combustión, el contenido de CO o CO2, etc.
La mezcla no afecta el rendimiento ya que el sistema de control se asegura de que la proporción de combustible y aire sea la adecuada para la combustión. La calidad de los combustibles es variable y el motor se adecua a esta variación.
Existen bastantes pérdidas de energía en el trayecto, si tomamos como ejemplo uno de los proyectos que se presentaron, los electrolizadores tenían una eficiencia eléctrica cercana al 40%. Eso significa que 1 kWh de electricidad (de energía solar o eólica), por ejemplo, se transforma a 0,4 kWh de hidrógeno, y de estos 0,4 kWh, se vuelve a generar un 40% de la electricidad, por lo que se va de 1 kWh a 0.25 kWh – 0,26 kWh.
No, 2G no trabaja con diésel. Se tienen motores que operan con combustibles líquidos, principalmente butano, pero diésel no.
El hidrógeno tiene un poder calorífico muy alto, por lo que en una instalación industrial una fuga es potencialmente peligrosa. Por esta misma razón, se incluyen sensores de detección de hidrógeno en los módulos.
Si bien cada país debería contar con normativas de seguridad específicas, los proyectos al menos debieran incluir sensores de detección de hidrógeno en las áreas donde se manipule o almacene, y un sistema de ventilación adecuado.
Los motores están diseñados para operar aproximadamente 8.300 horas por año, (95% de disponibilidad). Algunos de ellos tienen más de 5 años.
Tenemos una mezcla de 30% o incluso 40% de hidrógeno más otro combustible, por ejemplo, butano.
Hay normas de seguridad especialmente sobre la tubería que se coloca en el sistema CHP, y eso es para el motor. También hay requisitos específicos por si el hidrógeno se detona por accidente, pero tenemos requisitos especiales con normas y estándares que deben tenerse en cuenta.
Si hablamos de la pared de las tuberías de gas, la instalación del sistema de inyección de gas, y por supuesto todo el contenedor o habitación en donde se encuentra el sistema CHP o el motor a gas, necesita dispositivos de seguridad adicionales para monitoreo de tubería, y también tenemos protocolos adicionales de prueba de presión de presurización para asegurarnos antes de cada inicio del sistema de que no haya variaciones de presión, o caídas de presión en la tubería de gas de suministro de hidrógeno, esto es para asegurar que no tengamos fugas o que existe la posibilidad en donde el oxígeno pueda entrar al sistema de interconexión de gas, no tanto por la posible salida de hidrógeno, sino que para evitar la entrada de oxígeno que pueda provocar una ignición indeseada.
Hasta ahora solo existe la norma DIM a la que podemos referirnos, pero hasta donde sabemos, también hay al menos una norma europea en la que se ha estado trabajando en algunos países en los que estamos trabajando.
El costo del retrofit a una mezcla con hidrógeno ronda un 15% del costo del módulo, donde el módulo es el “corazón de la cogeneración”, pero es sólo una parte del paquete de cogeneración.
La NFPA 2 fue diseñada y desarrollada para abordar la economía del hidrógeno. También especifica qué tan cerca se puede estar de los sistemas de almacenamiento de hidrógeno de diferentes tipos, por ejemplo, un tanque de hidrógeno líquido debe estar a 75 pies de distancia de cualquier puerta abierta, sistema de ventilación, etc. Respecto a las áreas residenciales, los criterios son similares a los requeridos para la gasolina o el propano que se almacena y dispensa en las estaciones de servicio.
El hidrógeno en estado gaseoso es muy similar a cuando se entrega gasolina y otros combustibles en estaciones convencionales, por lo tanto, se debe cuidar cumplir con las normas y estándares presentes en el país, y que se entregue el H2 en las condiciones que requiera cada uno de los consumidores finales (sobre todo pureza y presión).
Sí se puede, de hecho, se está trabajando en un sistema de demostración que tendrá containers de 20 y 40 pies, un electrolizador, un sistema de compresión, almacenamiento de alta presión y un dispensador. Se espera que este sistema produzca entre 20 y 30 kilogramos de hidrógeno al día, el cual será fácilmente transportable. El objetivo de este proyecto es entregar el container, conectar la energía y el agua, de manera que este sea un sistema autónomo de almacenamiento, compresión, producción y distribución de hidrógeno.
Es difícil precisar un costo asociado por kilogramo de hidrógeno porque hay diferentes formas de compresión y almacenamiento. El costo asociado con la molécula de hidrógeno depende de la presión a la que se somete.
El principal beneficio es la cantidad de hidrógeno que puede transportarse; la forma líquida es la más económica de suministrar hidrógeno porque se puede transportar muchas veces. El hidrógeno comprimido es la siguiente forma más económica y el hidrógeno a baja presión es el más caro porque solo se pueden transportar 200 kilogramos en un mismo contenedor, versus 900 kilogramos de hidrógeno de alta presión que pueden ser transportados en el mismo medio. Por otro lado, un remolque con hidrógeno líquido puede transportar hasta 4.000 a 5.000 kilogramos de hidrógeno.
Para manejo de materiales el hidrógeno en el dispensador se comprime y almacena a 400 bar para asegurar que siempre se mantienen al menos 350 bar. La industria automotriz necesita ampliar el alcance de los vehículos de hidrógeno porque actualmente necesitan 700 bar, pero la diferencia de costo entre los sistemas de 350 bar y 700 bar es muy amplia.
Los dos grandes factores para considerar cuando el hidrógeno es transportado es el lugar de producción y el lugar de consumo, ya que el transporte es el mayor componente de costo. También hay que tener en cuenta si se va a consumir hidrógeno a diario y cuánto; si se usa a diario una pequeña cantidad de hidrógeno, es factible transportar una gran cantidad de hidrógeno, comprimirla y almacenarla, pero si el uso a diario es mayor y el hidrógeno líquido no se encuentra disponible, entonces la producción con electrolizadores y energía renovable es probablemente la forma más económica de apoyar esta operación.
La energía producida al utilizar hidrógeno es muy limpia si se produce utilizando energías renovables, por ejemplo, si se utiliza un electrolizador con energía solar y este no tiene que ser transportado, el hidrógeno es completamente verde y carbono neutral. Si el hidrógeno se produce con energía de la red eléctrica, este tendrá un componente de carbono. Para más información sobre este tema, se puede consultar el siguiente estudio: Identificación de aspectos ambientales, sectoriales y territoriales para el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde en toda su cadena de valor.
El camión funciona con una solución híbrida.
No se necesita sistema de purificación de agua, porque no se necesita agua para las celdas de combustible, de hecho, generan agua o vapor de agua. Tampoco necesitan entrada o purificación de aire, porque para mantener la temperatura de la celda de combustible para que siga funcionando correctamente, se usa una combinación de intercambiador de calor y flujo de aire que mantiene la celda de combustible en un rango nominal de temperatura.
Muchas empresas que son distribuidores minoristas en la industria alimentaria no operan en vehículos de combustión interna, por los humos que se liberan. Las empresas que operan en centros de distribución como Walmart o Amazon que funcionan 24/7 usaban baterías industriales de plomo-ácido, las cuales tienen una capacidad de energía eléctrica de 6 a 7 horas, lo que significa tener que sacar la batería y reemplazarla con una nueva para que el operador pueda continuar su trabajo, el cambio demora de 15 a 20 minutos, por lo que, si cambia tres baterías al día, se pierde entre 45 minutos y 1 hora de producción, considerando que trabajan con 200 a 300 equipos, perder 1 hora de producción de 300 equipos por 365 días es una pérdida enorme. Con una celda de combustible en un tanque puede funcionar de 6 a 12 horas dependiendo de la operación, pero sólo toma 2 a 3 minutos su recarga. Otro de sus beneficios es que no se necesita una sala de baterías, estas consumen mucha energía y tienen un equipo costoso para el cambio de baterías, con cuatros dispensadores se pueden suministrar 300 piezas de equipo y cada dispensador solo usa 20 pies cuadrados de espacio.
Todo depende de qué sistema de producción se va a usar, por ejemplo, ahora mismo el costo de 1 kg de hidrógeno líquido en Estados Unidos es entre 5 y 8 dólares, el hidrógeno gaseoso a alta presión tiene un costo de entre 8 a 11 dólares por kilo y el hidrógeno a baja presión tiene un costo de 15 a 20 dólares por kilo. El costo depende principalmente del transporte desde el lugar de producción del hidrógeno y dónde se va a consumir. Si el hidrógeno se produce con electrolizadores que dependen del costo de la energía se debe tomar en cuenta el precio total del capital, además de los servicios públicos que se puedan tener y quizás el costo por 1 kg de hidrógeno sea de 5 a 7 dólares.
El costo del hidrógeno como combustible es más caro que el gas natural licuado, no hay dudas al respecto, pero ese costo va a bajar y predecimos que va a ser costo neutral en 2023 o 2024. Debido a que se está invirtiendo tanta capacidad en Plug Power, planeamos invertir en energía renovable en Estados Unidos para el 2024. Actualmente se tiene la capacidad de producir alrededor de 6 toneladas de hidrógeno líquido al día, nuestros objetivos declarados y públicos es tener la capacidad de producir de 42 a 50 toneladas diarias de hidrógeno para 2024, de modo que el costo del hidrógeno baje en comparación al gas natural licuado.
El agua que entra al electrolizador debe tener cierto grado de pureza, por lo que el uso directo de agua de mar o agua de grifo no es posible, y el agua filtrada no es conductora de electrolitos. Para utilizar ese tipo de agua (de mar o de grifo), se debe pasar por otros procesos de purificación: 1) sacar el calcio, 2) limpiar otras impurezas duras que puedan envejecer las maquinarias, y 3) eliminar impurezas gaseosas.
Nuestro sistema se diseñó para una larga vida útil que supera las 80.000 horas de funcionamiento. Para este óptimo funcionamiento se requiere de un sistema de monitoreo continuo, siendo necesario tener el medidor de moléculas, para ver a tiempo real qué está ocurriendo.
Para el Silyzer 300 (PEM), la eficiencia del sistema (stack, BoP, PCS y sistemas auxiliares) es ~75% a carga nominal, aumentando hasta cierto punto en carga parcial, sin embargo, disminuye nuevamente a carga parcial muy baja. Si bien se pueden alcanzar distintas eficiencias, un valor referencial podría ser de un 70% al 90% de eficiencia, pero recomiendan el 70% para que el equipo funcione de forma óptima.
El amoniaco tiene un rol importante, por lo que las empresas no producen solo hidrógeno o solo amoniaco, pero al usar amoniaco, se debe buscar cómo maximizar la eficiencia, el amoniaco es más “fácil” de transportar que el hidrógeno.
El proceso libera oxígeno, el cual se puede ventear y no trae mayores problemas, por otra parte, la purificación del agua se lleva a cabo sin químicos, por lo que después puede ser destinada a cualquier otro uso que se estime conveniente.
Esta máquina requiere mantenciones mínimas, que no son dañinas ni al medio ambiente ni a la salud, y son más simples y seguras de realizar (a través del tubo de agua).
Es un condensador con resistencias. Los modelos se pueden encontrar en la literatura.
Principalmente a los filtros del sistema de agua, pero es relativamente simple, y también se puede hacer en Latinoamérica. También, se deben revisar los sensores de gases para calibrarlos, y se hace con compañías de servicios internacionales. Por otro lado, las bombas pueden ser reemplazadas, pero el monitor indica si la bomba está por fallar, o tiene filtraciones, y en base al uso que se le da. Se puede hacer un contrato para cubrir todas las necesidades de mantención.
Para el electrolizador PEM de Siemens, depende del nivel de temperatura del disipador de calor. En general, todo es calor de baja temperatura. Si se necesitan niveles de temperatura más altos, se puede añadir una bomba de calor al sistema.
En el caso del electrolizador Silyzer 200, efectivamente es posible recuperar el oxígeno a presión de 35 bar (g). En el caso del electrolizador Silyzer 300, se puede recuperar el oxígeno a presión atmosférica. Sin embargo, se debe mencionar que la compresión del O2 no es tan difícil como la del H2, ya que tiene un peso molecular significativamente más alto.
Dado que este tipo de tecnología se basa en la membrana de intercambio de protones, ésta se gasta según el tiempo de uso y no según la potencia o la energía aplicada. Por lo tanto, lo ideal es que sea utilizada a plena potencia del electrolizador.
Ese nivel de producción se podría lograr tanto con tecnología PEM como alcalina, no obstante, para un funcionamiento altamente dinámico, con frecuentes arranques, paradas y un tiempo de espera más largo, el electrolizador PEM es más adecuado. En el caso de Siemens, el portafolio comienza en producciones mayores a 20 kg H2/h.
En general, sí, aunque se recomienda un estudio de la red, para verificar su estabilidad y el impacto en los consumes eléctricos cercanos.
Efectivamente, dependiendo de la empresa y de sus estrategias comerciales, algunos proveedores cuentan con una red de servicios muy grande y competente y personal específicamente entrenado para proveer el servicio localmente basado en el contrato de servicio que se firme.
La densidad de energía volumétrica del hidrógeno es menor que la del gas natural, por lo que la forma principal de resolver este problema es hacer fluir más hidrógeno para obtener la misma densidad de energía. En una turbina de gas existente no se puede aumentar la presión del sistema dramáticamente porque ya ha sido configurada para operar a una presión específica, en ese caso para obtener la misma energía hay que agregar más combustible.
Cada vez que a una turbina de gas existente se le desea agregar hidrógeno hay un costo adicional porque hay que hacerle modificaciones al sistema de accesorios que maneja el hidrógeno, además puede que se tenga o no que cambiar el sistema de combustión. Debido a esto, no hay una respuesta simple porque también depende de la cantidad de hidrógeno, si es una cantidad muy baja los cambios pueden ser mínimos, pero si se desea pasar de una turbina que utiliza gas a natural para que funcione con 100% de hidrógeno es probable que se tenga que cambiar el sistema de combustión y el costo aumenta, pero este aumento no será tanto como el costo asociado a cambiar la turbina por completo.
Los costos se dividen en dos, costo capital versus costo operativo, el costo capital no varía de manera importante, pero el cambio operacional es muy diferente y fundamental por el precio del hidrógeno. El precio al contado del gas natural en Estados Unidos es aproximadamente 2 dólares por millón de BTU, el precio del gas natural licuado puede oscilar entre 4 y 6 dólares por millón de BTU, mientras que el precio del hidrógeno producido con gas natural o carbón depende de qué tan lejos es transportado, puede ser entre 5 y 10 dólares por millón de BTU, pero si el hidrógeno proviene de una fuente donde no hay carbono o el carbono ha sido capturado el precio entra en un rango de 10 a 20 dólares; por otro lado, si el hidrógeno es producido a partir de electrólisis utilizando energía renovable el precio, siendo optimista, podría ser de 50 a 100 dólares por millón de BTU.
Existen diferencias en el valor calorífico entre los dos combustibles, sabemos cuáles son esas diferencias y podemos compensarlas con un flujo másico adicional, sabemos cómo configurar los sistemas de control y los sistemas accesorios para manejar eso, es un problema con una solución conocida.
Sí porque el H2 permite aumentar la seguridad energética y cumplir a cabalidad con las funciones esenciales de la central de respaldo considerando que se podrá contar con el combustible de disposición inmediata ante cualquier eventualidad del sistema eléctrico.
El funcionamiento de una turbina de gas de hidrógeno no es muy diferente al funcionamiento de una de gas natural, por lo que los tiempos de ramp-up no varían de manera significativa entre las dos tecnologías.
Un dato interesante en las turbinas de gas modernas muy grandes es que los gases de combustión tienen una temperatura a la salida de la cámara de combustión más alta que la temperatura de fusión de los metales, por lo que hoy en día lo que se hace es enfriar activamente la primera y segunda etapa del equipo rotatorio, los cuales además tienen un revestimiento cerámico y otro revestimiento que básicamente puede absorber el calor para que no llegue a la base de metal. Para el caso del hidrógeno en estas turbinas, este aumentará aún más el calor, lo que significa que se a tener que aumentar el flujo de refrigeración o poner un revestimiento un poco más grueso al que se usa actualmente.
Absolutamente, se debe considerar inicio y apagado separados de la carga base. Cuando una turbina de gas se enciende pasa por diferentes regímenes, estos suelen ser muy transitorios. Cuando se habla de medir los NOx, si tiene un término de gas, en especial uno que realmente está funcionando todo el tiempo, hay que centrarse en la carga base de NOx, con lo que hay que ser cuidadosos es con ser restrictivos de manera que se limite el funcionamiento de la turbina de gas, hay que ser conscientes con las emisiones NOx y limitarlas tanto como se pueda con la regulación adecuada.
La ignición varía, por lo que hay diferentes formas de encender cosas, algunas turbinas de gas encenderán cada cámara de combustión, otras turbinas encenderán una cámara de gas y permitirá que absorban el calor y utilizarlo para encender otra cámara. Algunas personas en la industria utilizan bujías, otras usan una especie de pequeñas antorchas llamadas flama piloto. Hay muchas formas de hacerlo y muchas tecnologías disponibles en la actualidad que podrían aplicarse.
El uso de inyección de agua o algún otro líquido como vapor de agua, o incluso nitrógeno, se usa en la industria con bastante regularidad para el control de NOx, pero hay que tener en cuenta que esto se usa normalmente en los quemadores de llama de difusión. Si una cámara de combustión estándar o una cámara silenciosa de múltiples boquillas se deja funcionar sin diluyente emitiría NOx en niveles de 100 a 400 ppm, porque son sistemas de combustión con llama de difusión que arden a alta temperatura. Si inyecta agua, vapor o nitrógeno, los NOx se pueden reducir entre 42 y 25 partes por millón, pero tiene una desventaja porque hay que obtener el agua o vapor de algún lugar; en el caso de un ciclo combinado si se coloca un intercambiador de calor en el tubo de escape para extraer el calor sobrante, este se puede utilizar para calentar agua, pero se pierde algo de eficiencia porque se saca energía de la producida para producir vapor.
Primero hablemos del transporte del hidrógeno hacia un usuario final, depende de qué tan lejos se haga, se puede transportar de múltiples formas, como gas comprimido o líquido criogénico a -253°C. Adicionalmente, se está trabajando para transportarlo como molécula orgánica como el amoníaco o en alguna otra molécula orgánica que sea un líquido estable a temperatura ambiente, como el metanol.
Entonces, dependiendo de cómo se obtenga el hidrógeno es cómo se almacena, si se tiene hidrógeno gaseoso a alta presión, se necesitarán tanques de almacenamiento o una red de gas en donde se pueda almacenar en las tuberías, lo cual también serviría para distribuir el combustible; si se obtiene el hidrógeno en estado líquido, este finalmente se va a tener que gasificar, por lo cual se termina almacenando de la misma forma que se explicó anteriormente; si se obtiene a través de uno de sus carriers, como amoníaco por ejemplo, se necesitarán tanques de almacenamiento de amoníaco. Por otro lado, cuando se habla de almacenamiento de hidrógeno por largos periodos de tiempo, una solución que se ha usado mucho en Europa y EE.UU. para el caso del gas es el almacenamiento en grandes cavernas subterráneas.
No puedo especular sobre la economía si tiene sentido tomar una planta de carbón y reemplazarla con una planta de gas natural porque la normativa y los escenarios económicos en cada uno de estos países varía de diferentes maneras. Sin embargo, desde una perspectiva técnica este cambio sí se puede hacer.
Lo más probable es que el referente sea 350 bar para el 95% de este tipo de aplicaciones, por dos razones: la primera es, indudablemente, el gasto del sistema dentro del vehículo, y la segunda razón, y probablemente la más importante, tiene que ver con el costo de la infraestructura del sistema de recarga. Es extremadamente desafiante manejar grandes cantidades de hidrógeno gaseoso a 700 bar, y más aún presiones mayores o bien H2 líquido.
No se tiene un electrolizador a bordo, por lo que no se produce hidrógeno. El contenedor cisterna se usa para obtener gas desde cualquier lugar en donde se produzca hidrógeno, por lo que puede ser directamente desde el electrolizador, pero también puede ser hidrógeno gris, marrón, azul o cualquier color que tengamos en el momento.
En cuanto al tiempo de reacción, si suponemos que el motor ya está con las vueltas nominales a velocidad de generación, podemos tomar la carga en aproximadamente tres saltos de carga de unos 5 segundos cada uno, de ahí que podemos pasar de cero a cien en quince segundos.
Si pensamos en un contenedor de 40 pies, tiene un volumen total de 56 metros cúbicos aproximadamente, por lo tanto, caben 56.000 litros de Diesel; si tengo una alternativa con botellas de acero con hidrógeno a 250 bar, puedo disponer en torno a 800 kilogramos de hidrógeno en un contenedor de 40 pies; sin embargo, el peso de un contenedor lleno de botellas de acero hidrógeno es en torno a 54 toneladas. Entonces, en las aplicaciones marinas que se podría usar hidrógeno serían aquellas en las cuales nos e necesitara un volumen de almacenamiento de combustible excesivamente grande. Para aplicaciones que requieren mayor autonomía, probablemente soluciones como el metanol o el amoniaco puedan cumplir mucho mejor.
En cuanto a la diferencia entre carga parcial y plena carga, existen diferentes procesos de envejecimiento para cada caso, pero es necesario considerar que varían dependiendo de la calidad del agua, la temperatura y muchos otros parámetros.