Científicos de Canadá han propuesto combinar la generación de energía fotovoltaica en tejados con un electrolizador alcalino y una pila de combustible para generar hidrógeno en edificios. El nuevo sistema está destinado a permitir el almacenamiento de energía estacional y reducir el costo nivelado de energía de un hogar.
Investigadores de la Universidad Metropolitana de Toronto han propuesto combinar sistemas de pilas de combustible de hidrógeno con generación fotovoltaica en tejados en aplicaciones de construcción.
Probaron la configuración de dicho sistema híbrido en el laboratorio BeTOP, ubicado en el campus de la universidad en Toronto, para obtener información sobre la posible aplicación del hidrógeno como estrategia de almacenamiento estacional en edificios.
El sistema propuesto incluye paneles fotovoltaicos, un electrolizador alcalino, un compresor, una unidad de almacenamiento de hidrógeno gaseoso, un sistema de pila de combustible, inversores y un sistema de control que regula la distribución de energía dentro del sistema. El edificio también alberga bombas de calor de aire para calefacción y refrigeración, así como un sistema de suelo radiante hidrónico.
"El sistema fotovoltaico genera energía eléctrica y la unidad de control analiza si la energía producida puede cubrir la carga del edificio, incluida la demanda de calefacción y refrigeración proporcionada por el sistema de bomba de calor aerotérmico", explicaron los científicos. "En caso de generación excedente de energía, la unidad electrolizador produce hidrógeno y, cuando se solicita, el hidrógeno almacenado se transfiere a la unidad de pila de combustible que genera electricidad para cubrir el déficit de energía del sistema".
El hidrógeno generado por la unidad de electrólisis se almacena en un tanque de almacenamiento de gas a una temperatura de 20 C y luego lo utiliza la pila de combustible en función de la demanda de electricidad del edificio.
El grupo modeló el sistema híbrido con el software TRNSYS, que se utiliza para simular el comportamiento de sistemas renovables transitorios, y utilizó el método de superficie de respuesta (RSM), que se usa comúnmente para predecir las relaciones entre varias variables explicativas y una o más variables de respuesta. , para simular el desempeño del sistema propuesto.
El análisis mostró que el electrolizador opera con menor eficiencia durante el invierno, debido a los bajos niveles de radiación solar, mientras que en verano alcanza la máxima producción, incrementándose significativamente el estado de carga (SOC) del sistema entre mayo y agosto.
“Los resultados indican que el sistema híbrido en junio y julio tiene su dependencia mínima de la red con solo 33.2 kWh y 41.3 kWh de uso de electricidad de la red, respectivamente, mientras que en diciembre, más del 88% de la carga requerida debería ser suministrada por la red. ”, explicaron los investigadores.
La simulación también destacó la necesidad de almacenar electricidad fotovoltaica mediante electrólisis en el período estival, ya que la generación de energía solar supera 2.5 veces la carga requerida del edificio.
“Los resultados indican que la energía eléctrica producida por las pilas de combustible en el período estival corresponde en promedio al 31 % de la electricidad producida por las células fotovoltaicas”, destacó el grupo de investigación. "También es digno de mención que una mayor cantidad de producción de energía por pila de combustible en enero en comparación con la del sistema fotovoltaico es atribuible al nivel inicial del tanque de almacenamiento de hidrógeno al comienzo de las simulaciones".
Los académicos también descubrieron que la configuración ideal del sistema para el edificio seleccionado requeriría 39.8 m2 de paneles solares integrados con un 3.90 m3 tanque de almacenamiento de hidrógeno. También determinaron que el sistema híbrido puede lograr un costo nivelado de energía (LCOE) que oscila entre $0.389/kWh y $0.537/kWh.
El novedoso sistema se describió en el estudio “Gestión de energía neta cero a través de optimizaciones multicriterio de un sistema híbrido de energía solar-hidrógeno para un laboratorio en Toronto, Canadá”, que se publicó recientemente en Energía y Edificación.
"Será útil realizar una investigación comparativa entre los resultados tecnoambientales y económicos de este estudio y la alternativa de utilizar sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS)", dijeron los científicos refiriéndose a la dirección futura de su trabajo. "Este análisis también se puede ampliar al caso de emplear tanto el almacenamiento de hidrógeno como BESS con la optimización económica adecuada para minimizar los costos antes mencionados".
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Fuente de pv magazine
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