a partir de cogeneración del mundo.

Durante los últimos 20 años la generación se ha trasladado de unas pocas grandes centrales

a un gran número de plantas de cogeneración y aerogeneradores. El siguiente paso es

desarrollar plantas de cogeneración aún más pequeñas.

Las pruebas de campo se desarrollan en las fases 2 y 3 del proyecto. En la fase 2, se

instalarán 5 pilas PEM de baja temperatura funcionando a partir de hidrógeno en viviendas

unifamiliares. Igualmente, funcionando a partir de gas natural, se instalará una cantidad

similar de pilas PEM de alta temperatura y SOFC para usuarios del sector servicios. Más

tarde, dentro de la fase 3 se instalarán unas 100 pilas para usuarios ordinarios.

La operación de estas instalaciones se hace siguiendo la demanda térmica, mientras que

el excedente de electricidad se vierte a la red. Se utilizarán redes tanto de gas natural como

de hidrógeno.


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Figura 25. Estructura de la red para pilas en hogares daneses

La competencia de estas unidades de micro-cogeneración son los motores de combustión

interna y los motores Stirling, que se caracterizan por tener menor rendimiento eléctrico y

por tanto un ratio menor de electricidad/calor. Las unidades basadas en motores de

combustión interna para uso residencial (1 kWe) tienen una eficiencia eléctrica de alrededor

del 20%, mientras que los motores Stirling sólo alcanzan un 10-15%. Estos equipos lograrán

entrar al mercado antes que las pilas de combustible.

Por otra parte, dentro de este proyecto se está diseñando un nuevo inversor. Los

actuales inversores de pilas de combustible tienen una eficiencia de aprox. 90%, en parte

dado a la baja tensión del stack que debe ser transformada. El objetivo para este nuevo

inversor es alcanzar una eficiencia de 94-95%.

Resultados

Las actividades completadas hasta la fecha muestran la importancia de los modelos y

tests del sistema completo de calor, incluyendo su almacenamiento y la caldera de apoyo,

para una buena evaluación del comportamiento. Gracias a unos pocos ejemplos simplificados

se ha demostrado la influencia de las pérdidas de calor del almacenamiento, el consumo

eléctrico de las bombas de circulación y el modo de funcionamiento de la caldera [27].

3.13. PROYECTO DON QHYXOTE HOME [28]

Participantes

AJUSA

Instalación

El proyecto Don Qhyxote constituye la primera piedra de la Ciudad del Hidrógeno, que

está siendo construida en el polígono industrial de Albacete, único polígono industrial de

Europa que ha fijado como compromiso medioambiental que el 100% de la energía

consumida sea generada por fuentes renovables.


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Las pilas de combustible PEM permiten el suministro eléctrico continuo en viviendas

ubicadas en zonas sin acceso a la red eléctrica. El proyecto Don Qhyxote Home 07 pone de

manifiesto que el uso de las pilas de combustible PEM para el suministro energético en

viviendas es ya una realidad.

Mediante su sistema de cogeneración de pila de combustible PEM de 5 kW eléctricos y 7

kW térmicos, AJUSA suministra electricidad, calefacción y agua caliente sanitaria a una

vivienda unifamiliar de 75m2. La combinación del hidrógeno y la pila de combustible con

otras fuentes de energía renovables, como la solar térmica, fotovoltaica y la minieólica,

hacen de esta vivienda un vivo ejemplo de suministro energético sostenible real.

3.14. OPET CHP/DH CLUSTER WP2: MICRO AND SMALL SCALE

CHP [29]

Participantes

La red OPET (Organisations for the Promotion of Energy Technologies) es una iniciativa

de la Comisión Europea que comenzó a finales de los ochenta y cuyo objetivo es diseminar la

información sobre las ventajas de las tecnologías energéticas innovadoras. Como parte de la

red OPET, se ha establecido una corporación CHP/DH (Combined Heat and Power Generation

and District Heating and Cooling) con apoyo de la Comisión Europea, comenzando en abril de

2003 y concluyendo en junio de 2004. El objetivo del grupo es un esfuerzo sistemático para

mayor uso y penetración en el mercado de las diferentes tecnologías CHP/DH en favor de las

políticas de la UE.

Aparte de Vaillant, que desarrolló las unidades de pila de combustible PEM (4.6 kW

eléctricos y 11 kW térmicos) conjuntamente con Plug Power, otros colaboradores del

proyecto son Ruhrgas, E.ON, EWE, EAM Energieplus, Gasunie y centros de investigación

como Cogen Europe, University of Lissabon, University of Duisburg, DLR y Sistems de Calor.

Objetivo

La Planta de Generación Virtual de Pilas de Combustible es un conjunto descentralizado

de sistemas residenciales de microcogeneración utilizando tecnología de pilas de

combustible, instalado en viviendas plurifamiliares, pequeñas empresas, edificios públicos,

etc. para la producción de calor, frío y electricidad. Con su control centralizado y conectados

a red, estos elementos contribuyen a cubrir los picos de demanda de la red pública y actúan

como una planta de generación virtual.

El objetivo del proyecto es el de demostrar una Planta de Generación Virtual de Pilas de

Combustible como una aplicación de la innovadora tecnología de las pilas de combustible, es

decir, transformar una tecnología de laboratorio en una tecnología utilizada en la vida diaria.

Como planta virtual, las instalaciones contribuyen a la descentralización de la generación

eléctrica, generando así calor y electricidad en el punto de consumo y eliminando las

pérdidas por transporte.


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Instalación

El proyecto conecta 31 sistemas residenciales de pila de combustible descentralizados,

instalados en viviendas y pequeños comercios de Alemania, Holanda, España y Portugal, a

una planta de generación conjunta para permitir equilibrar las demandas individuales.

El presupuesto total del programa de la planta de generación virtual ascendió a 8.6 M€,

de los cuales el 30% fue sufragado por la Unión Europea.

3.15. PROGRAMA ALEMÁN DE PILAS DE COMBUSTIBLE

RESIDENCIALES: CALLUX [30,31,32]

Participantes

Los colaboradores industriales del proyecto son las empresas de pilas de combustible

Baxi Innotech, Hexis, Vaillant y Viessmann, y las empresas energéticas EnBW, E.ON

Ruhrgas, EWE, MW Energie y VNG Verbundnetz Gas.

Objetivos

En septiembre de 2008 comenzó el mayor programa de pruebas alemán de pilas de

combustible residenciales. Este proyecto, subvencionado en parte por el Ministerio Alemán

de Transporte, Edificación y Urbanismo (BMVBS) está siendo llevado a cabo y coordinado por

el Programa Nacional de Innovación en Hidrógeno y Pilas de Combustible (NOW). El

presupuesto total del proyecto asciende a 86 M€

Figura 26. Integrantes del proyecto Callux

La primera fase, que dura hasta 2012, consta de la instalación de un elevado número de

unidades por todo el país, con el objetivo de que en la segunda fase, su comercialización

pueda comenzar correctamente. La colaboración de fabricantes de equipos de calefacción,

distribuidores energéticos y centros científicos supondrá una decisiva contribución a la

preparación del mercado para equipos residenciales de pila de combustible.


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El objetivo de este proyecto es el de reforzar y expandir la base industrial para las pilas

de combustible residenciales en Alemania, mejorando así los costes, la fiabilidad y la

seguridad de los equipos pequeños de cogeneración para viviendas unifamiliares o bloques

de apartamentos.

3.16. SISTEMA RESIDENCIAL SOLAR-HIDRÓGENO EN NUEVA

JERSEY [33]

Participantes

New Jersey Board of Public Utilities, Mike Stizki (propietario de la casa), Renewable

Energy International, Inc.

Instalación

Un sistema fotovoltaico es la fuente primaria de energía eléctrica, y el excedente se

utiliza para producir hidrógeno mediante electrolisis. Así, gracias a una pila de combustible

es posible hacer frente a los picos de demanda. El sistema incluye un electrolizador Hogen-

Re y una pila Plug Power, y fue inaugurado en otoño de 2006.

Este sistema está previsto para funcionar de manera independiente de la red, aunque se

encuentra conectado para utilizarla como apoyo. El calor residual obtenido de la pila de

combustible se usa como complemento a la bomba de calor geotérmico.

Figura 27. Instalación en vivienda de Nueva Jersey

Resultados

Este proyecto obtuvo una subvención del estado de Nueva Jersey de 225.000 $, a añadir

a los 100.000 $ costeados por el propietario y otras cantidades obtenidas mediante créditos

o sponsors.

Sin embargo, la instalación de un almacenamiento de hidrógeno comprimido en un área

residencial supuso un problema de seguridad. El almacenamiento gaseoso propuesto


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consistía en 10 tanques que suponían el equivalente a 75 l de propano. Debido a la falta de

precedentes, este sistema tardó algún tiempo en obtener todos los permisos.

3.17. CONCLUSIONES

Se ha podido comprobar cómo todos los proyectos citados en este informe son proyectos

piloto o de demostración con una serie de características en común:

• Un gran número de las instalaciones limitan su vida útil a la duración del

proyecto, no estando diseñadas para cumplir la vida útil real de los equipos.

• Las tecnologías de hidrógeno utilizadas no son tecnologías comerciales, sino

equipos fabricados en pequeñas cantidades y sin una fiabilidad y rendimiento

depurados.

• La integración de los distintos equipos es uno de los mayores problemas que

se presentan para un funcionamiento óptimo del sistema, debido a la escasa

experiencia en la materia. Una buena monitorización es fundamental para

poder tomar decisiones de cara al perfeccionamiento del sistema de control.

• De la misma manera, tampoco existe una gran experiencia respecto al

dimensionamiento de los componentes del sistema, lo que en ocasiones da

lugar a sistemas descompensados, más costosos de lo necesario y con un

funcionamiento lejos del óptimo.

• A menudo los requerimientos legales suponen un obstáculo para la instalación

de este tipo de equipamientos, principalmente en áreas residenciales.

• Los resultados presentados en los informes finales de los proyectos

generalmente no profundizan en los problemas técnicos del sistema, sino que

se limitan a hacer una valoración global del comportamiento del mismo.

Otras conclusiones citadas en informes son las que siguen:

• Se requieren datos más exactos respecto al trabajo de los compresores y

métodos de almacenamiento para poder modelizar adecuadamente su

comportamiento.[18]

• El proceso de una buena validación de datos, modelización detallada y análisis

del sistema es una labor tediosa, y para ello serían necesarias dos personas-

año para cada evaluación detallada. [18]

• Se requiere una mayor monitorización de los sistemas. Los promotores de los

proyectos deberían ser conscientes de su importancia y de la cantidad de

parámetros a medir. [18]


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4. REVISIÓN DE NORMATIVA

4.1. COMITÉS DE NORMALIZACIÓN, NORMAS Y ESTÁNDARES

4.1.1. Introducción

Estudiando la normativa relacionada con el hidrógeno, es posible encontrar dos tipos

diferenciados.

4.1.1.1. Normativa aplicable a equipos de hidrógeno

Los fabricantes de las nuevas tecnologías de hidrógeno en Europa y EE.UU. deben cumplir unos

requisitos legales antes de que los productos sean aprobados y registrados para su uso. Estos

fabricantes necesitan unos requerimientos legales uniformes en todo el mundo para acelerar el

desarrollo de las tecnologías y reducir los costes.

El caso particular del uso del hidrógeno como vector energético a gran escala comercial no está

totalmente probado y desarrollado, aunque existe una amplia experiencia en su uso como materia

prima en la industria química. Por esta razón, son necesarios unos estándares uniformes, puesto

que es imposible para los fabricantes producir de un modo rentable múltiples productos, si éstos

deben cumplir unos estándares diferentes e inconsistentes para cada país.

En este respecto, existe consenso en la importancia de establecer normas y estándares

nacionales e internacionales, paralelamente a unas tecnologías del hidrógeno asequibles para

conseguir una buena comercialización y una utilización segura de estas tecnologías. Así, el

desarrollo y promulgación de normas y estándares, es esencial para establecer un ambiente

receptivo en el mercado de cara a estos productos comerciales de las tecnología del hidrógeno.

Actualmente los procedimientos de homologación en Europa siguen una certificación tipo según

los requerimientos legales dados por las reglamentaciones ECE [34] o las directivas CE. En EE.UU.,

sin embargo, siguen un procedimiento de autocertificación según las pautas dadas por la FMVSS

(Federal Motor Vehicle Safety Standards and Regulations). Lo ideal en un futuro, sería disponer de

requerimientos legales globales dados por las reglamentaciones técnicas globales (GTR) [35].

Para alcanzar esa situación el escenario deseable sería una interrelación entre los estándares

definidos por ISO (IEC y SAE) y los requerimientos legales (GTR/ECE u otros equivalentes) y

ambos, a su vez, relacionados directamente con los fabricantes de las tecnologías relacionadas con

el hidrógeno y los vehículos de este tipo. De ahí, el interés por llegar a una armonización entre las

reglamentaciones ECE y los estándares ISO que se están definiendo de forma simultánea e

independiente.

Las actividades de este grupo y el objeto del trabajo que realizan es fundamentalmente el

sector del transporte y las aplicaciones del hidrógeno en este área, hidrogeneras, vehículos con

hidrógeno, etc. No existe sin embargo, por el momento ningún grupo equivalente trabajando en el

área de aplicaciones estacionarias y/o residenciales.


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4.1.1.2. Normativa aplicable a sistemas de hidrógeno

Se ha demostrado que la mayoría de los accidentes relacionados con sistemas de hidrógeno se

ha debido a procedimientos inadecuados o a fallos en su seguimiento. Por lo tanto, es básico que

las organizaciones establezcan políticas y procedimientos que aseguren el uso seguro del

hidrógeno, considerando cuestiones tales como las responsabilidades de seguridad, la gestión de

riesgos, y la aplicación de normativas y estándares.

Se deben utilizar programas de control de calidad y mantenimiento para asegurar que un

sistema con hidrógeno se mantiene en una situación segura a través de inspecciones y renovación

programada de componentes. Igualmente, todo el personal involucrado en el uso de hidrógeno

debe ser incluido en un programa de formación que contemple las capacidades y limitaciones

humanas, donde el objetivo principal es la eliminación de accidentes, y en su defecto la

minimización de aquellos que ocurran. Todo el personal debe estar familiarizado con las

propiedades físicas, químicas y los riesgos del hidrógeno.

Por otra parte, los diseñadores de sistemas de hidrógeno deben ser instruidos para seguir los

estándares aceptados y cumplir las normativas vigentes. Del mismo modo, los responsables de la

explotación han de ser formados en la utilización correcta de los equipos y sistemas, así como en la

respuesta ante situaciones de emergencia tales como fuego o explosiones (incluyendo la prestación

de primeros auxilios). No obstante, para que sea realmente efectiva la formación debe refrescarse

de forma periódica (por ejemplo, anualmente), así como debe hacerlo también el programa de

formación.

Es conocido que el hidrógeno se clasifica como material peligroso por su inflamabilidad. Cuando

se trabaja con hidrógeno, hay que evaluar diferentes aspectos de seguridad para asegurar que el

diseño y la implementación del sistema los cubren. Un excelente método es hacer un análisis de

riesgos. De esta forma, se identifican los peligros y deficiencias operacionales en el proceso o

procedimientos estudiados. El resultado es un documento que identifica las desviaciones con sus

causas, consecuencias, medidas de protección y recomendaciones.

A medida que se extienda el uso del hidrógeno, será necesario contar con normativas y

estándares que aseguren la uniformidad de los requisitos de seguridad, con el fin de proporcionar

la información necesaria para construir, mantener y operar de forma segura todo tipo de sistemas

e instalaciones de hidrógeno.

Hoy en día el enfoque de las normativas y estándares se basa en experiencias anteriores,

principios básicos, normativas y estándares desarrollados a partir del uso del hidrógeno en

industrias químicas y aeroespaciales. Algunos de estos documentos están disponibles, pero en

muchos casos no cubren completamente los nuevos conceptos que surgen al considerar el futuro

del hidrógeno como portador energético y combustible. Por ello, hay una serie de organizaciones

que están desarrollando la identificación de los vacíos existentes, las necesidades, y el desarrollo

de normativas.


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Así, existe mucha información referente a normativas y estándares para el hidrógeno, como

también hay gran cantidad de información respecto a la seguridad del hidrógeno. Sin embargo,

cuando se tratan ambos temas de forma conjunta, hay que decir que aunque hay un nexo de

unión, éste es más débil de lo que se podría pensar. Cabe resaltar que la seguridad no es el

resultado de muchas normativas y estándares, sino el resultado de una ingeniería sólida, de

pruebas exhaustivas, personal bien formado, procedimientos simples, un buen soporte y de unas

reglas razonables que se puedan cumplir.

Ante la cuestión de qué normativas de seguridad son aplicables a los procesos con hidrógeno,

la única respuesta posible es que la pregunta está mal formulada. En general las normas de

seguridad, salvo en el caso de materiales especialmente peligrosos (acetileno) o económicamente

importantes (gas natural), no se refieren a una sustancia concreta sino que van dirigidas a sus

aplicaciones.

Dicho todo esto, a continuación se tratará de hacer una recopilación de las normas más

interesantes del ámbito nacional e internacional, en relación con los sistemas de hidrógeno.

4.1.2. Códigos y estándares internacionales

Mediante diversos programas se está potenciando la armonización de las normas nacionales

para la obtención de una norma internacional por consenso de todos los países implicados en su

elaboración.

Generalmente se llega a un consenso a nivel nacional sobre una norma, que se convierte en la

posición que se defenderá en los comités internacionales. No obstante, en ocasiones puede ocurrir

que se participe en el desarrollo de una norma internacional para la que no existe consenso a nivel

nacional.

En Europa en la actualidad se están elaborando los reglamentos ECE, que son de obligado

cumplimiento, a diferencia de EE.UU. donde se están elaborando únicamente normas nacionales e

internacionales. Este factor puede acelerar el desarrollo de las tecnologías de hidrógeno y

proporcionar una ventaja competitiva a los fabricantes europeos frente a los estadounidenses en la

comercialización de estas tecnologías. Este ciertamente sería el caso, si los borradores de

reglamentación GRPE (Group of Experts on Pollution and Energy) que darán lugar a los

reglamentos ECE no citan la norma ISO. De hecho, y puesto que en la actualidad la norma ISO se

está elaborando simultáneamente a los borradores de reglamentación y aparentemente éstos no la

citan, no está claro como será incorporada una vez completada en los reglamentos ECE.

A nivel internacional hay tres organizaciones trabajando en el desarrollo de las normas de las

tecnologías de hidrógeno: International Organization of Standardization (ISO), International

Electrotechnical Commission (IEC) y World Forum for Harmonization of Vehicle Regulations. A

continuación se presenta normativa de varias de estas organizaciones.


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4.1.2.1. IEC

La Comisión Electrotécnica Internacional (CEI o IEC, por sus siglas del inglés International

Electrotechnical Commission) [36] es una organización de normalización en los campos de la

electricidad, electrónica y tecnologías relacionadas. Concretamente, el grupo IEC TC105 está

exclusivamente dedicado a las Tecnologías de las Pilas de Combustible, tanto estacionarias como

portátiles.

Tabla 8. Estándares internacionales de la IEC. Fuente: [40]

Código Título Estado

IEC 62282-2 Módulos de pila de combustible

Describe cómo medir el comportamiento de un sistema de

generación de pila de combustible estacionaria para aplicaciones

residenciales, comerciales e industriales.

Publicado

IEC 62282-3-

1 (2007-04)

Sistemas estacionarios de generación de pila de combustible –

Seguridad

Define los requerimientos mínimos de diseño, construcción,

operación y calidad para las plantas estacionarias de generación de

pila de combustible.

Publicado

IEC 62282-3-

2 (2006-03)


Métodos de test de funcionamiento

Describe cómo evaluar el comportamiento de los sistemas

estacionarios de generación de pila de combustible para aplicaciones

residenciales, comerciales e industriales.

Publicado

IEC 62282-3-

3 (2007-11)


Instalación

Define especificaciones de funcionamiento para un mínimo de

seguridad en la instalación de plantas de generación de pila de

combustible tanto de interior como de exterior.

Publicado

Numerosas normas se desarrollan conjuntamente con la ISO (normas ISO/IEC). Cabe destacar

que algunas de las normas europeas citadas anteriormente están basadas en normas

internacionales presentadas a continuación.

4.1.2.2. - ISO

La International Organization of Standardization [37] es una federación de organismos

nacionales de más de 140 países. Su misión es promover la estandarización para facilitar el


Página 71 de 130

intercambio de mercancías y servicios y facilitar la cooperación en actividades intelectuales,

científicas, tecnológicas y económicas mediante la definición de estándares internacionales.

Un estándar internacional agrupa los principios esenciales de apertura y transparencia global,

consenso y coherencia técnica. Esto se consigue durante su desarrollo en un ISO Technical

Committee (ISO/TC) representativo de todas las partes interesadas y apoyado por una fase de

comentarios públicos (ISO Technical Enquiry). ISO y el comité técnico son capaces de ofrecer la

ISO Technical Specification (ISO/TS), ISO Public Available Specification (ISO/PAS) e ISO Technical

Report (ISO/TR) como soluciones a las necesidades del mercado. Todos estos productos

representan un nivel de consenso menor por lo que no tienen el estatus de Estándar Internacional.

ISO ofrece también el entregable Industry Technical Agreement (ITA) cuyo objetivo es

solventar las diferencias entre las actividades de consorcios y el proceso formal de normalización

que representa ISO y sus miembros nacionales. Los ITA se desarrollan en ISO workshops y forums

con participantes con intereses directos y por lo tanto no tienen carácter de Estándar Internacional.

Tabla 9. Estándares internacionales de la ISO. Fuente: [40]

Código Título Estado Código ICS

ISO 14687:1999

ISO 14687:1999/Cor

1:2001

ISO 14687:1999/Cor

2:2008

Combustible hidrógeno -- Especificaciones

de producto

Corrección 1

Corrección 2

En revisión

Publicado

Publicado

71.100.20

ISO/TR 15916:2004 Consideraciones básicas para la seguridad

de los sistemas de hidrógeno

Provee directrices para el uso del hidrógeno

tanto en su forma gaseosa como líquida.

Identifica los riesgos básicos y describe las

propiedades del hidrógeno relevantes en

cuanto a seguridad.

Publicado 71.020

71.100.20

ISO/CD 22734-2 Generadores de hidrógeno a partir de

electrolisis -- Parte 2: Aplicaciones

residenciales

En desarrollo 71.120.99

71.100.20

ISO/DIS 26142 Detectores de hidrógeno En desarrollo 71.020

71.100.20


Página 72 de 130

4.1.2.2.1. ISO/TC 197

ISO ha designado un Comité Técnico (ISO/TC 197) encargado de desarrollar las normas

referentes a las tecnologías de hidrógeno y pilas de combustible.

Los esfuerzos de normalización de ISO/TC 197 deben facilitar la demostración e implantación

de un sistema energético renovable y sostenible basado en el hidrógeno, como vector energético y

combustible, especialmente porque la normalización se está realizando al mismo tiempo que el

desarrollo tecnológico.

Los objetivos de ISO/TC 197 están centrados en las nuevas tecnologías para aplicaciones

energéticas. Puesto que estas tecnologías se encuentran en fase de desarrollo, el principal objetivo

es ayudar a su introducción en el mercado mediante estándares pro-activos que eliminen barreras

técnicas derivadas de reglamentaciones inefectivas.

El comité técnico debe certificar mediante la normalización, la seguridad, y satisfacer los

requerimientos de la aplicación final a un coste adecuado. Más específicamente los objetivos del

comité son los siguientes:

Elaboración de normas de especificaciones del hidrógeno como combustible. Es necesario

definir las características del combustible en función de la aplicación final mientras ésta se

desarrolla.

Elaboración de estándares genéricos que proporcionen una guía para el desarrollo de una

infraestructura de almacenamiento y distribución. Las tecnologías de almacenamiento estacionario

y portátil, estaciones de servicio, gaseoductos, etc. deben ser normalizadas.

Elaboración de estándares o colaboración en su desarrollo para tecnologías de aplicación como

pilas de combustible, motores de combustión interna o quemadores.

Colaboración en el desarrollo de estándares de dispositivos para el uso de hidrógeno en

vehículos como tanques de combustible o conectores de abastecimiento.

Elaboración de estándares de las propiedades del hidrógeno y cuestiones de seguridad en su

manejo.

Elaboración de estándares de tecnologías de producción a partir de energías renovables y a

pequeña escala a partir de combustibles fósiles con reformadores.

Elaboración de estándares de dispositivos de detección y de seguridad de uso genérico para

sistemas de hidrógeno.

4.1.3. Normativa en EE.UU. y Canadá

Tabla 10. Estándares de EE.UU. y Canadá. Fuente: [40,38]


AIAA G-095 Guía de seguridad para el hidrógeno y los sistemas de Publicado


Página 73 de 130

hidrógeno

Esta guía presenta información útil para proyectistas,

constructores y usuarios de sistemas de hidrógeno a la hora

de evitar o resolver riesgos relacionados con el hidrógeno.

Asimismo, se presentan directrices para el diseño del

sistema, selección de materiales, operación,

almacenamiento y transporte.

ASME B31.12 Conexiones y tuberías para hidrógeno En desarrollo

ASME PTC 50 Código de pruebas de funcionamiento para sistemas de

generación de pila de combustible

Define procedimientos para la evaluación del rendimiento

eléctrico, térmico y global en régimen estacionario de

sistemas estacionarios de generación de pila de

combustible.

Publicado

CAN/BNQ 1784-000 Código canadiense de instalaciones de hidrógeno

El propósito de este código es el de establecer los

requerimientos de instalación para equipos que generan,

utilizan, dispensan o almacenan hidrógeno, así como para

sus tuberías, conexiones y accesorios relacionados.

Publicado

CGA G-5.4 Sistemas de tuberías de hidrógeno en el punto del

consumidor

Para todos los ingenieros, proyectistas y personal de

mantenimiento que trabaje con hidrógeno, esta publicación

presenta una relación de los materiales y componentes a

utilizar para llevar a cabo una instalación segura y efectiva.

Publicado

CGA G-5.5 Sistemas de venteo de hidrógeno

CGA G-5.8 Sistemas de tuberías de hidrógeno de alta presión en el

punto del consumidor

ANSI/IEEE 1547-

2003

Estándar para la interconexión de recursos distribuidos con

sistemas de generación eléctrica

Publicado

IEEE Std 1547.1-

2005

Método de prueba de cumplimiento de estándares para

equipos de interconexión de recursos distribuidos con


Publicado


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IEEE 1547.3 Guía para la monitorización, intercambio de información y

control de recursos distribuidos interconectados con


Publicado

ANSI/CSA America

FC1-2001

Sistemas de generación de pila de combustible

Este estándar provee requerimientos de diseño,

construcción, operación y calidad para los sistemas de

generación de pila de combustible:

Con tensión nominal de salida no superior a 600 VAC o VDC

Con potencia no mayor de 10 MW

Publicado

ANSI/CSA

America FC 1-

2004

Sistemas estacionarios de generación de pila de combustible

Este estándar trata del funcionamiento seguro, la

construcción duradera y el comportamiento aceptable de los

sistemas compactos de generación de pila de combustible,

los cuales a través de reacciones electroquímicas u otros

procesos generan electricidad en corriente alterna o

continúa. Se aplica a los sistemas de generación de pila de

combustible de potencia no superior a 10 MW que se sirven

de hidrógeno gaseoso, hidrocarburos líquidos o gaseosos, o

zinc pulverizado en un medio no inflamable.

Publicado

ANSI/Z21.83 Estándar nacional americano para plantas de generación de

pila de combustible

Ver CSA

America FC1

CSA America FC5 Generadores de hidrógeno En desarrollo

NFPA 55 Estándar para el almacenamiento, uso y manejo de gases

comprimidos y fluidos criogénicos en depósitos, tanques y

cilindros portátiles y estacionarios

NFPA 70-2008 Código eléctrico nacional

NFPA 110-2005 Estándar para sistemas de generación de apoyo y de

emergencia

NFPA 853 Instalación de plantas estacionarias de generación de pila de

combustible

La edición de 2003 ha sido ampliada para incluir pilas de

combustible estacionarias menores de 50 kW. Este nuevo

Bajo revisión


Página 75 de 130

capítulo presenta requerimientos para instalaciones

interiores y exteriores, así como de ventilación y protección

frente a incendios para estos sistemas de menor tamaño.

UL 1741 (Ed. 1) Estándares para inversores, convertidores, controladores y

equipos de interconexión para uso en recursos energéticos

distribuidos

UL 2264B (Ed. 1) Generadores de hidrógeno a partir de agua

US Department of

Energy Hydrogen

and Fuel Cells

Permitting Guide

Guía para permisos relacionados con hidrógeno y pilas de

combustible

Módulo 1 – Permisos para instalaciones estacionarias de pila

de combustible

Publicado

Relación de asociaciones:

AIAA – American Institute of Aeronautics and Astronautics

ANSI – American National Standards Institute

ASME – American Society of Mechanical Engineers

CGA – Compressed Gas Association

CSA – Canadian Standards Association

IEEE – Institute of Electrical and Electronics Engineers

NFPA – National Fire Protection Agency

UL – Underwriters Laboratories

Para ampliar información puede acudirse al documento desarrollado por el DOE americano

[39], en el que se recoge una lista más extensa de normativa, aplicable a instalaciones

estacionarias con pila de combustible.

4.1.4. Códigos y estándares europeos

La legislación europea exige que la normativa europea sea trasladada a cada uno de los países

miembros, por este motivo, las normas elaboradas por el Comité Europeo de Normalización (CEN),

por el Comité Europeo de Normalización Electrotécnica (CENELEC) o por el Instituto Europeo de

Normas de Telecomunicación (ETSI) son incorporadas sistemáticamente al catálogo de AENOR

alcanzando la categoría de normas nacionales.

En Europa el procedimiento para la creación de nuevos códigos y estándares es el siguiente.

Generalmente, las comisiones nacionales definen los códigos para cada país que, en ocasiones,

difieren de los internacionales. Sin embargo, en el caso de las tecnologías de hidrógeno se intenta


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que las normativas sean internacionales por lo que los estándares que se definen en cada país

serán sometidos a consenso en comités internacionales a nivel global.

En cualquier caso, en estas comisiones nacionales intervienen organizaciones del sector tanto

público como privado y se ocupan de distintas áreas dependiendo de sus competencias. El gobierno

también juega un importante papel en lo que se refiere al proceso de adopción de la norma ya que

está capacitado para convertir un estándar opcional en norma de obligado cumplimiento por ley.

Generalmente, las agencias gubernamentales implicadas actúan de forma consensuada con el

sector privado lo que facilita la introducción de las nuevas tecnologías en el mercado.

Tabla 11. Directivas comunitarias.

Código Título/resumen Estado

97/23/CE Equipos a presión

La propuesta determina los objetivos o "requisitos esenciales" que,

en su fabricación y antes de su comercialización, deben cumplir los

equipos a presión.

94/9/CE Aparatos y Sistemas de Protección para Uso en Atmósferas

Potencialmente Explosivas

La directiva se aplica a los aparatos y a los sistemas de protección

(materiales de superficie y mineros) eléctricos y no eléctricos,

utilizados en atmósfera potencialmente explosiva, así como los

dispositivos empleados en atmósfera no explosiva pero que inciden

sobre los aparatos instalados en ella.

Publicado

99/92/CE Disposiciones mínimas para la mejora de la protección de la salud y

la seguridad de los trabajadores expuestos a los riesgos derivados

de atmósferas explosivas

Publicado

HYPER Project El proyecto para la guía sobre permisos para instalaciones de

hidrógeno y aplicaciones estacionarias de pila de combustible, está

enfocado hacia el desarrollo de un procedimiento sencillo para la

aprobación de sistemas estacionarios de hidrógeno y pilas de

combustible, respecto a asuntos de seguridad y procedimiento, para

proyectistas, fabricantes, instaladores y autoridades.

4.1.4.1. CEN/CENELEC

El Comité Europeo de Normalización (CEN, del francés Comité Européen de Normalisation), es

una organización no lucrativa privada cuya misión es “fomentar la economía europea en el negocio

global, el bienestar de ciudadanos europeos y el medio ambiente proporcionando una

infraestructura eficiente a las partes interesadas para el desarrollo, el mantenimiento y la

distribución de sistemas estándares coherentes y de especificaciones”.


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Por su parte, CENELEC (en francés Comité Européen de Normalisation Electrotechnique) es el

Comité Europeo de Normalización Electrotécnica, y es el responsable de la estandarización europea

en las áreas de ingeniería eléctrica. Junto a la ETSI (telecomunicación) y al CEN (otras áreas

técnicas), forma parte del sistema europeo de normalizaciones técnicas.

Así, los estándares europeos (EN) son documentos que han sido ratificados por una de las 3

organizaciones europeas de estándares (CEN, CENELEC o ETSI). Como se ha comentado con

anterioridad, en su diseño y creación participan todas las partes interesadas mediante un proceso

transparente y consensuado.

Tabla 12. Estándares europeos. Fuente: [40]


CEN/CENELEC pr EN

50465:2007 Electrodomésticos a gas de pila de combustible con

cogeneración

Este estándar europeo se aplica a la construcción,

seguridad, requerimientos funcionales y métodos de

prueba, así como a la clasificación y marcado de los

electrodomésticos en cuestión.

Pendiente de

aprobación

BS EN 50073 Guía para la selección, instalación, uso y mantenimiento de

equipos para detección y medida de gases combustibles o

hidrógeno

Publicado

EN 62282-2:2004 Módulos de pila de combustible

Este estándar se ocupa de las condiciones que pueden

suponer un riesgo para las personas, o daños materiales

en el exterior de la pila de combustible. No se ocupa, en

cambio, de la protección frente a daños de la propia pila de

combustible.

Publicado

EN 62282-3-1:2007 Sistemas estacionarios de generación de pila de

combustible - Seguridad

Publicado

EN 62282-3-2:2006 Métodos de prueba de funcionamiento de plantas de

generación de pilas de combustible

Publicado

EN 1127-1:1998 Atmósferas explosivas. Prevención y protección frente a

explosiones. Conceptos básicos y metodología.

Publicado


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4.1.5. Códigos y estándares españoles

Como puede verse en la Tabla 13, la normativa existente en España es normativa genérica

para el tratamiento de gases o de instalaciones térmicas, o bien, es normativa asimilada de normas

europeas o internacionales vistas anteriormente.

Así, vemos cómo la escasa normativa existente no se ajusta ni cubre todos los aspectos de una

instalación de un sistema de hidrógeno o pila de combustible. Es recomendable, por tanto, acudir a

la normativa europea o americana, más abundante y completa que la española.

Tabla 13. Estándares españoles. Fuente: APPICE [41] y CENER

Código Título/resumen Estado

UNE-ISO/TR

15916:2007 IN

Consideraciones básicas de seguridad de los sistemas de hidrógeno.

(ISO/TR 15916:2004)

UNE-ISO

14687:2006

Hidrógeno como combustible. Especificaciones de producto. (ISO

14687:1999 + ISO 14687:1999/Cor. 1:2001)

UNE

26505:2004

Vehículos de carretera. Hidrógeno líquido. Interfaz para los sistemas

de alimentación en vehículos terrestres.

UNE-EN ISO

11114-4:2006

Botellas para el transporte de gas. Compatibilidad de los materiales

de la válvula y la botella con el gas contenido. Parte 4: Métodos de

ensayo para la selección de materiales metálicos resistentes a la

fragilización por hidrógeno. (ISO 11114-4:2005)

NTP 50 Almacenamiento de hidrógeno

En ausencia de Normativa Legal Española concreta al respecto, la

presente nota pretende establecer las condiciones mínimas de

seguridad de las instalaciones de hidrógeno gaseoso. El contenido

de la nota es básicamente un extracto del código 50A de la National

Fire Protection Association.

Publicado

RD 1027/2007 Reglamento de Instalaciones Térmicas en Edificios (RITE)

Este reglamento constituye el marco normativo básico en el que se

regulan las exigencias de eficiencia energética y de seguridad que

deben cumplir las instalaciones térmicas en los edificios para

atender la demanda de bienestar e higiene de las personas.

Publicado

RD 919/2006 Reglamento técnico de distribución y utilización de combustibles

gaseosos y sus instrucciones técnicas complementarias

Publicado


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4.2. GUÍA INICIAL PARA EL USO DE HIDRÓGENO EN ESPACIOS

CERRADOS – PROYECTO INSHYDE [42]

El “Network of Excellence HySafe” está apoyado por la Comisión Europea y su función es

contribuir a una introducción segura del hidrógeno y sus tecnologías en Europa. Su principal

objetivo es reforzar, integrar y centrar los esfuerzos de investigación dispersos para proporcionar la

base que permita eliminar barreras relacionadas con la seguridad en la implementación del

hidrógeno como vector energético.

Como resultado de su trabajo han publicado la “Guía para el Uso de hidrógeno en espacios

cerrados” dentro del proyecto InsHyde que se resume a continuación destacando los detalles más

interesantes.

4.2.1. Control de riesgos

Los principales peligros asociados a hidrógeno en espacios cerrados incluyen:

• Fugas

• Desplazamiento de oxígeno y anoxia

• Fuego

• Explosión

• Presión

• Quemaduras criogénicas

• Fragilización por hidrógeno

• Exposición

Para superar estos riesgos se pueden aplicar una serie de medidas que se dividen en seguridad

inherente y barreras de seguridad. Para unas condiciones óptimas de trabajo deben aplicarse

ambas.

4.2.1.1. Almacenamiento

Dadas las características del hidrógeno, éste debe almacenarse al aire libre y la cantidad debe

estar limitada a las necesidades. Las distancias de seguridad alrededor del almacenamiento deben

definirse de acuerdo al tamaño de éste y al tipo de elementos que lo rodean. Las normas que

suelen aplicarse son NFPA 50A, NFPA 50B, NFPA 55 y NFPA 52.

El almacenamiento en interior debe limitarse y según las normas se manejan distintas

cantidades, 85 Nm3 en FM Global Property Loss Prevention Data Sheets y 11 Nm3 en la NFPA 853.

Los equipos de almacenamiento además, deben estar diseñados, fabricados y testados de

acuerdo a la normativa vigente y las leyes que apliquen. Deben utilizar válvulas de parada y

descarga, asilados térmicamente y fabricados con materiales adecuados, deben tener sistemas de

control de presión y sistemas de ventilación aprobados.


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4.2.1.2. Tuberías

El diseño de las canalizaciones debe incluir principios inherentes de seguridad como el uso

limitado de conexiones con codos, uso de materiales compatibles con hidrógeno y tuberías bien

ancladas. Deben incluirse también limitadores de flujo o sistemas de control de sobrepresión y

limitar la cantidad de H2 que puede liberarse al aire. En este caso, debe haber una válvula de

parada de emergencia y otra manual.

Por supuesto, el sistema debe diseñarse, fabricarse y testarse según la normativa vigente pero

hay que aplicar además medidas como no situar las canalizaciones cerca de sistemas eléctricos,

evitar las tuberías subterráneas, tener en cuenta la corrosión galvánica, aislar térmicamente, etc.

4.2.1.3. Detectores

Existen diversos tipos de sensores de hidrógeno aunque los más utilizados son de tipo

electroquímico, catalítico y semiconductores de óxidos metálicos. Existen normas técnicas sobre

sensores para gases inflamables pero no hay ninguna especifica para hidrógeno. La norma más

importante entre los estándares técnicos es la IEC 60079 y aunque no es especifica para

hidrógeno, a partir de aquí el Working Group 13 del Comité Técnico 197 de la ISO esta

desarrollando la normativa correspondiente a funcionamiento y ensayos de detectores de

hidrógeno. En la actualidad se dispone del borrador ISO/DIS 26142 y existe el documento

equivalente en español desarrollado por AENOR.

Las recomendaciones sobre donde situar los detectores en lugares cerrados están incluidas en

la norma IEC 61779-6, no obstante, hay que tener en cuenta una serie de parámetros

relacionados con la dispersión del gas (corrientes de aire en el emplazamiento, temperatura,

almacenamiento líquido, etc.) que influyen en su modo de distribuirse y por lo tanto, que modifican

la situación optima de los detectores.

4.2.1.4. Ventilación

La ventilación es uno de los controles más importantes disponibles para mejorar o mantener la

calidad del aire en el entorno de trabajo. Es un método de control de entornos peligrosos mediante

el remplazo de la atmósfera con aire fresco.

Cuando el hidrógeno se maneja en entornos cerrados, debe asegurarse y controlarse la

ventilación. Así, existen varias normas para el diseño y dimensionamiento de los sistemas de

ventilación. En función de la relación entre la velocidad de ventilación y la de una fuga el control

puede hacerse para evitar la acumulación del gas por extracción, reduciendo el volumen de

atmósfera explosiva por dilución o limitando el tiempo que el hidrógeno está presente.

La ventilación puede ser forzada o manual y ambas se basan en el mismo principio; se crea una

diferencia de presión entre dos puntos y el aire se mueve desde la alta presión hasta la baja.

Dependiendo de la diferencia de presión y de parámetros como resistencia o impedancia del flujo

de aire se alcanzan unas velocidades u otras.


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En el diseño de la ventilación, el principal factor a considerar es que haya suficiente intercambio

de aire para evitar que se genere una atmósfera explosiva. El número de intercambios de aire por

hora (ACH) es una forma de medir el sistema de ventilación y se aconseja:

• En EUR 9689, 1,2 ACH es poco y lo apropiado son 6,3 ACH aunque para hidrógeno se

recomienda incluso 20 ACH.

• En FM Global Pr. Loss Prev. Data Sheets, los edificios deben ventilarse un mínimo de 10

ACH y 25 ACH si se detecta hidrógeno.

• En NSS 1740.16 se propone una velocidad de 0,0283 m3 de aire fresco por cada 0,0929 m2

de área (unos 6 ACH para una habitación de altura de 3 m). En cualquier caso, la

concentración de H2 debe permanecer por debajo del 25% del punto inferior de

inflamabilidad (LFL).

Las consideraciones generales para el diseño de ventilación natural son:

• Aperturas en la parte alta y baja de los espacios.

• La velocidad de flujo depende de las diferencias de temperatura entre el interior y el

exterior y del viento.

• La respuesta de la ventilación natural depende mucho de la altura entre las aperturas

superiores e inferiores y de sus dimensiones.

Para la ventilación forzada se puede tener en cuenta:

• Cuando la fuente de hidrógeno esta localizada, la ventilación debe situarse sobre la fuente

mas que ventilar toda la habitación.

• Utilizar un método de extracción.

• La extracción debe estar localizada en el punto mas alto y las aperturas para aire fresco

deben situarse en la parte cercana al suelo.

• Los puntos de introducción y extracción deben estar separados.

• El tubo de extracción debe ser compatible con atmósferas explosivas.

• Debe instalarse un detector de hidrógeno en el conducto de ventilación.

• Debe haber dos velocidades de ventilación: la normal y la de emergencia.

• La ventilación debe activarse antes de que el hidrógeno aparezca o se utilice y debe

mantenerse durante toda la operación.

• La ventilación no debe pararse en caso de emergencia si la fuente de hidrógeno no esta

asilada o confinada.

• En caso de parada de la ventilación o baja eficiencia, todas las fuentes de hidrógeno deben

pararse automáticamente.


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• Los sistemas de extracción y venteo deben ser compatibles con el gas y deben purgarse

con nitrógeno (inerte) antes de empezar a trabajar con hidrógeno para evitar la formación

de atmósferas explosivas.

4.2.1.5. Fuego y explosión

El hidrógeno puede suministrarse por una red de tuberías o puede almacenarse cerca del punto

de consumo. Dependiendo del modo de suministro y almacenamiento del gas hay distintos peligros

asociados.

En general, la estrategia para hacer segura una instalación de hidrógeno sigue los siguientes

pasos:

• Primero, tomar medidas para asegurar que la atmósfera inflamable no puede desarrollarse

(evitando fugas y asegurando la ventilación).

• Segundo, evitar cualquier fuente de ignición alrededor de una posible zona de formación de

atmosfera inflamable.

• Tercero, utilizar una segregación, supresión, contención o técnica de mitigación para

reducir la exposición al fuego y a los efectos de explosión.

La protección por segregación del peligro consiste en separar partes del equipamiento con

riesgo alto por uso de hidrógeno de otras como son las eléctricas o de ignición. Las medidas de

seguridad a tener en cuenta son:

• El equipamiento para el manejo del hidrógeno y las fuentes previstas de ignición deben

estar separadas físicamente.

• Para pilas de combustible, el área de almacenamiento del hidrógeno debe estar separada

de la pila y ésta de todos los equipos eléctricos.

• Cualquier potencial fuente de ignición debe situarse bien debajo de cualquier equipo que

pueda perder hidrógeno.

• Hay que evitar fuentes de ignición inmediatamente debajo de techos en los que se puede

acumular hidrógeno.

• Asegurar que cualquier área, entorno o recinto en el que puede fugar hidrógeno se diseña

para prevenir que el gas quede atrapado y esta equipado con buena ventilación.

• Los sistemas de uso o almacenamiento de hidrógeno no deben estar situados bajo equipos

eléctricos sin proteger o líneas de alta tensión.

• Debe utilizarse ventilación y compartimentos estanco para reducir la probabilidad de fugas

alcanzando fuentes de ignición.

• Deben utilizarse unas distancias mínimas de separación para evitar los distintos peligros y

asegurar la protección de la gente y otros equipos frente al calor o las llamas. Cuando no

pueden aplicarse las distancias de seguridad se pueden utilizar barreras cortafuego u otros

sistemas de reducción de riesgos.


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• La protección por limitación de almacenamiento debe tener en cuenta el consumo/uso y la

escala temporal de uso para minimizar la cantidad de hidrógeno almacenado.

La protección por control de fuentes de ignición es difícil ya que eliminar estas fuentes resulta

complicado aunque se pueden utilizar las siguientes técnicas:

• Llevar a cabo una caracterización del área de peligro.

• Identificar la naturaleza y extensión de las zonas de peligro.

• Utilizar señales adecuadas para indicar los límites de la zona.

• Situar equipos eléctricos fuera de las zonas de peligro.

• Utilizar equipos clasificados apropiadamente en zonas de peligro.

• Utilizar ropa anti-cargas estáticas o con toma a tierra par evitar descargas estáticas.

• Evitar el trabajo en caliente, vehículos, fumar y teléfonos móviles.

• Proporcionar protección contra rayos cuando sea necesario.

Lo primero que hay que hacer es definir las áreas de peligro de acuerdo a los principios de

clasificación existentes [43] que tienen en cuenta tres zonas distintas:

Zona 0. Es la zona en la que la atmósfera explosiva esta presente continuamente o durante

largos periodos de tiempo. Los equipos deben ser de categoría 1 únicamente.

Zona 1. Es la zona en la que la atmósfera explosiva tiene lugar probablemente durante los

periodos de operación. Los equipos deben ser de categoría 1 o 2.

Zona 2. Es la zona en la que la atmósfera explosiva no es probable incluso durante la operación

y si ocurre, es infrecuente o solo por periodos cortos de tiempo. El equipamiento puede ser de

categoría 1, 2 o3.

Para satisfacer los requerimientos de la legislación de seguridad y códigos de edificación,

garajes centros comerciales y otros recintos o edificios que vayan a contener hidrógeno, estos

deben diseñarse teniendo en cuenta las normas de seguridad. UNE-ISO/TR 15916 y NFPA 55 son

dos normas que pueden proporcionar una guía en el diseño de edificios con hidrógeno.

En cuanto a la seguridad en la explosión, la técnica de mitigación de deflagraciones mas

efectiva es el venteo de explosión. Consiste en liberar presión mediante sistemas de venteo

especiales de manera que la presión de explosión se reduce y no supera la de diseño del recinto.

En general, las formulas de dimensionamiento del venteo según la norma EN 14994 no se puede

aplicar al hidrógeno por lo que es difícil dimensionar correctamente estos sistemas.

4.2.1.6. Puesta en marcha e inspecciones

La puesta en marcha de las instalaciones que utilizan hidrógeno suelen comprender las

siguientes etapas:

• Inspección visual del sistema en particular abrasiones.


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• Inspección mecánica de elementos como juntas, conexiones, etc. de acuerdo a las

instrucciones proporcionadas por el fabricante.

• Prueba de presión con un gas inerte para chequear la estanqueidad del sistema e identificar

fugas o bloqueos de tuberías o válvulas. Para esto pueden aplicarse distintos métodos:

• Ensayo global de todo el sistema, se deja el equipo o la instalación bajo presión y se

monitoriza la evolución.

• Ensayos de estanqueidad de componentes aislados. Pueden detectarse fugas al utilizar

agua con un producto tenso-activo (jabón) que produce burbujas donde hay fugas.

• Algunos dispositivos es difícil que sean continuamente estancos. Por ello, se acepta utilizar

juntas de válvula que no sean completamente herméticas pero hay que medir el caudal de

fuga y verificar cada cierto tiempo que la fuga permanece por debajo de unos límites de

seguridad.

• En caso de fuga, el elemento debe ser reparado o reemplazado.

Los sistemas de hidrógeno gas deben ser purgados de aire u oxigeno antes de admitir

nuevamente hidrógeno. De este modo se evitan atmósferas explosivas. Se suelen utilizar gases

inertes como nitrógeno y helio y dependiendo de la complejidad del sistema se deben realizar

varias purgas antes de comenzar la operación.

4.2.1.7. Certificación

Se presentan a continuación los puntos a evaluar para la obtención de permisos en Europa

[44].

• Seguridad del operador/usuario

• Seguridad de terceros

• Respuesta ante emergencias

Los actores que pueden entrar en juego para la obtención de los permisos son tales como las

autoridades aprobadoras, autoridades consultadas, organismos de evaluación y organismos de

inspección. Estos organismos tendrán en cuenta ciertos requerimientos predefinidos, como son los

siguientes.

• Criterios de clasificación de emplazamiento

• Necesidades básicas

• Estándares de referencia

• Criterios de aceptación


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4.3. OTRAS FUENTES DE INFORMACIÓN SOBRE HIDRÓGENO

The Sourcebook for Hydrogen Applications, 1998 realizado por CHA y NHA (Asociaciones de

hidrógeno canadiense y estadounidense) para el Departamento de Recursos Naturales de Canadá y

el Departamento de Energía de los Estados Unidos.

Este manual es la única referencia para el uso seguro del hidrógeno, incluyendo códigos

aplicables, estándares, reglamentaciones, pautas y prácticas predominantes. Se proporciona un

esbozo de las consideraciones básicas de seguridad para aplicaciones no industriales. En la página

web del NHA se puede consultar un breve resumen. El manual está disponible tanto en CD-ROM

como en soporte papel y se puede obtener a través del CHA, el NHA o en la siguiente dirección:

TISEC Inc. 2113A St. Regis Boulevard

Dollard, Montreal, Quebec, Canada H9B 2M9

514-684-9096 o 800-531-2863

[email protected]

Safety Standards for Hydrogen and Hydrogen Systems, realizado por la National Aeronautics

and Space Administration, Office of Mission Assurance, Washington, DC, NSS 1740.16, febrero de

1997.

Estos estándares establecen un proceso uniforme de organización para el diseño de sistemas

de hidrógeno, selección de materiales, uso, almacenamiento y transporte. Se incluye las pautas

mínimas para la NASA. Para una copia, contactar con:

Director, Safety and Risk Management Division, NASA

Office of the Associate for Safety and Mission Assurance

Washington, DC 20546 USA. Phone 202-358-2406

Hydrogen, Fuel Cells and Infrastructure Technologies Program. Multi – Year Research,

Development and Demonstration Plan. DOE. http://www.eere.energy.gov/hydrogenandfuelcells/

Curso Hydrogen Fuel Cell Engines and Related Technologies. Publicado por College of the

Desert, Palm Desert, CA, USA, Energy Technology Training Center, College of the Desert. 43-500

Monterey Avenue, Palm Desert, CA 92260.

http://www.hydrogensafety.info

http://www.ieagreen.org.uk/h2rep.htm

http://www.eihp.org/


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5. NORMATIVA RELACIONADA CON LA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA

A continuación vamos a describir la normativa que debería tenerse en cuenta relativa a la parte

del sistema fotovoltaico.

Como el sistema que se propone en este proyecto es innovador desde el punto de vista de la

mezcla de dos tecnologías, como son la fotovoltaica y las pilas de combustible, existe una falta de

normativa específica que recoja las particularidades del proyecto.

En cuanto a la parte relacionada con la instalación fotovoltaica la legislación vigente se describe

a continuación.

Legislación de ámbito nacional

� Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, que establece los principios de un modelo de

funcionamiento basado en la libre competencia, impulsando a su vez el desarrollo de instalaciones

de producción de energía eléctrica en régimen especial (BOE número 285, de 28 de noviembre de

1997)

� Real Decreto 1663/2000 sobre la conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja

tensión, del Ministerio de Economía (BOE número 235, de 30 de septiembre de 2000)

● Capítulo I

Ámbito: Instalaciones fotovoltaicas hasta 100kVA y con conexión a la red en baja tensión (art.1)

Se definen en el art. 2 todos los elementos: instalación, potencia nominal, interruptor automático

de interconexión, punto de conexión, titular de la instalación, etc.

● Capítulo III Condiciones técnicas de la conexión a la red de baja tensión

Condiciones generales (art. 8):

El funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas no deberá provocar en la red averías,

disminuciones de las condiciones de seguridad ni alteraciones. Tampoco podrá dar origen a

condiciones peligrosas de trabajo para el personal de mantenimiento (art. 8.1)

En el caso de que la línea de distribución se quede desconectada de la red, las instalaciones

fotovoltaicas no deberán mantener tensión en la línea de distribución: “efecto isla” (art. 8.2)

El punto de conexión a la red de distribución se establecerá teniendo en cuenta la capacidad de

transporte de la línea, entre otros (art. 8.4)

Condiciones específicas (art. 9):

Se podrán interconectar instalaciones fotovoltaicas en baja tensión siempre que la suma de sus

potencias nominales no exceda de 100 kVA (art. 9.1)

Si la potencia es superior a 5 kW, la conexión a la red será trifásica (art. 9.2)

La conexión y desconexión de la instalación fotovoltaica no deberá provocar variaciones de

tensión superiores al 5 % (art. 9.3)


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El factor de potencia de la instalación debe ser unitario (art. 9.4)

Medidas y facturación (art. 10):

Los consumos eléctricos en el mismo emplazamiento que la instalación fotovoltaica se situarán

en circuitos independientes de la instalación fotovoltaica y de sus equipos de medida (art. 10.1)

Protecciones (art. 11)

Interruptor general manual (art. 11.1), interruptor automático diferencial (art. 11.2)

Interruptor automático de la interconexión (art. 11.3)

Protección contra máxima y mínima frecuencia (51 y 49 Hz, respectivamente) y de máxima y

mínima tensión (1,1 y 0,85 del valor nominal Um) (art. 11.4). Pueden ser incluidas en el inversor

fotovoltaico junto con el interruptor de interconexión

Condiciones de puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas (art. 12)

La instalación deberá disponer de una separación galvánica entre la red de distribución de baja

tensión y las instalaciones fotovoltaicas, como un transformador. Las masas de la instalación

fotovoltaica estarán conectadas a una tierra independiente de la del neutro de la empresa.

Armónicos y compatibilidad electromagnética.

Los niveles de emisión e inmunidad deberán cumplir con la reglamentación vigente (art. 13)

� Real Decreto 1955/2000 por el que se regulan las actividades de transporte, distribución,

comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica

(BOE número 310, de 27 de diciembre de 2000)

� Resolución de 31 de mayo de 2001, de la Dirección General de Política Energética y Minas

en la que se establece el modelo de contrato y factura, así como el esquema unifilar, para

instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión (BOE número 148, de 21 de junio de

2000)

� Real Decreto 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas

disposiciones relativas al sector eléctrico (BOE número 306, de 23 de diciembre de 2005)

� Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de

energía eléctrica en régimen especial (BOE número 126, de 26 de mayo de 2007)

� Resolución de 27 de septiembre de 2007, de la Secretaría General de Energía, por la que se

establece el plazo de mantenimiento de la tarifa regulada para la tecnología fotovoltaica (BOE

número 234, de 29 de septiembre de 2007)

� ORDEN ITC/3860/2007, de 28 de diciembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a

partir del 1 de enero de 2008.

� Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, por el que se regula la retribución de la

actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para


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instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto

661/2007, de 25 de mayo, para dicha tecnología.

Legislación de ámbito autonómico andaluz

� Orden de 30 de septiembre de 2002 de la Junta de Andalucía, por la que se regula el

procedimiento para priorizar el acceso y conexión a la red eléctrica para evacuación de energía de

las instalaciones de generación contempladas en el RD 2818/1998, sobre producción de energía

eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energías renovables, residuos y

cogeneración (BOJA número 124, de 24 de octubre de 2002)

� Instrucción de 21 de enero de 2004, de la Dirección General de Industria, Energía y Minas,

de la Junta de Andalucía, sobre el procedimiento de puesta en servicio de las instalaciones

fotovoltaicas conectadas a red. (BOJA núm. 26, de 9 de febrero de 2004)

� Orden de 8 de julio de 2005, por la que se regula la coordinación entre el procedimiento

administrativo a seguir para la tramitación de las instalaciones de generación de energía eléctrica

en régimen especial gestionables y los procedimientos de acceso y conexión a las redes eléctricas.

(BOJA núm. 151 de 2005)

� Instrucción de 12 de mayo de 2006, de la Dirección General de Industria, Energía y Minas,

complementaria de la Instrucción de 21 enero de 2004, sobre el procedimiento de puesta en

servicio de las instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red. (BOJA núm. 116, de 19 de junio de

2006)

� ORDEN de 26 de marzo de 2007, por la que se aprueban las especificaciones técnicas de las

instalaciones fotovoltaicas andaluzas. (BOJA núm. 80, de 24 de Noviembre de 2007)

Esta normativa técnica consta de 11 instrucciones técnicas complementarias (ITC):

ITC-FV-01 Terminología

ITC-FV-02 Normas de referencia

ITC-FV-03 Documentación

ITC-FV-04 Componentes

ITC-FV-05 Ubicación

ITC-FV-06 Instalaciones aisladas sin baterías

ITC-FV-07 Instalaciones aisladas con baterías

ITC-FV-08 Instalaciones aisladas mixtas

ITC-FV-09 Instalaciones interconectadas

ITC-FV-10 Medidas de protección

ITC-FV-11 Montaje y mantenimiento


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El cumplimiento de dicha normativa es, evidentemente, complementario con el cumplimiento

de la normativa técnica nacional REBT (Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión), siendo ambos

de obligatorio cumplimiento en las instalaciones ejecutadas o modificadas en la comunidad

autónoma andaluza.

� Corrección de errores, de la Orden de 26 de marzo de 2007, por la que se aprueban las

especificaciones técnicas de las instalaciones fotovoltaicas andaluzas. (BOJA núm. 98, de 18 de

Mayo de 2007)

A pesar de toda la legislación existente, como ya hemos mencionado anteriormente, a día de

hoy no hay una legislación específica para este tipo de instalaciones en las que se utiliza tanto

energía fotovoltaica como pilas de combustible con hidrógeno para la generación eléctrica.

Actualmente si la instalación fotovoltaica está conectada a la red se vierte toda la energía

generada y se consume directamente de la red para cubrir las demandas del edifico, o bien se trata

de una instalación aislada en la que se consume de la producción generada por los paneles, pero

donde no existe la posibilidad de verter a la red.

El sistema estudiado en este proyecto consumiría directamente de la energía producida por el

campo fotovoltaico o la pila de combustible, utilizaría la red eléctrica como apoyo y en los

momentos en los que exista excedente de producción y no se pueda almacenar se vertería a la red.

Por lo tanto, al ser este quizás el primer proyecto de estas características que se lleve a la

práctica en España y al ser un proyecto experimental de demostración, habría que llegar a algún

tipo de acuerdo con las autoridades competentes para no tener problemas a la hora de solicitar los

permisos pertinentes.


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6. LEGISLACIÓN DE COMPRA-VENTA DE ELECTRICIDAD

A partir del 1 de julio de 2009 entró en vigor un nuevo sistema de tarifas eléctricas en el que a

partir de ese momento coexisten, por un lado, el mercado libre, y por otro lado, una tarifa fijada

por el Gobierno: la Tarifa de Último Recurso (TUR).

La TUR es el precio regulado por el Gobierno para el suministro obligatorio a los clientes que no

quieren o no pueden buscar otras ofertas en el mercado. Se configura como una tarifa refugio y

está reservada para los consumidores que tienen una potencia contratada inferior a 10 KW,

segmento en el que se encuentran prácticamente todos los consumidores domésticos. [45]

La tarifa de último recurso será la única tarifa que quede en el mercado liberalizado. En ella

caben dos modalidades:

● La tarifa sin discriminación horaria, que es la tarifa normal

● La tarifa con discriminación horaria, cuyas características la hacen heredera de la tarifa de

discriminación horaria que existía hasta ahora, con: 14 horas valle (las más baratas), y tan sólo 10

horas punta. El consumidor que la haya contratado dispondrá de un contador que discrimina el día

y la noche. Por tanto, al consumidor que gaste energía por la noche le costará más barato que si la

consume por el día. La estructura de esta tarifa supone que este tipo de cliente siempre gana,

gana incluso si no hace nada, y puede ganar mucho si pone la lavadora o el lavavajillas en el

horario nocturno, hasta el punto de reducir su recibo de la luz en un 10% o un 15%.

A continuación se muestran las tarifas que regulan la tarifa de último recurso, pues en el caso

de que un consumidor se acogiese al mercado libre deberá negociar su tarifa. [46]

Opcionalmente, los consumidores acogidos a esta tarifa que dispongan del equipo de medida,

podrán acogerse a la modalidad con discriminación horaria que diferencie dos periodos tarifarios al

día, periodo 1 y periodo 2.El período 1 tiene una duración de 10 horas/día y el periodo 2 tiene 14

horas/día.

Se considerarán como horas del periodo tarifario 1 y 2 en todas las zonas, las que se muestran

en la Tabla 14.

Tabla 14. Tramos horarios para la facturación eléctrica.

INVIERNO VERANO

P1 P2 P1 P2

12-22 0-12

22-24 13-23

0-13

23-24

Los cambios de horario de invierno a verano o viceversa coinciden con la fecha del cambio

oficial de hora.


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En la Tabla 15 se muestran los precios de los términos de potencia y de energía de las tarifas

de último recurso aplicables durante el segundo semestre de 2009, publicadas en el BOE núm.

157, de 30 de junio de 2009.

Tabla 15. Precios de la Tarifa de Último Recurso.

Término de potencia (€/kW mes)

Término de energía punta (€/kWh)

Término de energía valle (€/kWh)

Taifa TUR con discriminación horaria

1,67520 0,137362 0,060976

Tarifa TUR sin discriminación horaria

1,67520 0,114730

En cuanto a la venta de electricidad, habría que tener en cuenta tanto el precio de venta de la

electricidad generada con el campo fotovoltaico, como la generada con la pila de combustible.

En Real Decreto 1578/2008 se regula la venta de energía con tecnología fotovoltaica. En dicho

Real Decreto las instalaciones fotovoltaicas se engloban en dos tipos.

a) Tipo I. Instalaciones que estén ubicadas en cubiertas o fachadas de construcciones fijas,

cerradas, hechas de materiales resistentes, dedicadas a usos residencial, de servicios, comercial o

industrial, incluidas las de carácter agropecuario.

O bien, instalaciones que estén ubicadas sobre estructuras fijas de soporte que tengan por

objeto un uso de cubierta de aparcamiento o de sombreamiento, en ambos casos de áreas

dedicadas a alguno de los usos anteriores, y se encuentren ubicadas en una parcela con referencia

catastral urbana.

Las instalaciones de este tipo se agrupan, a su vez, en dos subtipos:

Tipo I.1: instalaciones del tipo I, con una potencia inferior o igual a 20 kW

Tipo I.2: instalaciones del tipo I, con un potencia superior a 20 kW

b) Tipo II. Instalaciones no incluidas en el tipo I anterior.

Por lo tanto la instalación fotovoltaica que se propone en este proyecto quedaría englobada

dentro del Tipo I.1 y tendría una tarifa regulada de 34 c€/kWh.

En cuanto a la venta de energía eléctrica generada con la pila de combustible se recoge en el

Real decreto 661/2007. En la sección 3ª “Tarifas y primas” se recoge que las pilas de combustible

percibirán una retribución igual a la de las instalaciones del subgrupo a.1.1 de no mas de 0,5 MW

de potencia instalada, es decir 12,04 c€/kWh.

Por lo tanto, a la vista de estas tarifas habrá que diseñar la instalación de tal modo que si en

algunos momentos tenemos excesos de electricidad que queramos verter a la red, estos deberán

ser excesos producidos con los paneles fotovoltaicos y no con la pila de combustible, de esta forma

podremos obtener unos beneficios extras a descontar del coste de la instalación.


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7. DEFINICIÓN DE LAS VIVIENDAS

El edificio que se va a estudiar en este proyecto, en el cual se va a incorporar hidrógeno y

energía fotovoltaica para la producción de energía eléctrica, es un edificio de viviendas

plurifamiliar, destinadas al alquiler, situado en Sevilla.

El edificio consta de la siguiente distribución:

Planta Sótano: Garaje para aparcamiento de vehículos

● Planta 0: Portal

● Planta 1: 4 viviendas.




● Planta cubierta: Cubierta plana y zona reservada para la colocación de paneles fotovoltaicos

para generación de electricidad y del sistema de almacenamiento y producción de hidrógeno.

Será necesario habilitar espacios especiales en el edificio para todos los componentes de la

instalación de hidrógeno (electrolizador, almacenamiento, pila de combustible, etc.), pudiendo

elegir unos espacios diferentes según el escenario elegido.

7.1. CARACTERÍSTICAS DE LAS VIVIENDAS

Para realizar el cálculo de la instalación se ha supuesto un consumo eléctrico medio por

vivienda de 4.000 kWh/año.

A falta de más información sobre la distribución de los consumos eléctricos en las viviendas en

Sevilla, se ha realizado una media de los consumos registrados entre los años 1995-2000 [47] y se

ha obtenido la distribución del consumo mensual en las viviendas en Sevilla en tanto por ciento

mostrada en la Tabla 16.

Tabla 16. Distribución del consumo mensual de energía eléctrica en la provincia de Andalucía.

Distribución mensual de consumo eléctrico (%)

Enero 10,66

Febrero 9,99

Marzo 9,22

Abril 7,89

Mayo 7,69

Junio 7,68

Julio 7,53

Agosto 7,97


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Septiembre 8,66

Octubre 7,44

Noviembre 7,87

Diciembre 7,39

La carga total correspondiente a las viviendas, se obtendrá multiplicando la media aritmética de

las potencias máximas previstas en cada vivienda, por el coeficiente de simultaneidad indicado en

la Tabla 17, según el número de viviendas [48]:

Tabla 17. Coeficientes de simultaneidad, según el número de viviendas

Nº Viviendas (n) Coeficiente de Simultaneidad

1 1

2 2

3 3

4 3,8

5 4,6

6 5,4

7 6,2

8 7

9 7,8

10 8,5

11 9,2

12 9,9

13 10,6

14 11,3

15 11,9

16 12,5


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8. DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN

Los componentes de la instalación se han descrito desde el punto de vista técnico en el

“apartado ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. ¡Error! No se encuentra el

origen de la referencia.” del presente informe y a continuación se van a describir las distintas

configuraciones que puede adoptar la instalación dependiendo de los supuestos que se adopten.

Para la obtención del hidrógeno se estudian dos posibilidades, la primera que sea una empresa

gasista la encargada de suministrar directamente al edificio el hidrógeno necesario y la segunda

que el hidrógeno se produzca por medio de algún tipo de energía renovable en el mismo edificio o

aledaños.

Las fuentes de energía que se podrían utilizar son: la energía solar, eólica, o la biomasa. Por las

características de la región en la que se ubica el edificio parece que la energía más adecuada es la

solar, pues es el recurso que mejor se adapta a las características de la instalación a evaluar en

dicha localización.

Por lo tanto, en adelante, en aquellos escenarios en los que el hidrógeno se vaya a producir en

el mismo edificio se utilizarán paneles solares fotovoltaicos como fuente de electricidad.

La energía eléctrica producida por los paneles se puede utilizar de dos formas: directamente

por el edificio cubriendo las demandas energéticas o bien, para la producción de hidrógeno

mediante electrolisis del agua.

La electrolisis se llevará a cabo, bien continuamente mientras haya energía eléctrica de origen

fotovoltaico o bien, se realizará en los momentos en que el consumo energético sea menor que la

producción fotovoltaica, utilizando el exceso para la producción de hidrógeno.

El hidrógeno producido se acumulará para su posterior uso como combustible para la pila, bien

en los momentos en los que los paneles no puedan cubrir la demanda eléctrica del edificio o bien

de continuo, si la estrategia escogida es que la pila cubra toda la demanda energética.

El almacenamiento del hidrógeno se realizará en estado gaseoso a presión, pues es el método

más adecuado para este tipo de aplicaciones. No obstante, se valorará también el uso de hidruros.

El hidrógeno se utilizará como combustible en la pila y esta generará la electricidad necesaria

para el edificio. Se hará una valoración técnico-económica de la posibilidad de utilizar una única

pila para todo el edificio, una por planta o una por vivienda.


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9. CASOS DE ANÁLISIS

A continuación se van a detallar los distintos escenarios propuestos para satisfacer las

necesidades eléctricas del edificio que incorpora hidrógeno como combustible para la generación

eléctrica. Posteriormente se definirá el que mejor se ajuste desde el punto de vista económico y

técnico.

Se plantean dos posibilidades para la obtención del hidrógeno que será utilizado en la pila de

combustible:

● El hidrógeno se compra directamente a una compañía gasista, que lo puede suministrar bien por

conductos o en depósitos a alta presión. En estos casos la diferencia radica en que o bien habría

que hacer una instalación de conductos de hidrógeno desde la empresa gasista hasta el edificio, o

bien habría que disponer de un espacio en el mismo edifico para el almacenamiento del hidrógeno

que iría suministrando periódicamente la empresa gasista en función de la demanda.

● El hidrógeno se produce por electrolisis mediante la energía generada por los paneles

fotovoltaicos. Con esta opción las posibilidades de funcionamiento también son variadas y se

expondrán con detalle más adelante.

A parte de estos dos grandes escenarios en cada uno de los casos que se analizan a

continuación, habrá que distinguir para el dimensionamiento de la instalación si el edificio está

aislado o conectado a la red eléctrica.

9.1. COMPRA DE HIDRÓGENO

En este apartado se van a detallar las características de los casos en los que el hidrógeno es

suministrado por la compañía gasista.

9.1.1. Suministro del hidrógeno mediante conducciones

En este apartado se va a suponer que la empresa gasista es la encargada de suministrar el

hidrógeno en estado gaseoso mediante conducciones hasta el edificio.

Figura 28. Esquema: suministro de hidrógeno por tuberías


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Antes de que el hidrógeno se introduzca en la pila de combustible es necesario el uso de un

regulador de presión para adaptar su presión a la de funcionamiento de la pila. Una vez producida

la electricidad se ha de utilizar un inversor para adaptar la tensión de salida de la pila. (Figura 28)

9.1.2. Suministro del hidrógeno en botellas a presión

En este caso se supone que la empresa gasista suministra directamente el hidrógeno

comprimido en estado gaseoso a alta presión en botellas de 50 litros a 200 bares.

La elección de este tipo de botellas podría ser el más adecuado en este caso pues es el medio

en el que actualmente se suministra el hidrógeno por parte de las empresas gasistas.

La única diferencia que se puede ver en el esquema de la Figura 29, respecto del caso anterior

es que después del depósito de almacenamiento de alta presión hay que colocar una electroválvula

por motivos de seguridad en caso de una fuga en algún punto de la instalación, para así poder

aislar el depósito de almacenamiento del hidrógeno.

Figura 29. Esquema: suministro de hidrógeno en botellas. Fuente: Cener

En este caso, la vivienda debe disponer de un espacio apto para guardar las botellas de

hidrógeno. Un aspecto importante en este escenario es el cálculo de las botellas que hay que

comprar y el tiempo de almacenamiento, pues así se dimensionará dicho almacenamiento en base

al espacio utilizado y al coste.

9.2. PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO POR ELECTROLISIS

9.2.1. Las demandas del edificio se cubren con la pila de combustible.

En este escenario toda la producción eléctrica generada con los paneles fotovoltaicos se utiliza

para la producción de hidrógeno (Figura 30).

La tensión de salida de los paneles fotovoltaicos se adapta a la de entrada del electrolizador

mediante un convertidor de tensión DC/DC.


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En una primera etapa el hidrógeno producido se almacena directamente en un depósito de baja

presión, a la presión de salida del electrolizador. Una vez que se llene este deposito, todo el

hidrógeno contenido en él se comprime hasta alcanzar la presión del deposito de alta presión, de

esta forma el compresor solo funcionará en periodos concretos de tiempo aumentando al eficiencia

del sistema.

Si no existiese un almacenamiento intermedio el compresor tendría que estar funcionando

continuamente mientras el electrolizador estuviese produciendo hidrógeno para ir adaptando su

presión desde la salida del electrolizador hasta los depósitos de alta presión.

Los depósitos de almacenamiento de hidrógeno deberán disponer de unos sensores de presión

para detectar la presión en su interior para asegurar el correcto funcionamiento de la instalación.

Se tendrá que colocar un sensor en cada depósito, de esta forma cuando el sensor del depósito

de baja presión detecta un determinado valor, el sistema de control activa el compresor y el

hidrógeno se comprime hasta la presión del depósito de alta presión.

Figura 30. Esquema: F.V. solo para producción de hidrógeno. Fuente: Cener

El sensor situado en este último depósito controla su presión de tal forma que si alcanza una

cierta presión en el depósito, para que no se siga acumulando hidrógeno pues estaría a su límite de

capacidad, el sistema de control podría activar el funcionamiento de la pila de combustible y la


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electricidad generada es esos momentos (que es un excedente de la instalación) se podría verter a

la red y de obtener un beneficio económico por su venta.

Actualmente la generación eléctrica con pila de combustible tiene una prima de 12,04 c€/kWh.

En este sistema es necesario también incorporar un inversor de tensión DC/AC para ajustar la

tensión de salida de la pila a la tensión de la vivienda.

9.2.2. Las demandas del edificio se cubren con la energía fotovoltaica y la

pila de combustible

En este escenario, la energía generada con los paneles fotovoltaicos se utiliza en el edificio y en

determinas ocasiones, que se analizaran con detalle en los siguientes apartados, se produce

hidrógeno, que se irá acumulando en los depósitos para utilizarlo cuando sea necesario.

Figura 31. Esquema: F.V. y pila de combustible para cubrir las demandas. Fuente: Cener

En la Figura 31 se observa que la única diferencia con el caso anterior es que los paneles están

conectados tanto al electrolizador como la vivienda.

En este caso los paneles funcionarán siempre que haya radiación suficiente. Cuando exista

demanda por parte de la vivienda, la generación se desviará para estos usos y cuando no exista

esta demanda, la generación eléctrica de desviará para producir hidrógeno con el electrolizador.


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En los momentos en los que los paneles no puedan producir la energía que demanda el edificio

será la pila la que entre en funcionamiento.

De esta forma se hace un uso mucho más eficiente de la energía que en el caso anterior.

El resto de elementos de la instalación funciona como en el caso anterior.

9.3. VIVIENDA AISLADA O CONECTADA A RED

En todos los escenarios estudiados se podrían analizar dos casos diferentes en los que el

edificio esté aislado o conectado a la red eléctrica.

En el primer caso, si el edificio está aislado de la red, deberemos sobredimensionar el sistema

de almacenamiento y de producción de hidrógeno para garantizar un suministro seguro de energía

a las viviendas, con el consiguiente incremento en el coste.

Habrá que tener en cuenta en este caso que si existe un exceso de producción de hidrógeno

que no puede almacenarse, como no existe posibilidad de vender el exceso a la red habría que

dejar de producir hidrógeno, con las consiguientes pérdidas que esto conlleva.

Sin embargo si la vivienda está conectada a la red se puede hacer un mejor dimensionamiento

del sistema y una mejor gestión de la energía.

Con este sistema podríamos cubrir prácticamente la totalidad de la demanda eléctrica del

edificio y en los momentos puntuales, en los que hubiese un pico de demanda que no pudiese

cubrir la pila o los paneles se cubrirían con la red eléctrica.

Otra ventaja añadida a esta configuración es que en los momentos en que tenemos un exceso

de hidrógeno que ya no podemos almacenar, la pila podría entrar en funcionamiento y verter ese

exceso de energía en la red, por lo cual obtendríamos un beneficio económico que haría el sistema

más competitivo.

9.4. DEFINICIÓN DE CRITERIOS DE ANÁLISIS

Una vez presentados todos los escenarios propuestos, se han de definir los criterios a seguir

para elegir el escenario definitivo.

Por un lado, habrá que tener en cuenta el coste de la instalación y su posterior mantenimiento

y habrá que valorar también la disminución de las emisiones de gases de efecto invernadero con

estos sistemas.

Por otro lado, habrá que tener en cuenta la disponibilidad comercial de todos los componentes

del sistema, sus eficiencias reales, sus tiempos de vida actuales y las posibles mejoras que se

prevean en un periodo de tiempo razonable, lo cual conllevará una reducción de costes, mayor

eficiencia y tiempos de vida y por lo tanto una mayor rentabilidad de la instalación.


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10. CÁLCULOS PREVIOS

Antes de proceder a analizar los distintos escenarios con HOMER (Capítulo 11), vamos ha

realizar una estimación de las necesidades de la instalación de forma que podamos hacer una

primera aproximación de sus dimensiones.

En este primer paso no vamos a tener en cuenta aspectos económicos, pues eso ya se realizará

más delante de una forma mucho más efectiva utilizando HOMER.

10.1. NECESIDADES DE HIDRÓGENO

Lo primero que se debe calcular es la cantidad de hidrógeno necesario para que la pila de

combustible pueda cubrir las necesidades de la vivienda. Esta cantidad de hidrógeno será común

en todos los escenarios propuestos, excepto en el último de ellos, pues es este caso parte de las

demandas de la vivienda se cubrirán con la energía proporcionada por los paneles fotovoltaicos.

Datos de partida:

● Con 1Nm3 se pueden producir 3 kWh, basándonos en el Poder Calorífico Inferior del hidrógeno

(LHV-Low Heating Value).

● Suponemos un rendimiento de la pila de un 50%.

● Hemos supuesto un consumo eléctrico medio por vivienda de 4.000 kWh/ año

Con estos datos se obtiene un consumo de de hidrógeno de 2.267 Nm3H2 /año vivienda. Lo que

supone un consumo para el total de las viviendas de 42.672 Nm3H2 /año (unos 3.837 kg H2/año).

En el primero de los casos esta será la cantidad necesaria de hidrógeno que deberá suministrar

la compañía gasista a través de las conducciones construidas para tal propósito.

Si como en el segundo de los casos el hidrógeno se suministra en botella a alta presión (200

bar) serán necesarias 402 botellas/mes.

Figura 32. Apilamiento de botellas de hidrógeno de 50 l a 200 bar. Fuente: Carburos metálicos

Para hacerse una idea de las dimensiones que supondría este almacenamiento, en la Figura 32

se muestra un apilamiento típico de botellas de 50 litros a 20 bar de presión. En cada módulo de


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este tipo se pueden almacenar 28 botellas, lo que equivale a unos 246.6 Nm3 de hidrógeno por

bloque. Cada uno de ellos tiene una capacidad equivalente de agua de 1.4 m3.

Si bien es cierto, el almacenamiento se podría reducir en función de las veces que la empresa

gasista pudiese suministrar las botellas. Por ejemplo, si el suministro fuese quincenal se

necesitarían 7 bloques y si fuese cada 10 días con 5 bloques de este tipo sería suficiente.

10.2. DIMENSIONAMIENTO DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO

A continuación se va dimensionar el sistema fotovoltaico para el escenario en el que toda la

demanda se cubre con la pila de combustible.

En este caso, dimensionaremos el sistema fotovoltaico de tal forma que teniendo en cuenta los

rendimientos de los distintos equipos, los paneles nos proporcionen la suficiente energía para

producir los 42.672 Nm3H2 /año calculados en el apartado anterior.

Suponemos un rendimiento de un 65% para el conjunto de electrolizador y compresor.

Por lo tanto la instalación fotovoltaica deberá proporcionar 196.948 kWh/año para producir la

cantidad de hidrógeno que acabamos de calcular.

Para estos cálculos se ha partido de la energía, en MJ, que incide sobre un metro cuadrado de

superficie horizontal en un día medio de cada mes en Sevilla [49].

Para instalaciones con consumos constantes o similares a lo largo del año, es preferible

optimizar la instalación para captar máxima radiación durante los meses de invierno, para ello se

utilizan inclinaciones iguales al valor absoluto de la latitud del lugar incrementado en 10º. Por lo

tanto en este caso la inclinación óptima de los paneles será de 50º. Con este dato se obtiene el

factor de corrección para superficies inclinadas. Este factor representa el cociente entre la energía

total incidente en un día sobre una superficie orientada hacia el ecuador e inclinada un

determinado ángulo y otra horizontal.

Para evaluar la energía que un panel puede producir diariamente en una determinada localidad

resulta útil el concepto de número de horas de sol pico (H.S.P.), que es el valor de la energía total

incidente sobre una superficie horizontal de 1 m2, pero en este caso expresada en kWh. Serían las

horas de sol a una intensidad de 1.000 W/m2.

En la Tabla 18 podemos ver los datos numéricos de los parámetros que acabamos de describir

para la localización del edificio en estudio. El valor del consumo eléctrico corresponde al consumo

mensual del edificio pero teniendo en cuenta el rendimiento de la pila y del electrolizador, pues

hemos supuesto que todo el consumo del edificio se cubre con el hidrógeno producido con los

paneles.

A partir de los resultados que se muestran en la Tabla 18, podemos ver, como era de esperar,

la variación en el número de paneles que sería necesario instalar para adecuar la producción de los

paneles fotovoltaicos a la demanda del edificio, supuesta una total cobertura de la demanda del

edificio con la pila de combustible.


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Para conseguir dimensionar el sistema óptimo: número de paneles fotovoltaicos, tamaño del

almacenamiento, potencia del electrolizador y de la pila de combustible; analizaremos el escenario

con HOMER y de esta forma podremos evaluar la configuración óptima.

Tabla 18. Resumen del la generación fotovoltaica mensual y la cobertura de la demanda

E

(Mj/m2

día)

K (Lat.=37º

incli.=50º)

H.S.P.

(kWh/m2dia)

Corregida

Consumo

eléctrico

mensual del

electrolizador

(kWh)

Consumo

eléctrico diario

del

electrolizador

(kWh

Nº

paneles

ISF-200

ENERO 9,86 1,35 2,74 20.998,71 677.31 1374

FEBRERO 13,52 1,24 3,75 19.669,64 702.41 1039

MARZO 15,70 1,09 4,36 18.152,01 585.49 746

ABRIL 18,05 0,94 5,01 15.546,30 518.15 574

MAYO 18,82 0,84 5,23 15.143,66 488.45 519

JUNIO 19,44 0,8 5,40 15.129,84 504.27 519

JULIO 20,92 0,84 5,81 14.836,46 478.54 458

AGOSTO 21,85 0,95 6,07 15.697,06 506.30 463

SEPTIEMBRE 20,23 1,13 5,62 17.051,66 568.33 562

OCTUBRE 16,36 1,33 4,54 14.660,66 472.87 578

NOVIEMBRE 12,94 1,47 3,59 15.504,89 516.77 799

DICIEMBRE 10,07 1,46 2,80 14.553,11 469.41 932

TOTAL ANUAL 196.944,00 677.31

10.3. DIMENSIONAMIENTO DE LA PILA DE COMBUSTIBLE

Para realizar el dimensionamiento de la pila de combustible se ha de tener en cuenta varios

aspectos que se detallan a continuación.

Si se quiere suministrar toda la demanda eléctrica del edificio con la pila de combustible, esta

deberá estar dimensionada de tal forma que tenga potencia suficiente como para cubrir todos los

picos de consumo propios de las viviendas. Actualmente la mayoría de las viviendas que están

conectadas a la red eléctrica tiene un consumo contratado de unos 4kW, por lo que este será el

valor que tomemos como potencia unitaria por vivienda.


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En este punto podemos tomas varias alternativas:

● Utilizar una única pila para todo el edificio.

● Utilizar una pila por planta

● Utilizar una pila por vivienda.

En el primer caso y teniendo en cuenta los coeficientes de simultaneidad de la Tabla 17, que en

el caso que nos ocupa para 16 viviendas sería de 12,5, necesitaríamos una pila de 50kW para

poder cubrir todas las demandas del edificio.

En el segundo caso, si consideramos el uso de varios stacks, por ejemplo uno por planta, en

este caso el coeficiente de simultaneidad para 4 viviendas es de 3,8, sería necesario instalar cuatro

stacks de 15,2kW, haciendo un total de 60,8kW.

En el último de los casos se considera el utilizar una pila de combustible por cada una de las

viviendas, por lo tanto ahora sería necesario instalar 16 pilas de 4kW cada una, haciendo un total

de 64 kW.

Si tenemos en cuenta que en una vivienda la mayor parte del tiempo se tiene un consumo

inferior a 1 kW, como se puede ver en la Figura 33 [50], para una vivienda con un consumo anual

de 3.500kWh y unos picos de unos 3kW, podríamos considerar el supuesto en el que la pila de

combustible esté dimensionada de forma que ella aporte el consumo base de la vivienda y sea la

red eléctrica la que se encargue de suministrar energía en los picos de consumo.

Como es evidente, para que este supuesto pueda tenerse en cuenta, el edificio ha de estar

conectado a la red eléctrica, lo que en principio parece razonable, pues no es lógico que el edificio

se vaya a construir en un emplazamiento aislado y sin acceso a la red eléctrica.

Figura 33. Reparto del consumo en una vivienda tipo en % de tiempo.

Por lo tanto en este caso se podría dimensionar la pila de combustible para cubrir el 90% del

consumo y así, al mismo tiempo que disminuye el número de paneles necesarios, disminuye

también la potencia de la pila.


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Para el supuesto de colocar una pila por vivienda no vamos a tener en cuenta el coeficiente de

simultaneidad, por lo tanto para los tres casos propuestos anteriormente necesitaríamos; en el

primer caso, una única pila de 16kW para todo el edificio, en el segundo caso, serían necesarios 4

stacks de 4kW cada uno y en el tercer caso se instalaría una pila de 1kW en cada una de las

viviendas. Por la tanto, si la red eléctrica puede cubrir los picos de consumo de las viviendas en los

tres casos sería suficiente con 16kW de pila instalados, pero divididos de formas diferentes en cada

uno de los tres casos.

En la Tabla 19 se muestra un pequeño resumen de todo lo que se ha propuesto en este

apartado en cuanto a las distintas posibilidades de dimensionar la potencia de la pila de

combustible.

Tabla 19. Resumen combinaciones pila de combustible

% cobertura de la pila nº stacks Coeficiente simultaneidad Potencia/stack (kW)

Potencia total (kW)

100 1 12,5 50 50

100 4 3,8 15,2 60,8

100 16 1 4 64

90 1 1 16 16

90 4 1 4 16

90 16 1 1 16

Otro aspecto importante que habrá que tener en cuenta a la hora de decidir el número de

stacks utilizados es que debido al estado tecnológico de las pilas de combustible, no se tienen unos

valores de vida útil muy fiables, pues aunque como veremos más adelante, para hacer el estudio

económico del sistema se ha estimado unas 15.000 horas, en algunos proyectos de demostración

con esta tecnología los resultados en cuanto a las horas de funcionamiento reales han sido

inferiores.

Por lo tanto sería más interesante desde el punto de vista tecnológico utilizar varias unidades

de pequeño tamaño y así poder garantizar siempre un mínimo funcionamiento independientemente

de si alguna de las unidades esté inoperativa por algún fallo técnico o cuando haya que ir

sustituyendo las unidades porque lleguen la fin de su vida útil.

10.4. DIMENSIONAMIENTO DEL ELECTROLIZADOR

Con los datos calculados del hidrógeno necesario para cubrir las demandas del edificio, se va a

proceder a calcular la potencia necesaria de electrolizador.

Como ya se ha comentado anteriormente para calcular la potencia óptima del electrolizador se

utilizará el programa HOMER y posteriormente se hará un análisis de los resultados obtenidos para

elegir cual es el que mejor se adapta a los requerimiento del estudio que estamos realizando.


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10.5. DIMENSIONAMIENTO DEL ALMACENAMIENTO

Uno de los aspectos más importantes en las instalaciones que incorporan el uso de hidrógeno

como combustible es el del almacenamiento, pues por las propiedades del hidrógeno, este gas

pese a tener una alta densidad energética en masa, tiene una baja densidad energética en

volumen, lo que se traduce en grandes depósitos de almacenamiento.

Por lo tanto habrá dos factores que serán determinantes a la hora de elegir el tipo de

almacenamiento: el espacio necesario para su ubicación y el coste.

Actualmente el estado en que se almacena el hidrógeno para aplicaciones residenciales es en

forma de gas comprimido, pero la presión de almacenamiento para estas aplicaciones varía

normalmente entre los 30 y los 200 bar.

Es evidente que cuanto más comprimido esté el hidrógeno almacenado menor será el espacio

que ocupará, pero también serán necesarios elementos adicionales para elevar la presión del

hidrógeno desde la salida del electrolizador hasta la presión de almacenamiento. Estos elementos,

compresores, también ocupan cierto espacio que habrá que tener en cuenta, aparte de encarecer

aun más el precio del sistema de almacenamiento.

En el caso del almacenamiento de hidrógeno para cubrir las necesidades de cinco días sin

producción fotovoltaica será necesario almacenar unos 40kg de hidrógeno.

Se han valorado dos posibilidades:

● Almacenamiento en un tanque de unos 25m3 a 30 bar de presión. Estos almacenamientos

suelen ser cilíndricos de poco menos de 2 m de diámetro y unos 10 m de longitud. En este caso

para evitar elementos adicionales seria conveniente trabajar con un electrolizador que produjese el

hidrógeno a la presión de almacenamiento, es decir a 30 bar.

● Almacenamiento en botellas de 50 L a 200 bar de presión, lo que significaría un espacio de unos

6 m3. En este caso tendremos que tener en cuenta el espacio que ocupa el compresor.


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11. HERRAMIENTA DE CÁLCULO UTILIZADA: HOMER

Para dimensionar el sistema planteado en este proyecto y encontrar la configuración óptima se

ha elegido el programa de simulación HOMER

El nombre de HOMER proviene de “Hybrid Optimization Model for Electric Renewables” (Modelo

de Optimización de Híbridos Eléctricos Renovables).Con esta idea se creo en un principio, sin

embargo actualmente puede modelar sistemas que no sean híbridos como sistemas fotovoltaicos o

sistemas diesel e incluso puede modelar cargas térmicas e hidrógeno.

HOMER es un modelo de simulación y optimización de microsistemas de energía con una o

múltiples fuentes de energía. Con sus simulaciones HOMER es capaz de encontrar la combinación

de componentes de menor costo que cubran las demandas impuestas.

HOMER simula miles de configuraciones de sistemas por medio de cálculos de balances de

energía para cada una de las 8760 horas del año. Para cada hora, HOMER compara la demanda con

la energía que el sistema puede entregar en una hora. Para sistemas que incluyen a demás de

generadores sistemas de almacenamiento, como es el caso que se plantea en este proyecto,

HOMER decide para cada hora como deben operar los generadores produciendo directamente

energía para el consumo o bien si deben almacenarla o utilizar la que ya se encuentra almacenada.

HOMER estima el costo del ciclo de vida del sistema, contabilizando el costo de inversión, costo

de reemplazo, costos de operación y mantenimiento, combustible e intereses.

Una vez que HOMER ha realizado la simulación de todas las posibles configuraciones de

sistemas, despliega una lista de sistemas factibles, ordenados por costo de ciclo de vida. De esta

forma se puede encontrar el sistema de menor costo al principio de la lista, o bien se puede

recorrer la lista para ver otros sistemas factibles.

También es posible realizar un análisis de sensibilidades para casi todos los datos, y así evaluar

más de un valor para cada dato de interés. HOMER repite el proceso de optimización para cada

valor de los datos de entrada de forma que se puedan examinar los efectos del cambio de los

valores en los resultados. Es posible especificar tantas variables sensibles como se quiera, y

analizar los resultados usando el poder de la capacidad gráfica de HOMER.


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12. SUPUESTOS INICIALES

Como ya se ha descrito anteriormente se ha considerado que cada una de las viviendas que

componen el edificio en estudio tiene un consumo eléctrico de 4.000 kWh /año.

Partiendo de la curva real de demanda eléctrica en el sector residencial en toda España, se ha

ajustado esta curva al perfil mensual de consumo en Andalucía como se ha mostrado en la Tabla

16. Con estos supuestos, en la Figura 34 se puede observar el resultado obtenido con HOMER para

todo el edificio en conjunto.

Figura 34. Perfil mensual de demanda eléctrica del edificio

En la Figura 35 se muestra el esquema que se ha utilizado para el estudio del sistema. Como se

puede observar en ella, los elementos con los que cuenta la instalación son los siguientes: paneles

fotovoltaicos, electrolizador, tanque de almacenamiento de hidrógeno, pila de combustible y el

edificio, que representa la carga a cubrir.

Figura 35. Esquema del sistema analizado en HOMER.

A continuación se exponen los datos técnicos y económicos más relevantes utilizados para cada

uno de los componentes en lasa diferentes simulaciones.

PANELES FOTOVOLTAICOS:

● Costes de inversión: 6.000€/kW


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● Coste de O&M (0.5%del coste de instalación): 300€

● Coste de reemplazamiento: 4.000€

● Años de vida: 35

● Inclinación: 50º

● Derating factor (es un factor de escala para tener en cuenta la reducción en la eficiencia de los

módulos, debido a las diferencias entre las condiciones de operación reales y las estándar utilizadas

para dar los valores de los módulos por los fabricantes): 80%

● Albedo (es la fracción de la radiación solar incidente en la Tierra que es reflejada): 20%

ELECTROLIZADOR:

● Costes de inversión: 5.400€/kW

● Coste de reemplazamiento: 2.000€/kW

● Coste de O&M (4% del coste de instalación [51]): 216€/kW/año


● Eficiencia: 65% (se ha considerado la eficiencia del electrolizador y el compresor)

● Potencia mínima de funcionamiento (es la mínima potencia a la cual puede funcionar el

electrolizador por temas de seguridad y para evitar que se cree dentro del stack una atmósfera

explosiva debido al aumento de la difusividad de los gases): 25%

ALMACENAMIENTO DE HIDRÓGENO:

● Costes de inversión: 1.445 €/kg

● Coste de reemplazamiento: 1.445 €/kg

● Coste de O&M: 0


● Capacidad inicial en el tanque: Entre el 70 y el 95%, dependiendo del escenario.

Se ha considerado que al final del periodo de simulación (1 año) el tanque se encontrará al

mismo nivel que al principio, de esta forma el resto de años de duración del proyecto (25 años)

serían una replica del primero

PILA DE COMBUSTIBLE:

● Costes de inversión: 6.000 €/kW (para pilas de 1 kW) – 3.000 €/kW (para pilas de unos 20 kW)

● Coste de reemplazamiento: 4.000 €/KW (para pilas de 1 kW) – 1.500 €/kW (para pilas de unos

20 kW)

● Coste de O&M: 5,5% de los costes de inversión

● Horas de operación: 15.000 h


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A la hora de evaluar cuales pueden ser las combinaciones más adecuadas, se tiene que tener

presente que los sistemas de generación fotovoltaica, así como el electrolizador, el sistema de

acumulación y las pilas de combustible, se van a situar en el tejado del edificio.

Se ha elegido esta ubicación por temas de seguridad y de eficiencia, pues de esta forma se

aísla de cualquier persona ajena al manejo de la instalación y se reducen pérdidas por transporte

de hidrógeno a otra ubicación

Hay que tener en cuenta que en un edificio de 4 plantas y 4 viviendas por planta, el tamaño del

tejado será aproximadamente de unos 600 m2. Si se utilizan paneles ISF 200 de 200Wp, con una

dimensión de 1,48 m2, la potencia de generadores fotovoltaicos deberá ser como máximo de unos

40 kW. Por lo tanto todos aquellos casos que superen esta potencia deberán descartarse por

imposibilidad física de colocación, para este proyecto en concreto.


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13. ESCENARIOS.

El dimensionamiento del edificio que estamos estudiando, se realiza con el objetivo final de que

pueda convertirse en una planta de demostración de un sistema prácticamente aislado que utiliza

el hidrógeno como medio de almacenamiento de energía, utilizando la red como sistema de apoyo,

haciendo las veces de un posible generador diesel.

En una primera aproximación con HOMER vamos a valorar dos posibilidades en cuanto al

destino de la energía producida con los paneles fotovoltaicos. Para ello se ha considerado que la

forma más adecuada de implementar estas dos estrategias de funcionamiento con HOMER es la

siguiente.

● (Escenario 1). La demanda del edificio se cubre en su totalidad por la pila de combustible, por

lo tanto toda la producción de los paneles se destina a la producción de hidrógeno.

Figura 36. Esquema en HOMER del Escenario 1

En este caso los paneles fotovoltaicos se conectan a la red de continua junto con el

electrolizador (Figura 36). La pila de combustible estará conectada a la red de alterna así como la

carga del edificio. Evidentemente aunque en el esquema de la Figura 36 la pila está conectada

directamente al bus de alterna, en la práctica será necesario un convertidor DC/AC, pues el

funcionamiento de la pila es en continua.

● (Escenario 2). El sistema fotovoltaico cubre parte de las demandas del edificio y además

produce hidrógeno cuando tiene excedentes.

Para simular este sistema, los paneles, el electrolizador y la pila están todos conectado al bus

de continua (Figura 37). De esta forma el programa puede elegir la opción que le resulte más

conveniente entre generar electricidad con los paneles y consumirlo directamente por la carga, o

bien producir hidrógeno y utilizar este cuando exista consumo pero no se disponga de generación

fotovoltaica.

Como la carga del edifico consume electricidad en alterna, es necesario utilizar un convertidor

DC/AC, como se puede ver en la Figura 37.


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Figura 37. Esquema en HOMER del Escenario 2

Para facilitar los cálculos se ha supuesto, en ambos escenarios, que el sistema se encuentra

aislado de la red eléctrica. En la práctica esto no será así, por lo que habrá que tener en cuenta a

la hora de los cálculos económicos reales que toda la electricidad que el sistema elegido no sea

capaz de cubrir habrá que comprarlo de la red eléctrica, con el incremento de coste que esto pueda

suponer.

Pero por otro lado también se hará una estimación de lo que se podría obtener si se vendiesen

los excesos producidos por la instalación.

Teniendo en cuenta los costes actuales de la electricidad descritos en el apartado “9


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Legislación de compra-venta de electricidad”, si toda la demanda del edificio se cubriese con la red

eléctrica esto supondría un coste de unos 7.3663 €/año y unas emisiones de unas 29 toneladas de

CO2 al año. Emisiones que podrían evitarse en función del porcentaje de demanda que finalmente

se cubra con el sistema de hidrógeno.

A continuación se muestra un resumen de los escenarios analizados. Se han realizado

diferentes simulaciones para ver como se ajustan las dimensiones físicas de la instalación a las

dimensiones del edificio, ya que tal y como se ha comentado anteriormente, este va a ser uno de

los factores determinantes a la hora de elegir entre una configuración u otra.

13.1. ESCENARIO 1

Se ha comenzado estudiando un escenario en el se cubra el 100% de la demanda con el

sistema propuesto, pero como se verá a continuación con este supuesto las dimensiones de la

instalación superan con mucho las dimensiones físicas que pueda tener un edificio como el

propuesto en este proyecto. Por ello en los sucesivos estudios se ha ido disminuyendo el

porcentaje de cobertura de la demanda, para conseguir de este modo una disminución de los

tamaños de los sistemas, tanto de generación como de almacenamiento y reconversión.

13.1.1. 100% cobertura de la demanda

Este primer caso es el más restrictivo de todos, pues en él se desea cubrir el 100% de la

demanda exclusivamente con la pila, por lo que los paneles han de dimensionarse para producir

todo el hidrógeno necesario.

Con estos supuestos los resultados óptimos encontrados se resumen en la Tabla 20 en orden

del óptimo económico.

Tabla 20. Resumen resultados con el 100% de cobertura de la demanda. Escenario 1

P.V. (kW)

F.C. (kW)

Electrolizador (kW)

Almacen. H2 (kg)

Exceso de electricidad (kWh/año)

COE (€/kwh)

TOTAL (NPC)

105 17 85 150 15.969 2,649 2.162.340

105 17 87 140 15.999 2,651 2.164.218

110 17 85 120 27.195 2,656 2.166.658

105 17 87 150 15.969 2,669 2.178.662

P.V.= Photovoltaic array (Campo fotovoltaico)

F.C.= Fuel Cell (Pila de combustible)

COE= Cost Of Energy (Coste de la energía)

NPC=Net Present Cost (Costes netos actuales)

Como se puede apreciar en esta tabla ya solo por la potencia de paneles necesaria para cubrir

las necesidades energéticas, se debe descartar este caso pues no habría espacio suficiente. El

tamaño del almacenamiento de hidrógeno necesario también tiene unas dimensiones importantes a

tener en cuenta.


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A pesar de que este escenario, como ya hemos dicho, no sería viable principalmente por falta

de espacio, se va a estudiar en detalle el primero de los casos mostrados en la Tabla 20.

A continuación se muestran todas las tablas y gráficas obtenidas de las simulaciones realizadas

con HOMER correspondientes a los resultados relativos a los costes económicos, dimensionamiento

de los equipos y rangos y modos de funcionamiento.

Hay que tener en cuenta a la hora de analizar los resultados económicos de la instalación que

se ha considerado una vida del proyecto de 25 años.

En la ¡Error! La autoreferencia al marcador no es válida. se han recogido los costes de

todos los componentes de la instalación. Como puede verse el que tiene mayor coste total es el

campo fotovoltaico, seguido del electrolizador. En total el coste de la instalación ascendería a un

total de 2.162.340 €.

El valor residual que figura en dicha tabla se refiere al beneficio que podría obtenerse si al final

del periodo de proyecto, que hemos supuesto de 25 años, se vendiesen los equipos. En la Figura

38 se puede ver el desglose de costes del sistema.

Tabla 21. Resumen costes instalación

Capital Reemplazamiento O&M Combustible Valor residual

Total Componentes

(€) (€) (€) (€) (€) (€)

P.V. 630.000 0 402.676 0 -27.960 1.004.716

F.C. 51.474 185.747 12.448 0 -2.413 247.255

Electrolizador 459.000 0 234.703 0 0 693.703

Tanque H2 216.667 0 0 0 0 216.667

Sistema 1.357.140 185.747 649.826 0 -30.373 2.162.340


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Figura 38. Desglose costes sistema

En la Tabla 22 se muestra la producción eléctrica de los paneles fotovoltaicos y de la pila de

combustible. La producción total del sistema completo es de 294.569 kWh/año, de los cuales el

78% corresponde a los paneles y el 22% restante a la pila de combustible.

Tabla 22. Producción eléctrica anual según generación

Producción Porcentaje Componentes

(kWh/año) %

P.V. 230.711 78%

F.C 63.858 22%

Total 294.569 100%

Exceso de electricidad 15.696 5,42%

En la Tabla 23 se resumen las características del campo fotovoltaico. Para el caso estudiado en

este apartado es necesaria una potencia instalada de 105 kW, la potencia media es de 26,3 kW con

una producción media de 632 kWh al día, lo que supone un factor de utilización del 25,1 % y una

producción total de 230,71 kWh al año. Los paneles fotovoltaicos van a estar funcionando durante

unas 4.385 horas al año.

Con el sistema dimensionado de esta forma se tendría un exceso de electricidad de 15.696

kWh/año. Si el edificio está aislado, esta energía de desaprovecharía, pero si el edificio está

conectado a la red se podría vender este exceso, recuperando una parte del capital invertido.

Como en este caso, toda la energía generada por los paneles pasa a transformarse en

hidrógeno, los excesos de energía se darían en la pila de combustible, por lo que a la hora de

calcular el precio de venta de los excesos generados se tendrá en cuenta el precio recogido en el

apartado “6


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Legislación de compra-venta de electricidad”.

Para la venta de energía eléctrica generada con la pila de combustible se recibirá una

retribución de 12,04 c€/kWh. Para el caso que se estudia en este apartado la venta de los excesos

generados supondría un beneficio de unos 1.890 € anuales.

Tabla 23. Características del campo fotovoltaico

Capacidad nominal 105 kW

Potencia media 26,3 kW

Producción media diaria 632 kWh/día

Factor de capacidad 25,1%

Producción total 230.711 kWh/año

Horas de operación 4.385 h/año

En la Figura 39 se puede ver el modo de funcionamiento de los paneles fotovoltaicos. Como era

de esperar, éstos sólo funcionan durante las horas en que disponen de radiación solar, aumentando

su producción en las horas del mediodía. Se observa en color negro los momentos del día en los

que los paneles no tienen radiación solar y por lo tanto su producción es nula. Como ya se ha

mencionado en el apartado “10.2 Dimensionamiento del sistema fotovoltaico” el campo fotovoltaico

se ha dimensionado para maximizar su producción en los meses de invierno, como se puede

observar en la figura.

Figura 39. Funcionamiento de los paneles fotovoltaicos

A continuación en la Tabla 24 se muestran las características de la pila de combustible. Como

ya se ha indicado se necesita una pila de 17 kW para cubrir las necesidades en este caso. La

producción eléctrica con la pila será de unos 63.858 kwh/año, lo que implica un consumo de

hidrógeno entorno a 3.535 kg/año. La eficiencia eléctrica de la pila será de un 54,2 % y como era

de esperar estará funcionando 8.760 horas al año, pues en este caso de estudio estamos

suponiendo que toda la demanda eléctrica del edificio se cubre con la producción generada por la

pila. Esto significa un factor de capacidad de un 42,9 %.

Tabla 24. Características de la pila de combustible


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Máxima salida eléctrica 17 kW

Mínima salida eléctrica 1,7 kW

Potencia eléctrica media 7,29 kW

Producción eléctrica 63.858 kWh/año

Hidrógeno consumido 3.535 kg/año

Entrada de energía 117.845 kWh/año

Eficiencia eléctrica media 54,2%

Horas de operación 8.760 hr/yr

Años de vida 1,71 años

Factor de capacidad 42,9 %

Como ya se ha hecho con los paneles fotovoltaicos, en la Figura 40 se muestra de forma gráfica

el funcionamiento de la pila de combustible. En esta gráfica se observa como la menor producción

de electricidad con la pila se produce en las horas de la madrugada, coincidiendo con el menor

consumo en la vivienda. Esta producción aumenta teniendo sus máximo a la tarde noche. En

cuanto a la producción mensual y siguiendo la demanda establecida en la Figura 34, se puede

observar que ésta es mayor en los meses de enero a marzo y disminuyendo en los meses de mayo

a junio.

Figura 40. Funcionamiento de la pila de combustible

A continuación en la Tabla 25 se definen las características del sistema del almacenamiento.

Tabla 25. Características del sistema de hidrógeno

Producción de hidrógeno 3.539 kg/año

Consumo de hidrógeno 3.535 kg/año

Autonomía del tanque 686 horas

En los supuestos de partida detallados en el apartado “12


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Supuestos iniciales” se señalaba que el porcentaje de almacenamiento del tanque ha de ser el

mismo, tanto al principio como al final de cada año. En este caso tras varios análisis de

sensibilidades se ha encontrado que el porcentaje óptimo es del 95%.

Figura 41. Estado mensual del tanque de almacenamiento

En la Figura 41 se muestra el estado del tanque durante todo el año. Como se puede observar

en el mes de marzo es cuando el tanque se encuentra en su mínimo de almacenamiento, debido a

la relación existente entre la producción eléctrica de los paneles fotovoltaicos y el aumento de

consumo durante los meses anteriores. También se puede observar como el tanque se mantiene a

los mismos niveles al principio y final de año.

Figura 42. Histograma de frecuencia del tanque de almacenamiento

Para finalizar el análisis de los resultados obtenidos con HOMER, en la Figura 42 se muestra un

histograma de la frecuencia de almacenamiento del tanque. Cabe destacar que aproximadamente

el 22 % del año el tanque tiene 60 kg de hidrógeno almacenado, mientras que el 16% del año el

tanque está lleno al máximo y tan solo un 2% del año el tanque se encuentra por debajo de los 10

kg de hidrógeno almacenado.

Como ya se ha comentado anteriormente y puesto que en el caso que estamos estudiando se

cubren todas las demandas eléctricas del edifico con el sistema de hidrógeno, se evitaría la emisión

a la atmósfera de unas 29 toneladas de CO2

13.1.2. 90% de cobertura de la demanda

En este caso se desea cubrir como mínimo el 90% de la demanda y como en el caso anterior

los resultados óptimos desde el punto de vista económico se muestran en la Tabla 26.



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P.V. (kW)

F.C. (kW)

Electrolizador (kW)

Almacen. H2 (kg)


COE (€/kwh)

TOTAL (NPC)

97 10 74 23 17.762 2,305 1.722.897

95 10 76 27 14.177 2,318 1.725.375

97 10 74 25 17.519 2,307 1.725.910

97 10 76 15 17.891 2,314 1.727.617

Como se puede ver en esta tabla el tamaño de la instalación fotovoltaica sigue siendo elevada y

por lo tanto se descartaría desde el punto de vista de espacio. En comparación con el caso anterior

se ha reducido considerablemente el espacio dedicado al almacenamiento de hidrógeno por el

hecho de no tener que cubrir el 100% de la demanda.

En todos los casos el porcentaje de cobertura está entre el 91-92% de la demanda eléctrica

total del edificio.

13.1.3. 50% de cobertura de la demanda

En este caso se desea cubrir como mínimo el 50% de la demanda y como en los casos

anteriores los resultados óptimos desde el punto de vista económico se muestran en la Tabla 27.


P.V. (kW)

F.C. (kW)

Electrolizador (kW)

Almacen. H2 (kg)


COE (€/kwh)

TOTAL (NPC)

65 5 55 10 12.141 2,408 1.206.108

70 5 50 10 21.476 2,393 1.213.351

65 5 55 15 11.534 2,413 1.213.401

70 5 50 15 21.173 2,403 1.220.851

Como se ve en esta tabla el tamaño del sistema fotovoltaico sigue siendo muy importante y por

lo tanto, de nuevo por necesidades de espacio, este caso también se tendría que descartar.

13.2. ESCENARIO 2

A continuación vamos a analizar el escenario definido anteriormente como “Escenario 2” En

este escenario el sistema fotovoltaico cubre parte de las demandas del edificio y además produce

hidrógeno cuando tiene excedentes. De esta forma la pila de combustible cubre las demandas del

edificio cuando no se dispone de energía fotovoltaica.


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Este primer caso es de nuevo el más restrictivo de todos los que se van a estudiar a

continuación.

En este caso se desea cubrir el 100% de la demanda eléctrica del edificio con el sistema

planteado para este escenario. Los cuatro resultados más económicos se resumen en la Tabla 28

en orden ascendente.


P.V. (kW)

F.C. (kW)

Electrolizador (kW)

Almacen. H2 (kg)


COE (€/kwh)

TOTAL (NPC)

80 20 50 140 15.262 1,796 1.617.153

80 20 50 150 15.201 1,813 1.631.597

80 20 50 160 15.140 1,829 1.646.042

80 20 60 130 15.086 1,874 1.687.152

En este caso, el más restrictivo de este segundo escenario, la potencia del campo fotovoltaico

ha disminuido de 105 kW a 80 kW, lo que supone un descenso de un 24% de la potencia

fotovoltaica instalada.

Pero a pesar de este descenso en la potencia fotovoltaica instalada sigue siendo demasiado el

espacio necesario, por lo que este caso también debería descartarse.


A continuación se estudia el mismo escenario pero con una cobertura de la demanda del 90%.

Los cuatro resultados más económicos se resumen en la Tabla 29 en orden ascendente.


P.V. (kW)

F.C. (kW)

Electrolizador (kW)

Almacen. H2 (kg)


COE (€/kwh)

TOTAL (NPC)

68 9 45 35 13.242 1,483 1.202.575

70 9 45 35 17.917 1,490 1.207.730

68 9 45 25 12.938 1,491 1.209.964

70 9 45 40 17.613 1.498 1.215.119

Como en el caso anterior y pese a un descenso de la potencia fotovoltaica, este caso también

se tendría que descartar por problemas de espacio.


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En este escenario la cobertura de la demanda es del 90%. Los cuatro resultados más

económicos se resumen en la Tabla 30 en orden ascendente.


P.V. (kW) F.C. (kW) Electrolizador (kW)

Almacen. H2 (kg)


COE (€/kwh)

TOTAL (NPC)

45 4 30 15 3.333 1,197 774.479

45 4 30 20 3.029 1,207 781.825

45 4 30 25 2.728 1,217 789.179

50 4 30 25 13.316 1,219 796.369

45 4 35 10 3.919 1,255 809.073

Aunque como era de esperar la potencia del campo fotovoltaico va disminuyendo, todavía en

este caso estaríamos sobrepasando las dimensiones de la cubierta del edificio.


A continuación se estudia el mismo escenario pero con una cobertura de la demanda del 60%.

Como en los casos anteriores los cuatro resultados más económicos se resumen en la Tabla 31 en

orden ascendente.


P.V. (kW) F.C. (kW) Electrolizador (kW)

Almacen. H2 (kg)


COE (€/kwh)

TOTAL (NPC)

35 2 15 3 10.228 0,970 514.654

30 2 20 10 1.309 0,988 516.424

35 2 15 5 10.107 0,975 517.606

35 2 15 10 9.804 0,988 524.971

Como se puede observar en la tabla anterior en este caso ya la potencia fotovoltaica necesaria

se adecua al espacio físico del que disponemos.

Por lo tanto, de la misma forma que hicimos en el primero de los casos estudiados con HOMER,

vamos a analizar en detalle este último caso.

Tabla 32. Resumen costes instalación

Componentes Capital Reemplazamiento O&M Combustible Valor residual

Total


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(€) (€) (€) (€) (€) (€)

P.V. 210.000 0 147.986 0 -11.812 346.174

F.C. 8.842 26.676 2.933 0 -970 37.482

Electrolizador 81.000 0 45.664 0 0 126.664

Tanque H2 4.333 0 0 0 0 4.333

Sistema 304.175 26.676 196.584 0 -12.782 514.654

En la Tabla 32 se han recogido los costes de todos los componentes de la instalación. Como

puede verse el componente que tiene mayor coste total es el campo fotovoltaico, seguido del

electrolizador. En total el coste de la instalación ascendería a un total de 514.654 €. En la Figura 43

se puede ver el desglose de costes del sistema.

Figura 43. Desglose costes sistema

En este caso tendríamos que añadir al coste aquí calculado el que supondría comprar la

electricidad necesaria para cubrir el restante 40% que no cubrimos con este sistema. Pero por otro

lado también tendremos que tener en cuenta la prima que se podría recibir por la venta de los

excesos generados.

En la Tabla 33 se muestra la producción eléctrica de los paneles fotovoltaicos y de la pila de

combustible. La producción total del sistema completo es de 87.555 kWh/año, de los cuales el 88%

corresponde a los paneles y el 12% restante a la pila de combustible.

Tabla 33. Producción eléctrica anual según generación

Producción Porcentaje Componentes

(kWh/año) %

P.V. 76,904 88%


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F.C 10,651 12%

Total 87,555 100%

Exceso de electricidad 10.228 11,7%

En la Tabla 34 se resumen las características del campo fotovoltaico. Para el caso estudiado en

este apartado es necesaria una potencia instalada de 35 kW, la potencia media es de 8,78 kW con

una producción media de 211 kWh al día, lo que supone un factor de utilización del 25,1 % y una

producción total de 76.904 kWh al año. Los paneles fotovoltaicos van a estar funcionando durante

unas 4.385 horas al año.

Con el sistema dimensionado de esta forma se tendría un exceso de electricidad de 10.228

kWh/año. Si el edificio está aislado esta energía se desaprovecharía, pero si el edificio está

conectado a la red se podría verter este exceso, recuperando una parte del capital invertido.

Teniendo en cuenta la prima que ahora mismo tiene la producción de electricidad con

tecnología fotovoltaica, 34c€/kWh, obtendríamos unos ingresos extras de unos 3.477 € al año por

la venta de los excesos generados.

Como hemos dicho a esto habría que añadirle el coste de comprar los 26.856 kWh que no

cubrimos con nuestro sistema, que supondría unos 3.100 € anuales.

Tabla 34. Características del campo fotovoltaico

Capacidad nominal 35 kW

Potencia media 8,78 kW

Producción media diaria 211 kWh/día


Producción total 76.904 kWh/año

Horas de operación 4.385 h/año

En la Figura 44 se puede ver el modo de funcionamiento de los paneles fotovoltaicos. Como

ocurría en el caso anterior analizado éstos solo funcionan durante las horas en que disponen de

radiación solar, aumentando su producción en las horas del mediodía. Se observa en color negro

los momentos del día en los que los paneles no tienen radiación solar y por lo tanto su producción

es nula. Como ya se ha mencionado en el apartado “10.2 Dimensionamiento del sistema

fotovoltaico” el campo fotovoltaico se ha dimensionado para maximizar su producción en los meses

de invierno, como ve reflejado en la figura.


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Figura 44. Funcionamiento de los paneles fotovoltaicos

A continuación en la Tabla 24 se muestran las características de la pila de combustible. Como

ya se ha mencionado anteriormente se necesita una pila de 2 kW para cubrir las necesidades en

este caso. La producción eléctrica con la pila será de unos 10.651 kWh/año, para ello el consumo

de hidrógeno será de unos 585 kg/año. La eficiencia eléctrica de la pila será de un 54,6 % y

funcionará durante 5.633 horas al año, esto significa un factor de capacidad de un 60,8 %.

Tabla 35. Características de la pila de combustible




Producción eléctrica 10.651 kWh/año

Hidrógeno consumido 585 kg/año

Entrada de energía 19.506 kWh/año

Eficiencia eléctrica media 54,6%

Horas de operación 5.633 hr/yr


Factor de capacidad 60,8 %

Costes fijos de generación 0,395 €/hr

Costes marginales de generación 0,00 €/kWh/año

Como ya se ha hecho con los paneles fotovoltaicos, en la Figura 45 se muestra de forma gráfica

el funcionamiento de la pila de combustible. En esta gráfica se observa como la pila funciona a su

máximo de potencia en las horas en las que no se dispone de producción fotovoltaica y sin

embargo en las horas centrales del día prácticamente toda la demanda está cubierta por el campo

fotovoltaico.


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A continuación en la Tabla 36 se definen las características del sistema del almacenamiento

Tabla 36. Características del sistema de hidrógeno

Producción de hidrógeno 585 kg/año

Consumo de hidrógeno 585 kg/año

Autonomía del tanque 13,7 horas

En los supuestos de partida detallados en el apartado “12


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Supuestos iniciales” se señalaba que el porcentaje de almacenamiento del tanque ha de ser el

mismo tanto al principio como al final de cada año. En este caso tras varios análisis de

sensibilidades se ha encontrado que el porcentaje óptimo es del 70%.

Figura 46. Estado mensual del tanque de almacenamiento

En la Figura 46 se muestra el estado del tanque durante todo el año. Como se puede observar

la mayor parte del año el tanque está prácticamente lleno, debido al pequeño tamaño

seleccionado, los meses de menor almacenamiento son los meses de invierno, debido a la relación

existente entre la producción eléctrica de los paneles fotovoltaicos y el aumento de consumo

durante esos meses. También se observa como el tanque se mantiene a los mismos niveles al

principio y final de año.

Para finalizar este análisis habría que mencionar que si cubriésemos el 60% de las demandas

eléctricas del edificio conseguiríamos evitar la emisión de unas 17,4 toneladas de CO2 a la

atmósfera.

Como sabemos HOMER busca siempre el óptimo económico y es por ello que en los escenarios

que se han ido analizando, conforme se disminuía el aporte de energía por parte del sistema

fotovoltaico-hidrógeno, la aportación de electricidad por parte del sistema de hidrógeno era cada

vez menor, ya que este sistema todavía no resulta muy rentable por su elevado coste y sus

rendimientos actuales. Sin embargo en todos los escenarios se produce un exceso de electricidad

que no se utiliza para la producción de hidrógeno.

Por todo esto una vez elegida una configuración óptima se podría hacer una estimación del

hidrógeno que podría generarse con este exceso y aumentar acorde a este supuesto el tamaño de

la instalación de hidrógeno y al mismo tiempo su porcentaje de aportación a la cobertura de la

demanda del edificio.

13.3. ANÁLISIS DE LAS OPCIONES VIABLES

A continuación y con el fin de demostrar las posibilidades reales de llevar a la práctica la

construcción del edificio considerado en el estudio, se presenta una valoración de las opciones

viables, tanto desde el punto de vista técnico como económico. Se hace una descripción de las

ventajas e inconvenientes de cada una de ellas, así como un análisis de posibles alternativas a las

mismas.


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Se ha de tener presente que en todas las soluciones que se proponen a continuación, el edificio

siempre estará conectado a la red eléctrica. Esto nos permite asegurar el suministro aun en el caso

de un mal funcionamiento del sistema de hidrógeno. Nos permitirá además verter los excesos de

energía a la red, en los casos que sea necesario. Por último evita sobredimensionar el tamaño de

las pilas para cubrir picos de demanda que serán cubiertos por la propia red. No obstante, si en un

futuro el edificio fuera a funcionar en modo aislado tan solo habría que aumentar el tamaño de las

pilas para cubrir también estos picos de demanda.

13.3.1. Suministro externo de hidrógeno

En los dos primeros escenarios estudiados se planteaba la posibilidad de comprar el hidrógeno.

● Ventajas:

� En ambos casos se evitarían todos los inconvenientes relacionados con el espacio necesario

para la instalación fotovoltaica, el almacenamiento y la producción de hidrógeno. Esto implicaría así

mismo una reducción en los costes de la instalación.

� El hidrógeno que se compra puede provenir de una tecnología renovable, como podría ser

alguna de las plantas termoeléctricas que Abengoa, entre otros socios, está construyendo en

Sevilla. De esta forma se seguiría manteniendo el objetivo inicial del proyecto de dimensionar un

edificio prácticamente autosuficiente, renovable y sin ningún tipo de emisiones contaminantes.

� En el caso del suministro por tuberías se evitaría también el espacio destinado al

almacenamiento.

● Desventajas:

� El hidrógeno, como no se produce in situ sería un gasto anual fijo. Sabiendo que las

necesidades anuales del edificio son de 42.672 Nm3 de hidrógeno al año (unos 3.837 kg H2), el

suministro de hidrógeno supondría un coste de unos 480 €/año por vivienda (suponiendo un coste

de 2 €/kg H2 que es el que maneja el DOE como precio en las estaciones de servicio para el H2

obtenido a partir de eólica u otras renovables) a este coste habría que añadir el de las pilas de

combustible y la infraestructura propia de estos sistemas en el edificio.

� En el caso del suministro de hidrógeno en botellas a presión habría que dimensionar

adecuadamente la cantidad de hidrógeno que se tendría que almacenar, en función del espacio

físico del edificio y de la disponibilidad de suministro por parte de la empresa encargada.

� En el caso del suministro mediante tuberías habría que estudiar el coste de distribuir el

hidrógeno de esta forma, desde el punto en el que se genera hasta el edificio. El coste de las

tuberías adaptadas al transporte de hidrógeno estaría entre 1,5 y 2 veces el coste estimado para

las tuberías de gas natural. [52]


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13.3.2. Producción in situ de hidrógeno

En los dos siguiente escenarios el hidrógeno se produce en el mismo edificio. En el primero de

los casos toda la producción eléctrica generada con los paneles fotovoltaicos se utiliza para la

producción de hidrógeno.

Como se ha visto en todos los casos analizados variando el porcentaje de demanda a cubrir, es

necesaria una elevada potencia fotovoltaica para cubrir las necesidades de la vivienda y producir

hidrógeno y dadas las limitaciones derivadas del espacio disponible, quedaría descartada la opción

de cubrir toda la demanda con la pila de combustible (cuyo hidrógeno se produce con los paneles).

En el segundo de los casos el sistema fotovoltaico cubre parte de las demandas del edificio y

además produce hidrógeno cuando tiene excedentes. De esta forma la pila de combustible cubre

las demandas del edificio cuando no se dispone de energía fotovoltaica.

● Ventajas:

� Con esta configuración se consigue el diseño de un edificio totalmente autosuficiente,

renovable y técnicamente muy novedoso.

� Al tener el edificio un carácter experimental, podría ser un banco de ensayos real en el que

se podría investigar sobre posibles mejoras tanto tecnológicas como de gestión del edificio.

� Es una instalación con un grado de innovación energética pionera a nivel internacional.

● Desventajas:

� El espacio necesario para toda la instalación, tanto para el campo fotovoltaico como para el

sistema de hidrógeno.

� Aunque la tecnología de los electrolizadores, de tamaño medio, está bastante desarrollada,

su adaptación para funcionar con energías renovables es un inconveniente por el modo de

operación, aunque se está trabajando a nivel internacional en el área de integración de renovables

con electrolizadores.

� En lo referente a la instalación de hidrógeno será necesario personal especializado para el

mantenimiento y revisión de los sistemas.

13.3.3. Otras alternativas

Otra solución a valorar es la de hacer llegar al edificio una conducción de gas natural y producir

todo el hidrógeno necesario mediante una pila de combustible que lleve incorporado un reformador

interior. En este caso se podría utilizar o bien una pila de óxido sólido (SOFC) o de carbonatos

fundidos (MCFC) con las que además de cubrir las demandas eléctricas del edificio, gracias a su

capacidad de aprovechar el calor residual, se podrían utilizar para cubrir la demanda de ACS y de

calefacción. Otra opción sería utilizar pilas PEM con cogeneración de un tamaño menor, e instalar

una unidad por vivienda.


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Esta opción es la que se está aplicando con éxito en la actualidad tanto en Alemania con el

proyecto Callux como en Japón donde ya tienen varias unidades y en Estados Unidos donde se ha

abierto una línea especifica de investigación y financiación para el uso de pilas en aplicaciones

residenciales.. La única diferencia entre los proyectos que se están llevando a cabo en estos países

y el proyecto que aquí se estudia es que en ambos países las instalaciones se han realizado en

casas individuales y en nuestro caso es un edificio cuya gestión es más compleja.

● Ventajas:

� Lo único que habría que añadir a una instalación convencional de gas natural sería la pila de

combustible, que aproximadamente es del tamaño de una lavadora y se sitúa fuera, junto al

tanque de agua caliente ya que en el proceso de producción de electricidad la pila proporciona

también suficiente calor como para calentar agua para la casa. Por lo tanto estaríamos cubriendo

una parte mayor de las necesidades energéticas de las viviendas que en los casos estudiados en

este proyecto.

� Como prácticamente en la mayoría de los emplazamientos las conducciones de gas natural

están disponibles, la instalación de hidrógeno apenas supondría variación sobre una convencional,

evitando así una infraestructura nueva para hidrógeno. Por supuesto, en el futuro, una vez probada

su viabilidad técnica las pilas deberían funcionar directamente con hidrógeno obtenido

preferentemente de fuentes renovables.

� Por otro lado la tecnología de las pilas de combustible que funcionan con gas natural está

mucho más desarrollada y sus vidas útiles son mayores que las pilas que funcionan directamente

con hidrógeno., cuyos tiempos de vida son bastante limitados.

● Desventajas:

� Este proceso no es totalmente renovable pues la pila de combustible utilizaría gas natural.

Sin embargo éste podría ser un paso intermedio hacia un sistema totalmente limpio, pues las

tuberías de gas natural podrían adaptarse en un futuro para funcionar con hidrógeno.

13.3.4. Solución propuesta

Valorando todas las opciones descritas se ha llegado a la conclusión de que la opción más

viable actualmente y teniendo en cuenta todos problemas que podrían coexistir de espacio,

inmadurez tecnológica y normativa va a depender del grado en el que se quiera que el consumo

del edificio sea totalmente renovable y sin emisiones de ningún tipo y por su puesto de su coste

económico.

● Si se quiere demostrar la viabilidad de los sistemas de hidrógeno en las aplicaciones

estacionarias, pero no es un factor determinante que el hidrógeno no tenga su origen renovable, la

opción elegida sería la de diseñar una instalación en la que el hidrógeno se produjese a partir de

gas natural, mediante una pila de combustible que lleve incorporado un reformador interior.

Esta opción es la que se acaba de analizar en el apartado “13.3.3 Otras alternativas”, donde ya

se han explicado las ventajas y desventajas de esta solución


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● Si además de querer demostrar la viabilidad de los sistemas de hidrógeno, se quiere que este

provenga de una energía renovable la solución elegida sería la siguiente:

Diseñar la instalación de tal forma que la pila cubra prácticamente el 100% de la demanda

eléctrica del edificio. El hidrógeno necesario tendrá dos orígenes diferentes:

● Por un lado y a modo demostrativo, para una pequeña parte de los consumos del edificio, el

hidrógeno se produciría en el propio edificio con la energía que proviene del campo

fotovoltaico y a través de un pequeño electrolizador. Posteriormente éste se acumularía en

botellas a presión y sería utilizado por las pilas de combustible.

● El resto del hidrógeno necesario sería suministrado por una empresa especializada. Como

ya se ha mencionado anteriormente se podría estudiar la posibilidad de que este hidrógeno

fuese producido en la planta termosolar de Sanlúcar la mayor y suministrado por la

empresa Abengoa.

Algunas ventajas respecto del caso anterior pueden ser:

� Al ser una instalación de tamaño reducido, los problemas técnicos y de mantenimiento

asociados a las dos tecnologías utilizadas se minimizan considerablemente.

� Dada la menor cantidad de hidrógeno a almacenar producido in situ a partir de la

electrolisis, el espacio necesario será más reducido y los requisitos para la obtención de los

permisos necesarios serán menos restrictivos, ya que se puede adaptar mejor la normativa

existente en cuanto a la acumulación de gases explosivos.

� En caso de avería del sistema de producción de hidrógeno tenemos asegurado el suministro

de hidrógeno.

Por último con esta solución se conseguirán los siguientes objetivos:

� Demostrar que la tecnología fotovoltaica y el hidrógeno son un tándem viable.

� Demostrar que las tecnologías del hidrógeno son una realidad desde el punto de vista

técnico.

� Demostrar que son posibles nuevos sistemas energéticos que nos ayuden a combatir las

consecuencias de una masiva emisión de gases de efecto invernadero.

� Acercar al consumidor final nuevas formas de suministro y consumo energético,

concienciando de este modo a la población de la necesidad de buscar soluciones autosuficientes,

renovables y respetuosas con el medio ambiente.

� Ser pioneros a nivel internacional en la generación distribuida de energía a nivel residencial

Para finalizar este apartado y como opción alternativa a esta última, se plantea también la

posibilidad de no producir nada de hidrógeno en el edificio y que todo sea suministrado por

Abengoa.


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Al margen de la opción elegida, se debería diseñar el edificio con la mayor eficiencia energética

posible. Así mismo sería necesario concienciar a los usuarios para hacer un uso eficiente de la

energía y de este modo reducir el consumo. Por ello en el siguiente apartado hemos recogido una

serie de recomendaciones para el usuario que se hacen desde el IDAE (Instituto para la

Diversificación y el Ahorro de la Energía) y el CRANA (Centro de Recursos Ambientales de

Navarra).

Aunque ya se ha mencionado en el apartado relativo a la normativa, conviene volver a hacer

hincapié en el hecho de que en España no existe ninguna instalación de estas características, por lo

que si el edificio se lleva a la práctica habría que llegar a un acuerdo con las autoridades

competentes para no tener problemas a la hora de solicitar los permisos pertinentes.

No hay que dejar de lado a la hora de llevar a la práctica un proyecto de esta envergadura, la

repercusión que éste tendría a nivel internacional, pues sería el primer proyecto de estas

características y con él se lograría un acercamiento del usuario a un nuevo sistema energético

renovable y respetuoso con el medio ambiente.

Otro aspecto a tener en cuenta serían las posibles ayudas que este proyecto podría recibir por

parte de instituciones tanto a nivel nacional como internacional.


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14. ANÁLISIS ECONÓMICO DE LAS OPCIONES ESCOGIDAS

14.1. OPCIÓN 1: PILA DE GAS NATURAL

Como ya se ha descrito en el apartado anterior, esta solución consiste en hacer llegar al edificio

una conducción de gas natural y producir todo el hidrógeno necesario mediante una pila de

combustible que lleve incorporado un reformador interior.

Con esta opción, además de cubrirse las demandas eléctricas del edificio se abre la posibilidad

de aprovechar el calor residual de la pila de combustible, pudiendo utilizarse para cubrir parte de la

demanda de ACS del edificio y/o calefacción.

Figura 47. Esquema en HOMER en la opción 1

Aunque en la Figura 47 la pila de combustible esté conectada al bus de alterna, en realidad

ésta funciona en continuo por lo que es necesario el uso de un convertidor DC/AC para adaptar la

salida de la pila al consumo del edificio que se realiza en alterna. En todos los cálculos que se

detallan a continuación, tanto en lo relativo a eficiencias como en costes, el convertidor está

incluido con la pila de combustible.

A continuación se describen las características de la pila de combustible utilizada:

● Pila de combustible de gas natural SOFC con cogeneración

● Coste inversión: 2.500 €/kW

● Coste reemplazamiento: 2.500 €/KW

● Costes de operación y mantenimiento: 4,7% del coste de inversión

● Horas de vida: 15.000 h

En la Tabla 37 se muestran los resultados obtenidos con HOMER en orden del óptimo

económico.


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En dicha tabla se puede ver cómo el tamaño de pila óptimo según los resultados obtenidos con

HOMER sería de 38 kW, con un consumo de gas natural de 15.739 m3. Este sistema tendría un

coste total de 750.938 €.

Tabla 37. Resumen resultados obtenidos con HOMER para la opción 1

F.C. (kW)

Gas Natural (m3)

Capital inicial (€)

Costes de O&M (€/año)

TOTAL (NPC)

COE (€/kwh)


Electricidad no cubierta (kWh/año)

38 15.739 750.938 47.349 750.938 0,835 756 31,8

40 15.814 786.196 49.539 786.196 0,874 850 21,1

45 16.005 874.376 55.015 874.376 0,971 1.110 6,69

52 16.285 997.921 62.688 997.921 1,108 1.544 0,00

Como ya se ha mencionado en otros apartados dentro de este informe, al ser un proyecto de

demostración el edificio estará conectado a red para tener siempre un apoyo en caso de fallo del

sistema. Sin embargo el sistema se ha dimensionado para que el edificio sea totalmente

autosuficiente, es decir, para que la pila de combustible pueda cubrir toda la demanda eléctrica

incluyendo los picos que puedan producirse

A pesar de ello, como se puede ver en la Tabla 37 existe en todos los casos una pequeña

cantidad de energía que no queda cubierta por el sistema.

El coeficiente de simultaneidad para las 16 viviendas que componen el edificio sería de 12,5

(según datos de la Tabla 17) para el caso que estamos estudiando. Por lo tanto, suponiendo picos

de potencia de 4 kW por vivienda se obtendría un pico máximo de 50 kW para este edificio.

0 2,000 4,000 6,000 8,0000

10

20

30

40

50

60

Val

ue (

kW)

AC Primary Load Duration Curve

Hours Equaled or Exceeded

Figura 48. Curva monótona de la demanda del edificio para todo el año

En la Figura 48 se muestra la curva monótona del consumo del edificio. Si hacemos un zoom de

esta figura a las 200 horas del año con mayor consumo, podemos observar (Figura 49) que tan

solo durante 7 horas al año los picos son superiores a los 38 kW que puede proporcionar la pila, lo

que supone que un 0,05% del consumo anual tendría que ser suministrado por la red.


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Figura 49. Curva monótona de la demanda del edificio para las 200 horas de mayor consumo.

Por lo tanto para reducir costes, se podría utilizar una pila de 30 kW de forma que solo faltara

por cubrir el 0,6% de la demanda, unas 60 horas al año, que podría ser cubierto por la red

eléctrica.

En la Tabla 38 se resumen los costes de la instalación para la primera de las soluciones

calculadas con HOMER y que se han mostrado en la Tabla 37. En este caso, como ya se ha

mencionado anteriormente el coste total del sistema es de 750.939 €. Cabe destacar el alto coste

que supone el reemplazamiento de la pila de combustible cada 15.000 horas de funcionamiento.

Esto supone 571.347 € durante toda la vida del proyecto, lo que supondría unos 40.538 € anuales

teniendo en cuenta la tasa de descuento aplicada. Con este sistema el coste de la energía sería de

0,835 €/kWh.

Tabla 38. Resumen costes instalación para la opción 1

Capital Reemplazamiento O&M Combustible Valor

residual Total COE

(€) (€) (€) (€) (€) (€) (€/kwh)

Sistema 83.600 571.347 10.387 88.732 -3.127 750.939 0,835

Si considerásemos que las pilas que utilizamos en este caso, SOFC de gas natural, tuviesen el

doble de vida útil los costes del sistema serían los que figuran en la Tabla 39. En ella se observa

cómo el sistema ha sufrido un descenso del 58,7% en el coste total respecto al caso anterior. En

este caso el coste total del sistema sería de 440.961 €, con un coste de reemplazamiento de

272.150 €. Con este sistema el coste de la energía sería de 0,490 €/kWh.

Tabla 39. Costes de la instalación con una vida útil de la pila de 30.000 horas


Total COE

(€) (€) (€) (€) (€) (€) (€/kwh)

Sistema 83.600 272.150 10.387 88.732 -13.907 440.961 0,490

A continuación, en la Tabla 40, se muestran las características más importantes de la

instalación. La producción de la pila de combustible sería de 64.599 kWh/año, con un exceso de


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electricidad de 756 kWh/año. Este exceso es debido a una sobreproducción en momentos en que la

demanda es menor de 4 kW, el umbral mínimo de producción de la pila de combustible. Dicho

exceso, podría venderse a la red a un precio de 12 c€/kWh, generando unos ingresos de unos

90,72 €/año.

La cantidad de gas natural necesaria para cubrir la demanda de la pila en este caso es de

15.739 m3/año.

Tabla 40. Características de la instalación para la opción 1

Pila de combustible

Producción 64.559 kWh/año

Exceso electricidad 756 kWh/año

Demanda de electricidad 63.803 kWh/año

Energía no cubierta 31,8 kWh/año




Producción térmica 54.496 kWh/año

Consumo de gas natural 15.739 m3/año

Consumo específico de gas natural 0,244 m3/kWh

Horas de operación 7.724 h



Eficiencia media eléctrica 41,6%

Eficiencia media total 76,6%

Coste marginal de generación 0.0914 €/kWh año

Emisiones de CO2 30.358 kg/año

Como ya hemos dicho, la pila tiene un sistema de cogeneración que al mismo tiempo que

produce electricidad, genera calor. En este caso se ha obtenido una producción térmica de 54.496

kWh/año. Suponiendo que la demanda térmica del edificio fuese cubierta con gas natural, esto

significaría un ahorro de unos 3.569 €/año en el gasto de ACS y/o calefacción.

El factor de capacidad de la pila de combustible (utilización media de su capacidad) es de un

19,4% con una eficiencia media eléctrica de un 41,6% y una eficiencia media total de un 76,6%.


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En la Figura 50 se muestra el funcionamiento de la pila de combustible, que coincidiendo con lo

visto en la Tabla 40, tiene una potencia eléctrica media de 8,36 kW.

Al trabajar la pila de combustible con gas natural, este sistema es el único de los tres descritos

en este apartado en el que se tienen emisiones de CO2. Como se ha mostrado en la Tabla 40, se

tienen unas emisiones de 30.358 kg de CO2/año.

14.2. OPCIÓN 2: PLANTA DEMOSTRACIÓN PRODUCCIÓN H2

En este caso se va a cubrir el 100% de la demanda eléctrica del edificio con la pila de

combustible de hidrógeno. Pero el hidrógeno utilizado tiene dos procedencias diferentes:

● Por un lado y a modo demostrativo, una pequeña parte de los consumos se cubren con el

hidrógeno producido en el propio edificio con la energía que proviene del campo fotovoltaico a

través de un pequeño electrolizador. Posteriormente este hidrógeno se acumularía en botellas a

presión y sería utilizado por las pilas de combustible.

● El resto del hidrógeno necesario para cubrir el 100% de las necesidades eléctricas del edificio se

compra y se va almacenando en un lugar adecuado para ello.

En la Figura 51 se muestra el procedimiento descrito para cubrir las demandas del edificio.

Figura 51. Esquema del sistema utilizado en la opción 2


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A continuación se describen las características de la pila de combustible utilizada:

● Pila de combustible PEM de hidrógeno

● Coste inversión: 6.000 €/kW (para pilas de 1 kW) – 3.000 €/kW (para pilas de unos 20 kW)

● Coste reemplazamiento: 4.000 €/KW (para pilas de 1 kW) – 1.500 €/kW (para pilas de

unos 20 kW)

● Costes de operación y mantenimiento: 5,5% de los costes de inversión

● Horas de vida: 15.000 h

En la Tabla 41 se muestra el resultado obtenido para este escenario. Como se puede ver sería

necesaria una instalación fotovoltaica de 10 kW que produciría unos 22.000 kWh/año. Esta energía

es la que necesitaría el electrolizador de 9 kW y con la que produciría unos 330 kg de hidrógeno al

año. Para esta producción in situ de hidrógeno sería necesaria una capacidad de almacenamiento

de 2,5 kg.

Tabla 41. Resultados para la opción 2

P.V. (kW)

F.C. (kW)

Electrolizador (kW)

Almacen.

H2 (kg)*

Compra de

hidrógeno

(kg)

COE (€/kwh) Inicial TOTAL

10 40 9 2,5 3.482 0,977 200.211 967.922

*Este almacenamiento solo es para el hidrógeno que se produce in situ

Hay que tener en cuenta que el almacenamiento total de hidrógeno ha de ser mayor, pues el

resto del hidrógeno, como ya se ha comentado anteriormente, es suministrado por una compañía

externa. En total será necesario comprar 3.482 kg de hidrógeno al año.

El coste de la instalación completa, incluida la compra de hidrógeno asciende a 967.922 €


Pila de combustible


Exceso electricidad 4.065 kWh/año





Mínima salida eléctrica 4 kW



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Horas de operación 7.724 horas




Coste marginal de generación 0,109 €/ kWh año

En la Tabla 42 se muestran las características de la instalación para la opción 2. La producción

de la pila de combustible es de 67.919 kWh/año, con un exceso de electricidad de 4.065 kWh/año,

que podríamos vender a la red a un precio de 12 c€/kWh. Esto supondría unos ingresos de unos

488 € anuales.

Como también ocurría en el caso anterior una pequeña parte de la demanda queda sin cubrir

para no sobredimensionar la pila de combustible. En este caso dicha demanda no cubierta asciende

a 21,1 kWh/año, que tendría que ser aportada por la red.

El hidrógeno total consumido por la pila es de 3.810 kg/año, con un factor de capacidad de

19,4 % y una eficiencia media eléctrica de un 53,5%


En la Figura 52 se muestra el funcionamiento de la pila de combustible, que coincidiendo con lo

visto en la Tabla 42 tiene una potencia eléctrica media de 8,79 kW.

14.3. OPCIÓN 3: COMPRA DEL HIDRÓGENO

En este último caso, toda la demanda del edificio se cubre con hidrógeno, pero éste será

directamente suministrado por una empresa externa y a diferencia del caso anterior no se

producirá nada en el propio edificio.

En la Figura 53 se muestra el esquema elegido en este caso.

Las características de la pila de combustible utilizada son las mismas que las que se han

descrito anteriormente para la opción 2.


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Figura 53. Esquema del sistema utilizado en la opción 3

En la Tabla 43 se muestra el resultado obtenido para este escenario con HOMER, en orden del

óptimo económico.

Tabla 43. Resumen resultados obtenidos con HOMER para la opción 3

F.C.

(kW) H2 (kg)

* COE (€/kwh) Inicial TOTAL

Exceso de electricidad

(kWh/año)

Demanda no

cubierta

(kWh/año)

40 3.810 0,894 88.000 804.409 4.065 21,10

45 3.890 0,993 99.000 893.779 5.278 6,96

52 4.016 1,132 114.400 1.1019.306 7.251 0,00

En la Tabla 44 se resumen los costes de la instalación para la primera de las soluciones

calculadas con HOMER y que se han mostrado en la Tabla 43. En este caso, el coste total del

sistema es de 804.409 €, siendo necesaria una pila de 40 kW que consume 3.810 kg/año de

hidrógeno.

Como ocurría en las otras opciones, el reemplazamiento de la pila de combustible cada 15.000

horas de funcionamiento supone un coste de 601.417 € durante toda la vida del proyecto.

Tabla 44. Resumen costes instalación para la opción 3


Total

(€) (€) (€) (€) (€) (€)

Sistema 88.000 601.417 10.886 107.397 -3.292 804.409

El coste de comprar los 3.810 kg de hidrógeno sería de 107.397 €, lo que supondría unos 7.620

€/año teniendo en cuenta la tasa de descuento aplicada.


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En la con un factor de capacidad de 19,4 % y una eficiencia media eléctrica de un 53,5%.

Tabla 45 se muestran las características de la instalación para la opción 3. La producción de la

pila de combustible es de 67.919 kWh/año, con un exceso de electricidad de 4.065 kWh/año, que

podríamos vender a la red a un precio de 12 c€/kWh. Esto supondría unos ingresos de unos 488

€/año.

Como también ocurría en el caso anterior una pequeña parte de la demanda queda sin cubrir

para no sobredimensionar la pila de combustible. En este caso faltan por cubrir 21,1 kWh/año, que

tendrían que ser suministrados por la red.

El hidrógeno total consumido por la pila es de 3.810 kg/año, con un factor de capacidad de

19,4 % y una eficiencia media eléctrica de un 53,5%.


Pila de combustible


Exceso electricidad 4.065 kWh/año




Consumo específico 0,056 kg/kWh


Mínima salida eléctrica 4 kW


Horas de operación 7.724 horas




Coste marginal de generación 0,109 €/ kWh año

En este último caso el modo de funcionamiento de la pila de combustible será exactamente

igual que en la opción 2.


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15. REFERENCIAS

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