Investigadores de la Universidad Metropolitana de Toronto han propuesto combinar los sistemas de pilas de combustible de hidrógeno con la generación fotovoltaica en tejados en aplicaciones para edificios.
Probaron la configuración de un sistema híbrido de este tipo en el laboratorio BeTOP, situado 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 pilas de combustible, inversores y un sistema de control que regula la distribución de energía dentro del sistema. El edificio también alberga bombas de calor aerotérmicas para calefacción y refrigeración, así como un sistema de suelo radiante hidrónico.
“El sistema fotovoltaico genera la energía eléctrica, y la unidad de control supervisa 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 aerotérmica”, explican los científicos. “En caso de excedente de generación de energía, la unidad electrolizadora produce el hidrógeno y, bajo demanda, el hidrógeno almacenado se transfiere a la unidad de pila de combustible que genera electricidad para cubrir el déficit de potencia del sistema».
El hidrógeno generado por la unidad electrolizadora se almacena en un depósito de gas a una temperatura de 20 ºC y luego es utilizado por la pila de combustible en función de la demanda de electricidad del edificio.
El grupo modelizó el sistema híbrido con el programa TRNSYS, que se emplea para simular el comportamiento de sistemas renovables transitorios, y utilizó el método de superficie de respuesta (RSM), que suele emplearse para predecir las relaciones entre varias variables explicativas y una o más variables de respuesta, para simular el rendimiento del sistema propuesto.
El análisis demostró que el electrolizador funciona con menor eficiencia durante el invierno, debido a los bajos niveles de radiación solar, mientras que en verano alcanza la máxima producción, con un estado de carga (SOC) del sistema que aumenta significativamente entre mayo y agosto.
“Los resultados indican que el sistema híbrido en junio y julio tiene su mínima dependencia de la red, con sólo 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 debe ser suministrada por la red”, explican los investigadores.
La simulación también subrayó la necesidad de almacenar la electricidad fotovoltaica mediante electrólisis en el periodo estival, ya que la generación de energía solar supera en 2,5 veces la carga necesaria del edificio.
“Los resultados indican que la energía eléctrica producida por la pila de combustible en el periodo estival corresponde por término medio al 31 % de la producción eléctrica de las células fotovoltaicas”, subrayó el grupo de investigación. “También cabe mencionar que la 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 tanque de almacenamiento de hidrógeno de 3,90 m3. También comprobaron que el sistema híbrido puede alcanzar un costo nivelado de la energía (LCOE) que oscila entre 0,389 $/kWh y 0,537 $/kWh.
El novedoso sistema se describe en el estudio “Net-zero energy management through multi-criteria optimizations of a hybrid solar-hydrogen energy system for a laboratory in Toronto, Canada” (Gestión de energía neta cero mediante optimizaciones multicriterio de un sistema híbrido de energía solar-hidrógeno para un laboratorio en Toronto, Canadá), publicado recientemente en Energy and Buildings.
“Será útil llevar a cabo una investigación comparativa entre el rendimiento tecnoenviroeconómico de este estudio y la alternativa de utilizar sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS)”, señalan los científicos refiriéndose a la futura dirección de su trabajo. “Este análisis también puede extenderse al caso de emplear tanto almacenamiento de hidrógeno como BESS con una optimización económica adecuada para minimizar los costos mencionados”.
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