Investigadores de la Universidad de Durham (Reino Unido) han desarrollado un sistema híbrido de cogeneración que combina colectores fotovoltaicos-térmicos (PVT) con un motor Stirling (SE) y almacenamiento en baterías. El sistema está diseñado para satisfacer la demanda de electricidad y agua caliente sanitaria (ACS).
“Las ventajas de un sistema híbrido de este tipo son que puede reducir en gran medida el consumo de energía primaria y la factura energética de los hogares de forma directa”, declaró el investigador Shunmin Zhou a pv magazine. “También reduce las emisiones de carbono en comparación con una caldera de gas y un sistema de referencia de electricidad basado en la red”.
Un motor Stirling es un motor térmico regenerativo de ciclo cerrado con un fluido de trabajo gaseoso permanente, como gas o aire. Genera movimiento mecánico a partir de la compresión y expansión del fluido impulsadas por el calor, utilizando un fluido caloportador para satisfacer la demanda.
“En este trabajo se analiza la unidad comercial Baxi Ecogen”, explican los investigadores. “Se trata de una unidad de microcogeneración de pistón libre basada en SE capaz de generar hasta 1 kW de electricidad en corriente alterna y 7,7 kW de calor simultáneamente”.
El sistema híbrido consta de 28 m2 de colectores PVT, el motor Stirling, un depósito de almacenamiento de ACS y un paquete de baterías de plomo-carbono. Utiliza una bomba primaria para suministrar agua fría al sistema PVT y una bomba secundaria para suministrar agua fría al motor Stirling.
“El agua caliente descargada de la unidad SE se mezcla con el agua caliente obtenida de la salida del colector PV-T y se almacena en un depósito de ACS”, explica el grupo. “Posteriormente, el agua caliente almacenada a una temperatura de 60 C se suministra fácilmente a las viviendas, para satisfacer la demanda de calefacción y ACS”.
El sistema también genera electricidad en corriente alterna a través del alternador de la unidad SE y en corriente continua a través de los colectores PVT. Ambas se utilizan para satisfacer la demanda eléctrica de la vivienda mediante un inversor, y el exceso de energía se almacena en la batería. La electricidad de la red puede utilizarse cuando ambas fuentes de energía no cubren la demanda y la energía sobrante puede inyectarse en la red cuando la batería está totalmente cargada.
Los científicos probaron la configuración del sistema propuesto en tres tipos de edificios residenciales: casas unifamiliares, casas adosadas y casas adosadas intermedias. Comprobaron que la configuración DH logra la mayor reducción global de emisiones de CO2 en comparación con las configuraciones SDH y MTH, lo que depende del mayor tamaño del sistema FV-T empleado para la arquitectura DH.
“Sin embargo, en cuanto a las tasas de reducción de emisiones de CO2 conseguidas, no hay grandes diferencias en los distintos tipos de casas, todas dentro del rango del 30 % al 45 %”, afirman los investigadores. “Esto implica que la tasa de reducción de emisiones de carbono del sistema híbrido de cogeneración propuesto no es sensible al tipo de casa, hasta cierto punto”.
También se descubrió que la tipología de DH presentaba la mayor eficiencia exergética.
“Los edificios de este tipo presentan el menor coste nivelado de la electricidad (LCOE), con 0,622 libras (0,78 dólares)/kWh, el menor coste nivelado del calor (LCOEth), con 0,147 libras/kWh, y el menor coste nivelado de la energía total (LCOEeq,el), con 0,205 libras/kWh”, explican los investigadores, que señalan que las variaciones observadas en estos valores deben atribuirse a las diferentes eficiencias exergéticas alcanzadas por los tres tipos de vivienda.
“Sin embargo, los costes de capital iniciales de un sistema de este tipo son elevados, sobre todo los derivados de la unidad SE y el conjunto de colectores fotovoltaicos-térmicos (PVT), lo que actúa como barrera para una penetración generalizada en la actualidad”, añadió Zhou. Si se consigue reducir aún más la inversión inicial, especialmente la de los colectores PVT y la unidad SE, se reducirá significativamente el tiempo de amortización y se atraerá la implantación generalizada de esta tecnología”.
Los detalles del sistema están disponibles en “Techno-economic and environmental analyses of a solar-assisted Stirling engine cogeneration system for different dwelling types in the United Kingdom“, publicado recientemente en Energy Conversion and Management.
Otro grupo de investigación de la Universidad de Durham propuso recientemente un nuevo diseño para bombas de calor termoeléctricas (TeHP) que, según se informa, aprovecha todas las ventajas que ofrece la tecnología de las bombas de calor, especialmente cuando se aplica en edificios residenciales.
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