Curso capacitación sistemas híbridos eólico-fotovoltaicos

CURSO DE CAPACITACIÓN
IMPLEMENTACIÓN ENERGÍA EÓLICA, APLICANDO
SISTEMAS HÍBRIDOS
Dr. Ing. Armando Vicente Tauro,Ph.D.
CEO INNSA Consultores SAC
www.armandotauro.com / www.armandotauro.pe
info@armandotauro.com
Agosto 2012 Dr. Ing. Armando V. Tauro,Ph.D. 1

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

Contenido
7.1 Introducción
7.2 los recursos energéticos renovables y su potencial
7.3 Diseño y configuración de un sistema de energía híbrido eólica-
fotovoltaico
7.4 Modelización y simulación de un sistema de energía híbrido eólica-
fotovoltaico
7.5 Dimensionado y optimización de un sistema de energía híbrido
eólica-fotovoltaico
7.6 Sistema de energía híbrido eólico-fotovoltaico: estudios de caso
7.7 Las tendencias futuras
7.8 Conclusiones

7.1 Introducción
Los recursos energéticos solares y el viento varían mucho en el tiempo y no
suelen coincidir con la distribución del tiempo de la carga, la fotovoltaica
(PV) o sistemas de energía eólica por sí solos deben ser demasiado
grandes si cada sistema se utiliza por separado, dando lugar a altos costos
de energía eléctrica. La integración de la energía solar y eólica en el mismo
sistema atenúa las fluctuaciones en la energía producida, mejorando el
rendimiento total del sistema y la fiabilidad, y significativamente reducen el
tamaño del almacenamiento necesario. Los sistemas PV-eólicos a menudo
incorporan un generador convcnional y un sistema de almacenamiento de
energía. Por supuesto, el dimensionamiento de tal sistema es mucho más
complicado que el de un sistema de fuente única debido al mayor número
de variables y parámetros que deben ser considerados en el diseño óptimo.
El diseño de este sistema consiste en la determinación de los valores
óptimos para la potencia nominal del aerogenerador, la energía fotovoltaico
pico y la capacidad de almacenamiento (y a veces también las
características del generador) que cumpla con las condiciones de
confiabilidad requeridos para el sistema. En las siguientes secciones se
presenta una breve presentación de ambas fuentes de energía solar y
eólica, así como de cada subsistema. Además se incluyen ciertas
consideraciones del tamaño óptimo de un sistema híbrido.Agosto 2012 Dr. Ing. Armando V. Tauro,Ph.D. 4

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

7.2.1 El recurso de la energía solar
En cualquier sistema de conversión de energía solar, el conocimiento de la
radiación solar global es muy importante para el diseño óptimo y la previsión
de rendimiento del sistema. La radiación solar llega a la superficie de la
Tierra en un espectro de longitudes de onda, desde rayos X a ondas de
radio, el Sol irradia como un cuerpo negro a 5777 K, sin embargo, el 99,9%
de la energía emitida es de entre 0,2 y 8 micras. Cada longitud de onda
posee una capacidad distinta disponibilidad y transformación. En los
sistemas PV, el rango de longitudes de onda útiles es entre 0,35 y 1,1
micras para una célula fotovoltaica de silicio pero, generalmente, la
irradiación solar global se mide en su espectro completo para los estudios
de sistemas fotovoltaicos (usando un piranómetro o sensor de radiación de
silicio). La diferencia observada en los niveles de irradiación espectral entre
la parte superior de la atmósfera y la superficie de la Tierra es debido a la
absorción que tiene lugar por varios compuestos químicos, tales como O2,
O3, H2O y CO2, por aerosoles y por dispersión de Rayleigh (fig. 7.1).
Debido a los efectos atmosféricos, la radiación solar en la superficie de la
Tierra consta de dos componentes: la radiación solar directa (sin cambio de
dirección), y la radiación difusa recibida desde el cielo, cuando un colector
solar está inclinado, recibe un tercer componente: el albedo que es la
radiación reflejada por el suelo (Fig. 7.2).

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

El conocimiento de la posición del sol permite que dos piezas de
información útiles que se pueden obtener: la inclinación óptima de los
paneles solares y un diagrama de energía solar para el cálculo de
sombreado de los módulos fotovoltaicos. La posición solar se calcula a
partir de diferentes ángulos, como la declinación, ángulo cenital y el ángulo
horario (Iqbal, 1983). La inclinación óptima depende de la latitud, φ, en la
distribución estacional de la carga y de las condiciones meteorológicas del
lugar. Por largos períodos sin marcadas condiciones climáticas
estacionales, la estimación de los efectos de inclinación se basan en
cálculos de irradiación directa extraterrestre, con el fin de evitar el uso de un
modelo de radiación difusa; en estas condiciones, la inclinación depende de
φ , para invierno , φ + 10 ° y para verano φ - 10 °, (Duffie & Beckman,
2006). La figura 7.4 muestra el impacto del ángulo de inclinación (por
Ajaccio, Francia) en la irradiación solar extraterrestre y la tierra.

Es útil para estimar el sombreado con un diagrama solar: La fig. 7.5 traza la
trayectoria aparente del sol en el cielo para una latitud dada, punto por
punto, indicando las horas, en la hora solar local actual. Para poner las
máscaras o sombras de la trayectoria del sol en el diagrama, la altura y el
azimut de algunos puntos importantes se midieron, incluyendo una casa y
un árbol, como se muestra en la figura. 7,5. En este ejemplo, la casa va a
dar sombra a la instalación fotovoltaica cuando el sol esté en el mediodía
solar el 21 de diciembre. Existen numerosos programas de PV que integran
el cálculo de sombreado solar.

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

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

Dado que las mediciones de viento más disponibles velocidad se realizan
cerca del suelo (por lo general a 10 m) es necesario extrapolar el perfil de
velocidad del viento dentro de la capa límite atmosférica de la superficie. La
extrapolación más común se basa en una ecuación de la velocidad de ley de
potencia ampliamente utilizada por los ingenieros dada su simplicidad
matemática (Justus et al, 1976; Zoumakis, 1993.):
donde α depende de la topografía y las condiciones climáticas, V y V0 son
las velocidades del viento a una altura z y z0 respectivamente (tal que z0
es la altura de referencia).

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

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

Cuando CC está alrededor de 1, las dos fuentes renovables varían de la
misma manera. Para una buena complementariedad, CC debe estar cerca de
la UNIDAD. La variabilidad espacial del recurso eólico es mucho mayor que
la del recurso solar, por lo tanto: la R más alta, es el potencial renovable más
sensible. Por ejemplo, los resultados para dos sitios en Corsos se muestra en
la figura. 7.9: Ersa tiene un buen potencial renovable y los dos recursos son
complementarios, en Ajaccio, el recurso solar es casi el mismo de Ersa pero
el potencial del viento es bajo y su distribución mensual es similar a la de la
energía solar.
Es importante ver el comportamiento de estos dos recursos en una escala
diaria, ya que juega un papel importante en el tamaño de almacenamiento. La
figura 7.10 muestra la distribución mensual de los dos recursos renovables
para Sliven, Bulgaria (con una buena complementariedad, pero el potencial
renovable bajo), y Ersa, Francia (con la complementariedad es mala, pero
con un buen potencial). Más específicamente, en la figura. 7,10, R, P y los
valores de CC se muestran para dos meses representativos para cada uno
de los dos sitios.

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

7.3 Diseño y configuración de un sistema del de energía híbrido eólico-
fotovoltaico (PV)
El concepto de un sistema de energía híbrido eólico-fotovoltaico se muestra
en la fig. 7.11. En esta configuración general, un generador de motor ha sido
añadido. Los sistemas de conversión de energía eólica (WECS) y el sistema
fotovoltaico son operados en paralelo con el fin de suministrar energía
eléctrica a la carga, y el exceso de energía generada se suministra a las
baterías. Para los casos de emergencia, cuando el viento / generación solar
y la energía almacenada no son suficiente para alimentar la carga, el
generador de motor de respaldo funciona y se utiliza para cargar la batería
y/o para suministrar directamente a la carga.

7.4 Modelización y simulación de un viento-fotovoltaica (PV) del
sistema híbrido de energía
7.4.1 del sistema PV
La siguiente descripción se limita a los módulos solares de silicio cristalino,
que representan aproximadamente el 90% de la producción mundial de
energía fotovoltaica. Otras tecnologías, como el silicio amorfo, CdTe, cobre-
indio-diseleniuro (CIS) y las células en tándem se han desarrollado, pero su
uso en sistemas de energía sigue siendo limitado. El rendimiento del módulo
fotovoltaico es muy influidos por las condiciones climáticas, especialmente la
radiación solar y la temperatura del módulo PV. La corriente de cortocircuito
Isc y el voltaje de circuito abierto Voc son los dos principales parámetros de
la curva I-V (Fig. 7.12). La Isc es casi proporcional a la irradiación solar y
Voc aumenta lentamente cuando aumenta la irradiancia solar. Cuando la
temperatura aumenta el Voc conduce a una disminución de la energía
eléctrica disponible máxima, a pesar de un pequeño aumento de la corriente
de cortocircuito Isc. El punto de trabajo de un panel fotovoltaico depende de
la característica de carga, cuando la batería está conectada, su voltaje
impone el voltaje en el PV.

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

El módulo fotovoltaico también se puede modelar usando un circuito
eléctrico equivalente (Fig. 7.14) que consta de una fuente de corriente en
paralelo con un diodo (Hecktheuer et al, 2002;. Rosell y Ibáñez, 2006;.
Karatepe et al, 2007), o con dos diodos (Eicker, 2003;. Priyanka et al, 2008).
Aunque el segundo modelo es más preciso, el primer caso es más
frecuente en sel modelado de PV (Underwood et al, 2007;. Soltani y
Debbache, 2008. La ecuación de voltaje-corriente es:
donde IL es la fotocorriente, I0 es la correinte de saturación de diodo, q la
carga del electrón, A0 esl factor de idealidad del diodo y K les a constante
de Boltzmann. R y Rsh son las resistencias en serie y de derivación,
respectivamente. Entonces, PModule = V × I y el punto de máxima potencia
se encuentra a partir de (∂ P / ∂ V) = 0.

La ecuación característica del módulo fotovoltaico es una ecuación
trascendental que no tiene solución analítica. Suponiendo que un MPPT se
utiliza, las fórmulas para calcular el punto óptimo de operación de corriente y
voltaje en condiciones arbitrarias, y el uso de parámetros de fácil acceso,
tiene las siguientes formas (Lasnier et al, 1988;. Borowy y Salameh, 1996; Ai
et al. , 2003):
con α0 y β0 siendo los coeficientes de temperatura del módulo de corriente
y tensión, respectivamente.

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

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

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

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

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

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

7.4.4 DC / AC y AC / DC convertidores
En un sistema híbrido eólico-PV, varios convertidores eléctricos se pueden
utilizar:
• convertidores DC / AC o inversores para suministrar carga de corriente
alterna (entre el regulador de carga y la carga);
• convertidores AC / DC o de resrectificador, después de la turbina eólica o
de motor-generador.
El uso de inversores tiene tres desventajas: un alto costo, dependiendo de la
calidad de la señal de salida (cuadrado, pseudo-seno o seno); una
disminución en el rendimiento general del sistema (la eficiencia del inversor
es función de la relación de carga y auto consumo); y un riesgo de fallo.
Si el rendimiento del inversor independiente llega a 87-95% a los dos tercios
de su capacidad nominal, su eficiencia disminuye bruscamente cuando la
fuente de alimentación cae por debajo de este valor y puede alcanzar valores
por debajo del 50% con una carga muy pequeña. Un inversor necesita un
cierta potencia para funcionar, por lo que la eficiencia será baja al ejecutar
cargas muy bajas. En un hogar típico, hay muchas horas del día en que la
carga eléctrica es muy baja. Una solución consiste en utilizar tantos
inversores como cargas de CA, por lo que cada convertidor tiene un mayor
rendimiento, aumentar la fiabilidad general del sistema, pero con un
incremento significativo del coste del sistema.Agosto 2012 Dr. Ing. Armando V. Tauro,Ph.D. 43

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

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

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

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

En la primera configuración, el generador tiene una capacidad nominal
mayor que en el segundo caso y, a menudo funciona a carga parcial incluso
si se carga la batería simultáneamente y, además, consume más
combustible. En la segunda configuración, el generador se elige de tal
manera que siempre se ejecuta a plena carga, es decir, con una eficiencia
superior.
Una relación lineal vincula el consumo de combustible QV y la energía
producida PEG (Fig. 7.17). El consumo de combustible sin carga de un
generador de motor pequeño puede ser una fracción alta del consumo Q0v a
plena carga de combustible (25-40%) (Notton et al, 1996;. Kaldellis, 2007).
Así, la eficiencia del generador es mayor con carga elevada que en las
cargas parciales y bajas.
El consumo de combustible específico Q0v depende de varios parámetros
que definen la calidad del motor. Varía mucho para baja potencia nominal
(<5 kV A), pero es relativamente constante para potencias elevadas
(Calloway, 1986; De L.Musgrove, 1988) (Fig. 7.17).

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

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

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

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

La figura 7.19 muestra la influencia del tamaño sobre los costos específicos
de pequeñas turbinas de viento, baterías, generadores de motores e
inversores de los datos recogidos en el mercado francés. Formulaciones
generales para la estimación de los precios específicos se dan en las
referencias (ver Notton et al, 1998;. Kaldellis y Kavadias, 2007; Kaldellis et
al, 2007;.. Diaf et al, 2008a).
La instalación se estima a menudo como un porcentaje de los costes de
material (Notton et al, 1998;.. Diaf et al, 2008b). La literatura da una gama
muy amplia de porcentajes de PV y los costos de hardware del subsistema
de viento, que van desde 15% a 50%, con el valor promedio de alrededor
de 25%. Los costos de hardware e instalación constituyen los costos de
inversión.
El costo anual de O & M, CO&M,0, generalmente se calcula como un
porcentaje del costo de la inversión, o como un costo con una mezcla de
partes fijas y variables (la parte variable de alrededor de 1% por año para
PV y un 3% anual para el viento) . Para un motor de combustible, los costos
de operación y mantenimiento dependerán en parte de el tiempo de
ejecución anual (Notton et al, 1998;. Kaldellis y Kavadias, 2007).

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

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

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

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

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

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

7.5.3 Optimización de dimensionamiento
El dimensionamiento óptimo generalmente se calcula sobre una base horaria,
para tener en cuenta en la distribución temporal de la carga y las fuentes de
energía. Para hacer frente a una carga de energía con un valor dado LLPS, varias
configuraciones del sistema híbrido son posibles. Algunas configuraciones no son
técnicamente viables (de almacenamiento muy grande, la incompatibilidad entre
la potencia del generador y el tamaño de almacenamiento, etc.) El sistema
optimizado debe cumplir con la demanda de energía con costos mínimos, con el
uso mínimo de combustible, o con el mínimo período de amortización (una
comparación de la energía producida con el contenido de energía de todo el
sistema) .
Nema et al. (2009) escribe que las diversas técnicas de optimización se utilizan
en la literatura para calcular el diseño óptimo de sistemas híbridos, tales como
programación lineal, un enfoque probabilístico, técnicas iterativas, programación
dinámica y multi-objetivo de algoritmos genéticos.
La evaluación del costo del sistema eólico/PV que utiliza métodos de costeo en el
ciclo de vida anualizado es un paso importante en el tamaño del sistema y, de
hecho, a menudo es el principal criterio de optimización utilizado en la literatura.
Utilizando presupuestados optimizados del sistemas aumenta el atractivo
económico de estos y su aceptación por parte de los usuarios.Agosto 2012 Dr. Ing. Armando V. Tauro,Ph.D. 65

7.6 Sistema de energía híbrido eólico-fotovoltaico: estudios de caso
La figura 7.21 presenta una carga eléctrica de CA para un hogar. Los
sistemas híbridos eólicos-PV (sin un generador auxiliar) se encuentran en
lugares distantes, a unos 130 km de distancia: en Ajaccio (un sitio no con
mucho viento con una velocidad de viento promedio anual de 3,5 m/s), y en
Ersa (un sitio de mucho viento , con una velocidad media anual del viento de
7,11 m/s). El potencial de energía renovable de estos dos sitios se muestra
en la fig. 7.9, el potencial solar es casi igual, pero el potencial eólico es muy
diferente.
El sistema de híbrido eólico-PV fue dimensionado para satisfacer la carga
con un LLPS iguale a cero, es decir, toda la carga se cumplen sin
interrupción. Para cada configuración (generador fotovoltaico de potencia
máxima, turbina eólica de potencia nominal, capacidad de la batería) el costo
de generación de electricidad CkWh (€ / kWh) fue calculado utilizando las
hipótesis presentadas en la Sección 7.4.6.

La figura 7.22 muestra el subsistema de energía fotovoltaica y eólica
tamaños subsistema turbina (en el eje izquierdo) y los correspondientes
costos nivelados kW h (en el eje derecho), por varias baterías con tamaños
de almacenamiento diferentes (de 2 a 5 días de almacenamiento).
Para Ajaccio, un sitio no-ventoso, la "mejor" configuración encontrada es de
3 días de almacenamiento, mientras que para Ersa, la "mejor" configuración
es por sólo 2 días de almacenamiento. Las configuraciones óptimas para un
sistema híbrido eólico-fotovoltaica, para la energía fotovoltaica sola y eólica
por sí sola, se dan en la Tabla 7.1. El tamaño de la batería disminuye
cuando un sistema híbrido se utiliza, dondequiera que el sitio este, y es una
de las principales ventajas de utilizar sistemas híbridos porque el banco de
baterías representa un alto porcentaje del total de costos nivelado de
generación. Kaldellis et al. (2006) obtuvieron las mismas conclusiones que
muestran que la introducción de paneles fotovoltaicos en un sistema de
energía eólica reduce considerablemente las dimensiones completas de
instalación y reduce los costes operativos correspondientes debido a la
reducción significativa de la capacidad de la batería impuesta.

Un sistema híbrido eólico-PV es muy adecuado para Ersa en comparación
con los otros dos sistemas, y el costo kWh se reduce en un 35%. Para
Ajaccio, un sistema fotovoltaico solo es más adecuado porque el potencial
del viento en ese sitio no es suficiente para la adición de una turbina de
viento, y no proporcionaría ningún beneficio a la rentabilidad del sistema de
producción, pero se traduciría en un aumento en la complejidad del sistema.
Para las configuraciones óptimas del sistema híbrido, la evolución del SOC
para un año se representa en la figura. 7.23. A pesar de que el mínimo SOC
alcanzado por los dos sistemas es el mismo, la variación del SOC difiere de
un sitio a otro. Como Ai y col. (2003) han dicho, utilizando un sistema
híbrido eólico-fotovoltaico aumenta la vida útil de las baterías notablemente
en comparación con la utilización de cualquiera de un sistema eólico o una
instalación fotovoltaica solo, porque el régimen de carga es más apropiado,
la prolongación de la duración de la batería se reduce los costos de la
producción de electricidad.

Los valores mensuales de la energía fotovoltaica, la energía eólica, el
exceso de energía y la energía de carga se representan en la figura. 7.24.
Si la energía anual producida en cada sitio con el correspondiente
optimizado del sistema híbrido eólico-PV son muy similares, la distribución
mensual de estas energías es muy diferente. La variación mensual es más
pronunciada en Ajaccio que para Ersa debido a una mayor
complementariedad de los dos recursos renovables, como se ve en la
Sección 7.2.3. Así, la rentabilidad de dicho sistema híbrido está ligado en
gran medida a las características de los recursos solares y el viento.
El exceso de energía anual representa aproximadamente el 55% del total de
energía eléctrica renovable para los dos estudios de casos, pero sus
cambios mensuales de distribución: para el Ajaccio, entre el 23% en
diciembre a 70% en julio, por Ersa, entre el 44% en diciembre a 61% en de
junio. La producción bruta (PRG) varía entre 1,48 a 3,98 para el Ajaccio y
entre 2,15 a 3,02 para la Ersa dependiendo del mes, con un promedio anual
de alrededor de 2.5-2.7. Por lo tanto, sobre una base anual, un optimizado
del sistema híbrido produce energía 2,5 veces más que la energía de carga
y el 55% de la energía producida tanto por el aerogenerador y los paneles
fotovoltaicos se pierde, debido a la necesidad de llegar a un LLPS igual a
cero (que da total autonomía).

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

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

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

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Kong’, Renew Energy, 28, 1813–1824. Yang, H, Liu, L, Zhou, W (2007),
‘A novel optimization model for hybrid solarwind power generation
system’, Solar Energy, 81, 76–84.
• Zhou, W, Yang, H, Fang, Z (2008), ‘Battery behavior prediction and
battery working states analysis of a hybrid solar-wind power generation
system’, Renew Energy, 33, 1413–1423.
• Zoumakis, NM (1993), ‘The dependence of the power-law exponent on
surface roughness and stability in a neutrally and stably stratifi ed
surface boundary layer’, Atmosphera, 6, 79–83.Agosto 2012 Dr. Ing. Armando V. Tauro,Ph.D. 86

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

Contenido
8.1 Introducción
8.2 Diseño de sistemas híbridos de energía eólica-hidrógeno con
producción por electrólisis
8.3 Diseño de sistemas de almacenamiento de hidrógeno
8.4 Optimización de los de sistemas híbridos de energía eólica-
hidrógeno
8.5 Evaluación del impacto ambiental de los de sistemas híbridos de
energía eólica-hidrógeno
8.6 Potencial de mercado y las barreras para los de sistemas híbridos
de energía eólica-hidrógeno

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

8.2.1 Introducción
La división de la molécula de agua en su forma más simple utiliza un paso
de corriente eléctrica a través de dos electrodos para romperla en H2 y O2.
Los electrolizadores comerciales de baja temperatura tienen eficiencias de
56-73% (70,1-53,4 kWh/kg H2 a 1 atm y 25 ° C) (Holladay et al., 2009).
La tecnología más común es la electrólisis alcalina, pero la electrólisis de
membrana de intercambio de protones (PEM protonexchange membrane) y
celdas de óxidos sólidos (SOEC solid oxide electrolysis cells) están ahora
en fase de desarrollo. Aunque los electrolizadores SOEC son los menos
desarrollados, son los más eficientes eléctricamente, pero aún enfrentan
retos con la corrosión, sellos, ciclo térmico y la migración de cromo. Los
electrolizadores PEM tiene ninguno de los problemas de corrosión y sello
que se enfrentan los SOEC, y son más eficientes (aunque más costosos)
que los sistemas alcalinos. Los sistemas alcalinos son los más
desarrollados, de más bajo l costo de adquisición, pero también los menos
eficientes.
La energía eólica se puede producir a un costo muy bajo en las regiones
con recursos eólicos suficientes. Se puede utilizar para generar hidrógeno
en una pequeña o gran escala (Sherif et al., 2005).

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

8.2.2 Generación de energía eléctrica electroquímica (pilas de combustible)
Las pilas de combustible (FCs) se encuentran entre las tecnologías del
hidrógeno más prometedoras. En una FC, el H 2 combina con O2 sin
combustión en una reacción electroquímica (a la inversa de la electrólisis) y
produce corriente directa (DC). Hay varios tipos de FC, en función del tipo
de electrolito usado (Larminie y Dicks, 2003);
• Las células de combustible alcalinas (AFC) usan 85% en peso de KOH
como electrolito para el funcionamiento a alta temperatura (250 ° C) y 35-
50% en peso para la operación temperatura más baja (<120 ° C).
• Las celdas combustibles de membrana de intercambio de protones
(PEMFC) utilizan un conductor de membrana delgada (~ 30 micras) de
polímero como el electrolito. El catalizador es típicamente de Pt con cargas
de aproximadamente 0,3 mg/cm2. La temperatura de funcionamiento es
típicamente entre 60 y 80 ° C.
• Las células de combustible de ácido fosfórico (PAFC) el uso del ~ 100%
concentrado H3PO4 (orthophosphoric acid or phosphoric acid) como
electrolito. La matriz utilizada para retener el ácido es generalmente de SiC,
y el electrocatalizador tanto en el ánodo y el cátodo es Pt. La temperatura
de funcionamiento es típicamente entre 150 y 220 ° C.Agosto 2012 Dr. Ing. Armando V. Tauro,Ph.D. 93

• Las células de combustible de carbonato fundido (MCFC) tienen el
electrolito compuesto de una combinación de carbonatos alcalinos (Li, Na,
K), retenidos en una matriz cerámica de LiAlO2. Las temperaturas de
funcionamiento son entre 600 y 700 ° C donde los carbonatos forman una
sal fundida de alta conductividad, con iones de carbonato proporcionando
conducción iónica; catalizadores de metales nobles en consecuencia no se
requiere en temperaturas tan altas de funcionamiento.
• Las células de combustible de óxido sólido (SOFC) utilizan un oxido
metálico sólido no-poroso, generalmente Y2O3-ZrO2 (Itrio-Circonio)
estabilizado como electrolito. Estas células operan a 900-1000 ° C, donde
la conducción iónica por iones de oxígeno se lleva a cabo. Se están
desarrollando FC de óxido sólido a baja temperatura (600 ° C)

http://www1.eere.energy.gov/hydrogenandfuelcells/fuelcells/fc_types.htmlAgosto 2012 Dr. Ing. Armando V. Tauro,Ph.D. 95

Las principales reacciones que tienen lugar en el ánodo y el cátodo de estos
FCs se presentan en la Tabla 8.1. Un FC típico consta de un electrolito, en
contacto con dos electrodos porosos. Las reacciones electroquímicas
ocurren en la interfaz triple entre el electrodo poroso de electrolito, y
reactivos. Bajo temperatura FC (AFC, PEMFC, PAFC) requieren
electrocatalizadores nobles para lograr velocidades prácticas de reacción en
el ánodo y el cátodo. Alta temperatura FC (MCFC y SOFC) también pueden
utilizar CO y CH4 como combustible.

El potencial reversible de las anteriores reacciones electroquímicas es 1,229
V (en condiciones estándar, es decir, 25 ° C ya presión atmosférica), que
corresponde a la ecuación de la energía libre de Gibbs (Sherif et al, 2005.):
donde: ΔGo = energía libre de Gibbs a 25 ° C y presión atmosférica, n =
número de electrones que intervienen en la reacción, F = constante de
Faraday y Eo = potencial reversible a 25 ° C y presión atmosférica (V). En
general, el potencial reversible es inferior a temperaturas más altas
(alcanzando ~ 1,0 V a 1000 K), y mayores a presiones más altas o más altas
concentraciones de los reactivos.
Las FCs son típicamente operadas entre 0,6 y 0,8 V. Los valores de
operación de la FC (alcalino) están diseñado para funcionar a 0,86 V y 410
mA/cm2. Celdas de combustible PEM tienen las más altas densidades de
corriente alcanzables, entre 1 y 2 mA/cm2 a 0,6 V con H2 y aire a presión.
La Figura 8.1 muestra los principios de funcionamiento de los distintos tipos
de pilas de combustible (FC). La eficiencia teórica es la siguiente:
donde ΔH = entalpía del hidrógeno.

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

8.2.3 Puntos críticos para los sistemas de hidrógeno del viento
A pesar de la electrólisis del agua es una tecnología madura, su uso en
conjunción con la energía eólica plantea problemas particulares (Sherif et al,
2005).:
• La conexión directa de un electrolizador, con una turbina de viento implica
el funcionamiento intermitente, con una potencia muy variable. El problema,
especialmente con electrolizadores alcalinos, es que a cargas muy bajas, la
velocidad a la que H2 y O2 se produce puede ser menor que la velocidad a
la que estos gases de permeado a través del electrolito se mezclar entre sí.
Esto puede crear condiciones peligrosas en el interior del electrolizador. Los
límites de inflamabilidad del hidrógeno en oxígeno son entre el 4,6% y
93,9%, pero el apagado automático de electrolizadores se establecen en
concentraciones mucho más seguras.
• Otro problema relacionado con el funcionamiento con una fuente de
potencia altamente variable es la gestión térmica. Un electrolizador necesita
tiempo para alcanzar su temperatura normal de funcionamiento, pero debido
a la operación intermitente puede operar la mayor parte del tiempo a una
temperatura inferior a la nominal, lo que resulta en una menor de eficiencia.

• La eficiencia de un electrolizador es inversamente proporcional a la potencial
de la celda, que a su vez está determinada por la densidad de corriente, y que
a su vez se corresponde directamente con la tasa de producción de hidrógeno
por unidad de área del electrodo activo (la parte del electrodo con
electroquímica actividad). Un voltaje más alto se traduciría en una mayor
producción de hidrógeno, pero a una menor de eficiencia. Típicamente, el
voltaje de la celda se selecciona en alrededor de 2 V, pero un voltaje nominal
menor (tan bajo como 1,6 V) se puede seleccionar si la eficiencia es más
importante que el tamaño (y el coste de capital) del electrolizador.
• Existen pérdidas de potencia en la regulación de voltaje y se necesita un
potencia para el equipo auxiliar (como bombas, ventiladores, válvulas de
solenoide, instrumentación y controles). Los electrolizadores industriales
típicos tienen un consumo de electricidad de entre 4,5 y 6,0 kW h/Nm3,
correspondiente a una eficiencia de 65-80%, y en electrolizadores avanzados
se han reportado eficiencias del 90%.
El acoplamiento con WECS puede resultar en un rendimiento algo menor,
debido a las pérdidas relacionadas con potencia/voltaje. Los reguladores de
tensión, ya sea AC / DC o DC / DC, consume algo de energía. Estos
dispositivos pueden ser diseñados para operar con una eficiencia tan alta
como 93-95%, pero esta alta eficiencia puede lograrse sólo en un rango muy
estrecho de potencia. En un modo de generación variable esta eficiencia
puede ser considerablemente inferior.Agosto 2012 Dr. Ing. Armando V. Tauro,Ph.D. 101

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

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

8.3.3 almacenamiento con hidruro metálico
El hidrógeno puede formar hidruros metálicos con algunos metales y
aleaciones. Durante la formación del hidruro de metal, las moléculas de
hidrógeno se separan los átomos de hidrógeno y se insertan en los espacios
dentro de la red cristalina de metales adecuados y / o aleaciones. De esta
manera, el almacenamiento eficaz es comparable a la densidad de hidrógeno
líquido. Sin embargo, cuando la masa del metal o aleación se tiene en cuenta,
la densidad gravimétrica del almacenamiento del hidruro metálico es
comparable a la de almacenamiento de hidrógeno a presión. La densidad de
almacenamiento gravimétrico alcanzable es de aproximadamente 0,07 kg de
H2/kg de metal para un hidruro de alta temperatura tales como MgH2.
Durante el proceso de almacenamiento, se libera calor, que debe ser
eliminado con el fin de permitir la continuidad de la reacción. Durante el
proceso de liberación de hidrógeno, el calor debe ser suministrada al tanque
de almacenamiento. Una de las ventajas de almacenar el hidrógeno en
hidruros es el aspecto de la seguridad: graves daños a un tanque de hidruro
(por ejemplo, una colisión) no representaría un peligro de incendio, ya que el
hidrógeno se quedaría en la estructura metálica. En la Tabla 8.2 se enumeran
algunas sustancias para hidruración adecuadas para su uso como medio de
almacenamiento de hidrógeno, mientras que la Tabla 8.3 proporciona una lista
de tipos de almacenamiento de hidrógeno y densidades.

8.3.4 Los nuevos métodos de almacenamiento de hidrógeno
El hidrógeno puede ser físicamente adsorbidos sobre carbón activado, y
'empaquetado' en la superficie y el interior de la estructura de carbono más
densamente que si hubiera sido sólo comprimido. Las cantidades de hasta 48
g de H2 por kg de carbono se han reportado a 6,0 MPa y -186 ° C (Sherif et al.,
2005). La capacidad de adsorción es una función de la presión y temperatura,
por lo tanto a altas presiones y temperaturas inferiores o incluso mayores
cantidades de hidrógeno puede ser adsorbido. Para cualquier uso práctico, las
temperaturas relativamente bajas son necesarios (<100 K). Puesto que la
adsorción es un proceso de superficie, la capacidad de adsorción de hidrógeno
sobre carbón activado es debido principalmente a la alta superficie del carbón
activado, aunque hay otras propiedades de carbono, que afectan a la
capacidad de carbón activado para adsorber hidrógeno.
El hidrógeno también puede ser almacenado en microesferas de vidrio de
aproximadamente 50 μm de diámetro. Las microesferas se llenan con
hidrógeno por calentamiento de las mismas para aumentar la permeabilidad de
vidrio al hidrógeno. A temperatura ambiente, una presión de aproximadamente
25 MPa se logra, resultando en la densidad de almacenamiento de fracción de
masa 14% y 10 kg H2/m3. A los 62 MPa, una cama de microesferas de vidrio
se pueden almacenar 20 kg H2/m3. La liberación de hidrógeno se produce por
recalentamiento de las esferas a aumentar de nuevo la permeabilidad.

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

Perfil de carga
Mediante el análisis de los datos horarios de carga proporcionados por una
fuente de alimentación, HOMER crea curvas de carga en gráficos diarios y
mensuales. Un gráfico representativo (Fig. 8.2) muestra las variaciones de
la demanda sobre una base mensual, marcando las cargas máximas y
mínimas registradas.

Integración de tecnologías de energía sostenible
Los modelos de optimización, tales como HOMER, usan programación
matemática para identificar alternativas de configuraciones de unidades de
energía disponibles para minimizar el costo de los servicios de energía,
tomando en cuenta varias restricciones definidas por el usuario (por
ejemplo, las limitaciones de emisiones de CO2). Como resultado, estos
modelos eligen las tecnologías basadas principalmente en los costos de sus
especificaciones, resultando una más barata tecnología.
Los cálculos de la energía eólica
Hay varias maneras de calcular el potencial real del viento en un lugar
específico. Varios modelos toman las coordenadas de un sitio y calculan el
potencial eólico teórico. Aunque estos modelos suelen proporcionar los
resultados que están cerca de los datos medidos. Sin embargo si datos de
viento no están disponibles se pueden utilizar mediciones en sitio o
considerar los servicios meteorológicos .

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

8.4.3 Estudio de caso: Karpathos
Los resultados de un estudio de caso en la isla griega de Cárpatos
(Giatrakos et al., 2009) se presentan aquí. Los requerimientos de energía
de la isla son provistos principalmente por generadores diesel existentes,
que proporcionan una capacidad total de 12,000 kWe. Se realizó un
simulación en HOMER de las demandas de potencia de la isla,
considerando los generadores eólicos con capacidad existente de 275 kWe
para calcular el tamaño del generador diesel requerido para alcanzar un
déficit cero de capacidad de producción anual. Esto dio lugar a una
capacidad óptima de 8.000 kWe, lo que demuestra que el actual 12 000
kWe garantiza un margen de capacidad de reserva del 50%.
Un análisis financiero mostró un coeficiente niveladoo de rendimiento (COE)
en 0.231 € /kW h, teniendo en cuenta una tasa de emisiones de CO2 de
30€ /t, y calcula que la cantidad de diesel que se consume al año es
8’922,170 litros. La penetración de la RES alcanzó el 6,6% de la electricidad
consumida anualmente (Tabla 8.4). El total de gases de efecto invernadero
(GHG) fue de 23,958.9 toneladas de CO2.

La cuestión más importante de este esquema de la tecnología propuesta es
la completa independencia de la isla del diesel, a través de un sistema de
energía 100% independiente basada únicamente en los recursos renovables
(indígenas Kaldellis, 2007). En estas circunstancias, Karpathos puede
incluso convertirse en una "comunidad sostenible", como lo define el Libro
Blanco Europeo sobre Energías Renovables. Este escenario contempla la
integración de la producción de hidrógeno y de las instalaciones de
almacenamiento para hacer frente a la naturaleza intermitente de las
energías renovables con re-electrificación basa en hidrógeno. Al mismo
tiempo, los generadores diesel existentes se mantendrán como reserva.
La implementación de un ciclo de almacenamiento de hidrógeno, para
asegurar la cobertura de la demanda cuando disminuye la producción del
RES, es una acción caro ya que la capacidad requerida del sistema RES
debe llegar a 22 MW, tres veces el máximo anual, mientras que el 70% de la
producción de electricidad total anual tiene que ser utilizado para la
producción de hidrógeno (Tabla 8.5).

En detalle, el sistema de energía propuesto incluirá unidades de energía
constituida por 34 aerogeneradores E-33, con una capacidad total de
11,39MW, junto con 10 MWp de generadores fotovoltaicos. El hidrógeno
que produce el sistema debe constar de un electrolizador de 14 MWe
nominal de 250 t de baja presión en el tanque de almacenamiento, y,
finalmente, un generador FC de 8.000 kWe alcalina para suministrar
energía directamente a la red de CA.
Un total de 73,8 GWh de electricidad renovable debe ser producido para la
producción anual de H2; con 3,7 GWh de producción desechado. El sistema
puede ser descrito como sobredimensionado, para una demanda anual de
tan sólo 29,6 GWh. Esto, sin embargo, es causado principalmente por la
ausencia de conversión de alta eficiencia de hidrógeno y el equipo de
almacenamiento.

8.5 Evaluación del impacto ambiental de los sistemas eólico- hidrógeno
8.5.1 Las estimaciones de las emisiones futuras
Las implicaciones futuras en el medio ambiente de una economía de gran
escala eólico-hidrógeno dependerán de la cantidad de hidrógeno que se
utiliza, con qué rapidez aumenta su uso, la cantidad de emisiones de
combustibles fósiles que se pueden ahorrar, y los pasos que tomamos para
controlar las emisiones de hidrógeno.
Ha habido una considerable controversia reciente en la literatura científica
acerca de la cantidad de hidrógeno a escala mundial se liberaría a la
atmósfera en una economía basad en este vector energético (Larsen et al.,
2004). Muchos opinan que las emisiones de hidrógeno sean probablemente
mucho menos importante que las emisiones globales atmosféricas de CO2,
CO y Nox . Las emisiones de estos gases se reducirán tanto como las
tecnologías convencionales sean reemplazados por sus equivalentes de
hidrógeno (Schultz et al., 2003). De particular interés son las emisiones de
CO2 y NOx: El CO2 es importante porque es el mayor contribuyente al cambio
climático; los niveles de NOx impulsan la capacidad oxidante de la atmósfera
(en esencia, la concentración de OH), y por lo regular el tiempo de vida del
metano, gas de efecto invernadero , y controlan la cantidad de ozono
fotoquímico formado en la troposfera.

Las limitaciones de tamaño (hasta 300 kWe generación) y el tipo de energía
del sistema (SAPS) elegido infl uencia con fuerza el impacto que se puede
hacer en el medio ambiente a nivel europeo. Se partió del supuesto, para
este estudio, que el 50% del segmento de mercado más grande, "las aldeas
rurales, los asentamientos y las casas" (Zoulias et al, 2006). Podrían ser
cubiertos por los sistemas de RES, también se suponía que este segmento
tiene diesel generación de energía basada en, y el total (máximo) la
demanda de energía suministrada por el diesel fue de alrededor de 1 TW h
(~ 900 GW h). Esto es menos del 0,0001% de la generación total de
electricidad anual de aplicaciones estacionarias en Europa.
El total de las emisiones anuales de CO2 ahorrados por la introducción de
sistemas de energía de hidrógeno (H autónomas-APS) en estos segmentos
de mercado se estimó entonces en alrededor de 1 millón de toneladas de
CO2. El ahorro potencial de emisiones de CO2, CO, NOx y partículas se
resumen en la Tabla 8.6.

8.5.3 los impactos ambientales potenciales
Los potenciales impactos ambientales de una economía mundial del hidrógeno
son los siguientes (Tsoutsos, 2008):
• Aumento de la liberación de hidrógeno podría reducir la capacidad oxidante de
la atmósfera, y así aumentar la vida útil de los contaminantes atmosféricos y los
gases de efecto invernadero como el CH4, hidroclorofluorocorbonos (HCFC) e
hidrofluorocarbonos (HFC).
• Aumento de la liberación de hidrógeno daría lugar a un aumento de las
concentraciones de vapor de agua en la atmósfera, con posibles consecuencias
para la formación de nubes, las temperaturas estratosféricas y la pérdida de
ozono estratosférico.
• Aumento de la liberación de hidrógeno podría superar la capacidad de
absorción de hidrógeno por microorganismos en el suelo, en la actualidad la
principal forma en la que el hidrógeno se elimina de la atmósfera. El resultado
sería que las concentraciones de hidrógeno en la atmósfera aumentaría más
rápido, y que refuerzan las consecuencias descritas anteriormente.
• Por el contrario, la generación de hidrógeno a partir de fuentes sostenibles
que reduzcan las emisiones de monóxido de carbono y NOx, con la
consiguiente caída en los niveles de ozono troposférico. Esto mejoraría la
calidad del aire en muchas regiones del mundo. Por otra parte, las emisiones
de CO2 se reducirían, lo que se disminuye la tendencia al calentamiento global.

En las FC, por la naturaleza de la falta de un proceso de combustión, deberán
tener unas emisiones extremadamente bajos de NOx , CO y CO2. Las FCs
ofrecerán una clara ventaja, especialmente en las zonas que luchan por cumplir
con estándares atmosféricos.
Si bien todavía hay grandes incertidumbres sobre el aumento del hidrógeno
atmosférico y las consecuencias de un cambio a gran escala hacia una
economía del hidrógeno, el conocimiento actual indica que no hay grandes
riesgos ambientales asociados con este vector energético, y que tiene un gran
potencial para la reducción de la contaminación del aire en todo el mundo,
siempre que se sigan las siguientes reglas:
• El hidrógeno no deben ser producido utilizando la electricidad generada por la
quema de combustibles fósiles. En su lugar, los reformadores de gas natural o
el carbón debe utilizarse en un primer momento, y se sustituye por las fuentes
de energía renovables, como la eólica, tan pronto como sea posible.
.
• Las fugas en la cadena de la energía del hidrógeno deben limitarse al 1%
siempre que sea posible, y la pérdida media mundial no debería superar el 3%.
Las concentraciones atmosféricas de hidrógeno deben ser vigilados
cuidadosamente. Suficiente investigación debe llevarse a cabo para obtener una
mejor comprensión de las fuentes y los sumideros de hidrógeno, y para
proporcionar un sistema de alerta temprana en caso de que algo halla pasado
por alto.Agosto 2012 Dr. Ing. Armando V. Tauro,Ph.D. 121

8.5.4 hidrógeno seguro
El hidrógeno representa un riesgo si no se controla o maneja correctamente.
Sin embargo riesgo se debe considerar con respecto a los combustibles
comunes, tales como gasolina, propano o gas natural. Algunas de las
características específicas físicas de H2 en teoría podría hacerlo más
peligroso en ciertas situaciones (Sherif et al., 2005). Dado que el hidrógeno
tiene la molécula más pequeña, tiene una mayor tendencia a escapar a
través de pequeñas aberturas que otros combustibles líquidos o gaseosos.
Basándose en las propiedades de hidrógeno tales como su densidad,
viscosidad y coeficiente de difusión en el aire, su propensión a filtrarse a
través de agujeros o las articulaciones de las líneas de presión de
combustible de bajo puede ser de sólo 1.26-2.8 veces más rápido que una
fuga de gas natural a través del mismo agujero (y no 3,8 veces más rápido
que con frecuencia se asume basado únicamente en el coeficiente de
difusión). Los experimentos han indicado que la mayoría de las fugas de las
líneas residenciales de gas natural son laminares (Thomas, 1996). Dado
que el gas natural tiene más de tres veces la densidad de energía por unidad
de volumen, una fuga de gas natural resultaría en la liberación de más
energía que una fuga de hidrógeno.

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