TFM-Caballero Manuel-Tres Métodos de Producción de H2
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TRES MÉTODOS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO Autor : Manuel Caballero Navarro Director de proyecto: Julio Montes Ponce de León
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Hidrógeno - Métodos de producción
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TRES MÉTODOS DE PRODUCCIÓN
DE HIDRÓGENO
Autor :
Manuel Caballero Navarro
Director de proyecto:
Julio Montes Ponce de León
Índice de Contenido
Capítulo 1. Introducción ...................................................................................................... 1
1.1. Motivación y objetivos. ........................................................................................ 1
1.2. Marco histórico. .................................................................................................... 2
1.3. Marco actual. ........................................................................................................ 3
1.4. Hidrógeno, vector energético. ............................................................................. 7
Capítulo 2. Procesos de producción del hidrógeno. ................................................... 9
2.1. Propiedades del hidrógeno. ............................................................................... 10
2.2. Electrólisis del agua. ........................................................................................... 13
2.2.1. Introducción. ................................................................................................ 13
2.2.2. Termodinámica. ........................................................................................... 14
2.2.3. Tipos de electrolizadores. ............................................................................ 15
2.3. Reformado con vapor de Gas Natural. .............................................................. 22
2.3.1. Introducción. ................................................................................................ 22
2.3.2. Termodinámica ............................................................................................ 25
2.4 Gasificación por Plasma....................................................................................... 28
2.4.1. Introducción ................................................................................................. 28
2.4.2. ¿Qué es el plasma? ........................................................................................ 28
2.4.3. Tipo de residuos............................................................................................ 29
2.4.4. Descripción del proceso ............................................................................... 30
2.4.5. Obtención de Hidrógeno a partir del gas de síntesis. .................................. 36
Capítulo 3. Estudio técnico del proceso productivo del hidrógeno. .................. 38
3.1 Generación mediante electrolisis del agua y energía eólica. ............................. 38
3.1.1. Estado del parque eólico. ........................................................................... 38
3.1.2. Análisis de producción del parque. ........................................................... 41
3.1.3. Localización de la planta electrolizadora. ................................................. 44
3.1.4. Esquema de la instalación. ......................................................................... 45
3.1.5. Selección Electrolizador ............................................................................. 46
3.1.5. Producción de Hidrógeno. .......................................................................... 50
3.1.6 Compresores. ............................................................................................... 51
3.1.7 Almacenamiento. ......................................................................................... 52
3.1.8 Balances. ....................................................................................................... 54
3.1.9. Suministros. ................................................................................................. 58
3.2. Generación mediante reformado con vapor de agua. ...................................... 60
3.2.1. Esquema de funcionamiento. ....................................................................... 60
3.2.2. Balance energético. ...................................................................................... 62
3.3. Generación mediante gasificación de plasma. .................................................. 64
3.3.2. Localización de la planta. ........................................................................... 65
3.3.3. Estudio de la planta..................................................................................... 67
3.3.4. Equipos. ....................................................................................................... 69
3.3.5. Producción de hidrógeno. .......................................................................... 71
3.3.6. Recuperación de calor en Ciclo Rankine. .................................................. 74
Capítulo 4. Estudio Económico. ....................................................................................... 79
4.1.Indicadores Económicos. ..................................................................................... 79
4.1.1. Liquidez. ...................................................................................................... 80
4.1.2. Rentabilidad. ............................................................................................... 81
4.2. Análisis inversión en Parque Eólico. .................................................................. 83
4.2.1. Costes de inversión y producción. ............................................................. 83
4.2.2. Viabilidad económica del proyecto. .......................................................... 85
4.3. Análisis inversión en planta de electrólisis de agua. ......................................... 88
4.3.1. Costes de inversión y producción. ............................................................. 88
4.3.2. Viabilidad económica del proyecto. .......................................................... 90
4.4. Análisis inversión en planta de gasificación de plasma. ................................... 92
4.3.1. Costes de inversión y producción. ............................................................. 92
4.4.2. Viabilidad económica del proyecto. .......................................................... 93
4.5. Análisis económico reformado de gas natural con vapor de agua. .................. 96
4.5.1. Análisis termoeconómico. ............................................................................ 96
4.5.2. Resumen de costes y resultados. .................................................................. 99
Capítulo 5. Conclusiones. ................................................................................................ 101
Capítulo 6. Bibliografía. ................................................................................................... 104
Índice de Figuras.
Figura 1.Evolución temperatura y concentración de CO2. .............................................. 4
Figura 2. Distribución de consumo mundial de fuentes primarias de energía y
producción de electricidad. ........................................................................................................... 6
Figura 3.Diferentes métodos de producción de hidrógeno. ............................................ 8
Figura 4 .Distribución mundial de fábricas de hidrógeno. ............................................... 9
Figura 5.Propiedades del hidrógeno. ............................................................................. 11
Figura 6. Celda electrolítica. ........................................................................................... 13
Figura 7. Balance energía electrólisis. ............................................................................ 15
Figura 8. Configuración unipolar de un electrolizador alcalino...................................... 16
Figura 9. Configuración bipolar de un electrolizador alcalino. ....................................... 16
Figura 10. Esquema de un electrolizador alcalino. ......................................................... 17
Figura 11. Esquema de un electrolizador tipo PEM. ...................................................... 19
Figura 12. Esquema de un electrolizador tipo SOEC. ..................................................... 20
Figura 13. Demanda energía eléctrica en función de la temperatura. .......................... 21
Figura 14. Diagrama simplificado del proceso convencional de reformado de metano
con vapor. .................................................................................................................................... 23
Figura 15. Influencia de la temperatura de reacción sobre los valores de para
distintos hidrocarburos. .............................................................................................................. 26
Figura 16. Influencia de la relación vapor de en la formación de depósitos
carbonosos en un reactor convencional (línea de puntos) y en un reactor de membrana (línea
continua); T = 500 °C (Pedernera y cols., 2007). ......................................................................... 27
Figura 17. Estructura atómica gas y plasma. .................................................................. 29
Figura 18. Etapas proceso gasificación por plasma. ...................................................... 30
Figura 19. Ejemplo vasija de una planta de gasificación por plasma. ............................ 32
Figura 20. Evolución atómica con la temperatura. ........................................................ 33
Figura 21. Plano de situación del parque eólico Cerro Durán. ....................................... 39
Figura 22. Curva de potencia modelos G80/87/90. ....................................................... 40
Figura 23. Velocidades de viento media mensual. ......................................................... 41
Figura 24. Producción MWh eólica mensual. ................................................................. 42
Figura 25. Situación de turbinas y ubicación de la instalación de electrolisis. ............... 44
Figura 26. Esquema planta electrolizadora. ................................................................... 45
Figura 27. Esquema instalación transformador 30 kV/380 V. ........................................ 46
Figura 28. Gráfico aumento densidad hidrógeno al aumentar la presión. .................... 51
Figura 29. Recorrido de agua para la instalación. .......................................................... 59
Figura 30. Esquema de reformador de GN. .................................................................... 60
Figura 31. Balance energético reformado gas natural. .................................................. 63
Figura 32. Situación incineradoras en España. ............................................................... 65
Figura 33. Localización Planta Gasificadora de plasma. ................................................. 66
Figura 34. Localización planta gasificación. .................................................................... 67
Figura 35. Esquema proceso de gasificación. ................................................................. 68
Figura 36. Esquema separación hidrógeno de gas de síntesis. ...................................... 71
Figura 37. Balance energético gasificación. ................................................................... 73
Figura 38. Coste unitario vs interés bancario. ................................................................ 84
Figura 39. Coste de producción H2 por reformado. ..................................................... 100
Índice de Tablas.
Tabla 1. Densidades de energía de varios combustibles. ............................................... 12
Tabla 2. Composición media del gas natural. ................................................................. 22
Tabla 3. Composición en volumen del gas de síntesis. .................................................. 36
Tabla 4. Producción mensual de energía eólica. ............................................................ 43
Tabla 5. Características equipos electrolizadores .......................................................... 49
Tabla 6, Características compresor. ............................................................................... 52
Tabla 7. Características tanque almacenamiento. ......................................................... 54
Tabla 8. Balance de masa en el electrolizador. .............................................................. 55
Tabla 9. Balance energía electrolizador. ........................................................................ 56
Tabla 10. Balance energético sistema electrólisis. ......................................................... 57
Tabla 11. Características equipo osmosis inversa. ......................................................... 59
Tabla 12. Composición volumétrico y másica y poder calorífico inferior del GN. ......... 61
Tabla 13. Modelos de reactores de gasificación. ........................................................... 69
Tabla 14. Características Antorcha de Plasma. .............................................................. 70
Tabla 15. Presupuesto parque Eólico. ............................................................................ 83
Tabla 16. Resumen costes de explotación Parque Eólico. ............................................. 83
Tabla 17. Calculo coste unitario €/kWh. ........................................................................ 85
Tabla 18. Actividad económica del Parque Eólico. ......................................................... 86
Tabla 19. Resumen presupuesto planta electrólisis de agua. ........................................ 88
Tabla 20. Resumen costes explotación planta electrólisis. ............................................ 88
Tabla 21. Actividad económica planta electrólisis. ........................................................ 90
Tabla 22. Resumen presupuesto planta Gasificadora de Plasma. ................................. 92
Tabla 23. Resumen costes explotación planta Gasificación de Plasma. ........................ 92
Tabla 24. Actividad económica planta Gasificación de Plasma. ..................................... 94
Tabla 25. Resumen coste unitario de producción hidrógeno por reformado. .............. 99
¿Qu’est-ce que l’on brûlera à la place du charbon si celui-ci venait à manquer? De l’eau répondit Pencroft. L’eau, décomposée en ses éléments par l’électricité. Oui mes amis, je crois que l’eau sera un jour employée comme combustible, que
l’hydrogène et l’oxygène qui la constituent, utilisés isolément ou simultanément, fourniront une source de chaleur et de lumière inépuisables.
L’eau est le charbon de l’avenir. Jules Verne
“L’île mystérieuse” (1874)
¿Qué es lo que van a quemar en lugar de carbón? Agua, respondió Pencroft. El agua, descompuesta en sus elementos por la electricidad. Sí, amigos míos, creo que algún día se empleará el agua como combustible, que el hidrógeno y el oxígeno de los que
está formada, usados por separado o de forma conjunta, proporcionarán una fuente inagotable de luz y calor.
El agua será el carbón del futuro. Julio Verne
"La isla misteriosa" (1874)
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Capítulo 1. Introducción
1.1. Motivación y objetivos.
España está situada entre los primeros puestos de los países de la Unión
Europea más dependientes del exterior en lo que se refiere al consumo de energía
primaria (aquellas fuentes energéticas en las que la energía se obtiene
directamente del recurso natural: petróleo, gas, combustibles sólidos, nuclear y
renovables) junto con Irlanda, Italia y Portugal. Además esta producción de energía
primaria se ha ido reduciendo progresivamente con el paso del tiempo (en 2010 la
producción nacional representaba el 26,1% mientras que en 1990 fue del 38%)
por lo que año tras año la dependencia energética española es mayor.
Los países de los que se importa petróleo han sido fundamentalmente los
mismos con el paso de los años aunque las cantidades aportadas por cada uno
hayan ido variando. Así México era el principal proveedor de petróleo en 1990 y en
la actualidad es Rusia (la cuota mexicana era del 27% y la cuota rusa actual es del
23%). En el caso del gas la concentración de las importaciones es mayor, siendo
Argelia el principal exportador a España aunque su cuota se va reduciendo poco a
poco.
El objetivo de este proyecto es acercarnos a la llamada economía del
hidrógeno con el propósito de reducir progresivamente, la dependencia actual
energética con el exterior. Así como mostrar, el potencial energético del cual
disponemos, al tiempo que se apuesta por una energía limpia a través del uso de
las energías renovables.
El proyecto aquí presente versará sobre los procesos más importantes de
generación del hidrógeno, un balance energético de cada uno de ellos, así como la
viabilidad económica que presentan para su utilización en un posible mercado
futuro que atienda a las demandas comentadas en el párrafo anterior.
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1.2. Marco histórico.
En la historia la primera aparición del hidrógeno data del siglo XVI, cuando
un alquimista llamado T. Von Hohenheim (más conocido como Paracelso) obtuvo,
mezclando metales con ácidos fuertes, hidrógeno diatómico gaseoso, . Paracelso
no fue consciente del nuevo elemento que se había generado y que estaba presente
en la composición química del gas inflamable. No ocurrió hasta 1671, que un
matemático irlandés llamado Robert Boyle redescubrió y describió la reacción
entre metales como zinc o hierro con ácidos diluidos y que generaba hidrógeno.
Sin embargo, fue Henry Cavendish quien en 1766 consiguió aislarlo y lo reconoció
como elemento, al que llamó "aire inflamable". Años más tarde en 1781 descubrió
que el agua es un cuerpo compuesto, tras experimentar que podía obtenerse como
resultado de quemar hidrógeno en presencia de aire en el interior de una vasija.
Finalmente, Lavoisier en 1783 bautizó a este elemento con el nombre hidrógeno.
Dos hermanos franceses Jacques Etienne y Joseph Michel Montgolfier
crearon, en 1793, el globo aerostático, siendo los pioneros en implementar un
sistema basado en la flotabilidad de un globo. De la mano de este suceso, el
hidrógeno encontró su primera aplicación práctica en globos de reconocimiento
por el ejército francés. Más de un siglo después, Alemania lo utilizó como
combustible en gigantes dirigibles llamados zeppelines, que cruzaban el océano y
servían de medio de transporte hasta el fatal accidente del Hinderburg en 1937.
En 1935 Henry Garrett patenta un carburador electrolítico y hace que un
vehículo se mueva con agua. También en 1935 Francis Thomas Bacon construye el
primer prototipo de celda de combustible, y en 1959 desarrolló con éxito una celda
estacionaria de combustible de 5 kilovatios. En 1962, con el comienzo de la carrera
espacial la NASA introdujo las celdas de combustible en las misiones espaciales.
Antes y después de la segunda guerra mundial, el hidrógeno se empleó como
combustible de motores de vehículos de todo tipo, incluidos locomotoras y
submarinos, pero sin gran éxito debido al auge del petróleo.
El interés de las industrias aeroespacial y automovilista por el hidrógeno se
debe a la llamada pila de combustible, donde el hidrógeno puede reaccionar con el
oxígeno mediante semirreaciones electroquímicas transformando la energía
química del combustible en energía eléctrica. Este proceso fue ya descubierto en
3
1839 por el galés William R. Grove, pero su desarrollo comenzó en la década de los
1960 por la NASA para producir electricidad y agua.
El primer vehículo movido por una celda de hidrógeno fue construido por
Karl Kordesh en 1970. Posteriormente, la Agencia Internacional de la Energía
inició el programa del hidrógeno en 1977.
En la actualidad, el hidrógeno ha ganado relevancia y notoriedad, la
sociedad es cada vez más consciente del potencial que posee y del horizonte de
posibilidades que se abren gracias a su almacenamiento. El hidrógeno es la
esperanza y está llamado a ser el nuevo vector energético.
1.3. Marco actual.
El proyecto presente versará sobre los procesos más importantes de
generación del hidrógeno, un balance energético de cada uno de ellos, así como su
viabilidad económica para su utilización en un mercado futuro.
De ésta manera se pretende dar una visión acerca de las ventajas que
supondría sustituir la economía vigente basada en combustibles fósiles por la
emergente economía del hidrógeno.
Son muchas las voces que suenan en el debate contemporáneo acerca de la
influencia del sector energético e industrial en el cambio climático. Sin embargo, ni
la culpabilidad del o la existencia misma de este fenómeno han sido probadas.
Para poder entender este concepto, es necesario analizar la evolución de las
temperaturas a lo largo de la historia y su relación con la variación de la
concentración de en la atmósfera.
En el año 2012 un equipo dirigido por científicos rusos realizó un sondeo de
perforación a través de la gruesa corteza de hielo antártico hasta alcanzar el lago
Vostok, que yace oculto a casi 4 km bajo la superficie helada desde hace millones
de años.
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Figura 1.Evolución temperatura y concentración de CO2.
El gráfico compara las concentraciones de y las temperaturas durante
los últimos 425.000 años. Por cada metro de sondeo hay una medida de
temperatura del aire calculada a partir del contenido en deuterio del agua
congelada. A distancias irregulares, desde menos de 1 metro hasta un máximo de
74,6, se midió el contenido de CO2 de las minúsculas burbujas de aire atrapado en
el hielo. En total para los primeros 3310 metros de sondeo publicados por
la NOAA (el sondeo sigue avanzando hoy día) hay 3302 medidas de temperatura y
363 de . Exceptuando los últimos 150 años, la concentración de CO2 ha variado
entre 180 ppm y 280 ppm; pero el valor actual es de 380 ppm, y se prevé que si no
se realiza ningún esfuerzo por reducir las emisiones, para el 2040 la concentración
de CO2 se habrá duplicado. Se puede observar como ambas variables tienen la
misma tendencia de cambio, lo que sugiere una relación entre ellas.
Sin embargo, la variación paralela de temperatura en nuestros planetas
vecinos Venus y Marte, indica que la actividad solar influye de manera más
directa y más destacable en el aumento de la temperatura media del planeta, que la
emisión de CO2 a la atmosfera por parte de la actividad industrial humana.
Teniendo en cuenta que de los 40-60 grados centígrados de retención de calor por
la atmósfera, el CO2 producido por la acción antrópica calienta menos de 0,002
grados centígrados la temperatura media de la Tierra.
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La radiación solar que alcanza la superficie del planeta (un 46% del total de
la energía solar que intercepta el planeta) es absorbida en un 70%. El 30% restante
se refleja y es emitido hacia el espacio en forma de radiación infrarroja (efecto de
"albedo"). Pero la presencia de los gases de efecto invernadero
( ) cuyas propiedades les permite absorber y reflejar parte
de estos rayos reteniendo más energía entre la atmósfera y la superficie terrestre,
contribuye a un aumento de temperatura.
Ahora bien, los volúmenes anuales de emisión de CO2 de origen volcánico
continental, son por lo menos diez veces superiores al producido por la acción del
hombre. Y como ha ocurrido anteriormente, la temperatura media en otras épocas
en las que no existía industria fue mayor, poniendo de manifiesto una existencia
cíclica en los niveles de temperatura a lo largo de la historia. Por lo tanto no se
puede afirmar que el CO2 sea el responsable del cambio climático, pero tampoco
que no contribuya a él. No se debe ignorar tampoco la posibilidad de que las
emisiones cada vez mayores puedan acabar modificando la atmósfera y alterando
el curso natural de temperaturas del planeta.
"El calentamiento global observado del clima de la Tierra no es causado por
las emisiones antropógenas de gases de efecto invernadero, sino por la
extraordinariamente alta intensidad solar que se extendió durante casi todo el
siglo pasado," escribió Habibullo Abdussamatov, astrofísico y Director de
investigación espacial en el Observatorio Astronómico Pulkovo de San Petersburgo
en Rusia,
Lo que sí pone de manifiesto el aumento de emisiones de CO2 ligado al
desarrollo tecnológico industrial y al número cada vez mayor de seres humanos
que también producen CO2, es un consumo creciente de los recursos disponibles
del planeta. Nuestro sistema energético actual está basado en su mayoría en los
combustibles fósiles (petróleo, carbón y gas natural), energía nuclear e hidráulica.
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Figura 2. Distribución de consumo mundial de fuentes primarias de energía y producción de electricidad.
El consumo mundial de fuentes primarias de energía se estima en unos 166
millones de barriles de petróleo equivalentes por día, distribuidos como se indica
en la fig.1. Aproximadamente la tercera parte de la energía primaria se destina a la
producción de electricidad, aunque en términos de energía consumida ésta
representa sólo el 12% del total, y se distribuye por igual entre el sector industrial
y el de la vivienda. Las tecnologías de aprovechamiento en el actual sistema
energético proporcionan un modelo de desarrollo centralizado, lo que origina
desequilibrios que se traducen en que la cuarta parte de la población mundial
consume las 3/4 partes del total de la energía primaria en el mundo.
El ritmo de consumo es tal que en un año la humanidad consume lo que la
naturaleza tarda un millón de años en producir, por lo que el agotamiento de las
reservas existentes es una realidad que debe ser tenida en cuenta. Cuantificar esta
posibilidad es difícil, pero aun así las previsiones más optimistas dan plazos
inferiores a 100 años para el agotamiento de las reservas de petróleo.
La producción de energía está hoy en manos de grandes compañías y
grandes centrales. Las nuevas energías podrían alterar este orden, puesto que;
como señaló Rifkin, “la energía podrá producirse en cada tejado, en cada patio, en
cada jardín”.
El hidrógeno será, atendiendo a estas ideas, uno de los pilares
fundamentales en la nueva evolución industrial, ya que permite almacenar energía,
proporcionando un medio capaz de descentralizar la producción eléctrica
utilizando las energías renovables como fuente primaria y distribuida de
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producción. Y todo ello, gestionado confeccionando una red inteligente que adapte
las necesidades de consumo a las condiciones de generación.
A propósito de las ideas resumidas en párrafos anteriores, podemos
acercarnos aun más a la definición del hidrógeno como portador energético y
entender así que se postule como nuevo candidato a ser vector energético del
futuro.
1.4. Hidrógeno, vector energético.
En primer lugar, se debe aclarar el concepto de vector energético. Como
vimos anteriormente, el hidrógeno no está disponible para su utilización directa,
no se encuentra libre en el planeta sino formando compuestos con otras
sustancias. Es fácil suponer entonces que el hidrógeno NO es una energía primaria.
Consideramos un recurso primario explotable, siempre que la energía útil que nos
ofrezca sea superior a la energía que invertimos en conseguirla. Pero la mayoría de
las principales fuentes primarias no son utilizables directamente en el sistema.
Para serlo deben ser transformadas. El resultado de esta conversión es otra fuente
que denominamos portador o vector energético.
Los vectores energéticos son los productos resultantes de las
transformaciones o elaboraciones de recursos energéticos naturales. El único
origen posible de toda energía secundaria es un centro de transformación, y el
único destino posible un centro de consumo.
La electricidad es un portador de energía básico en hogares, industria y
telecomunicaciones. Debe ser transformada en otras formas de energía para que se
pueda realizar un trabajo útil. Se puede convertir en movimiento, en calor o frío, en
luz y en energía química. A diferencia de los derivados de combustibles fósiles, la
energía eléctrica prácticamente no es acumulable.
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Como consecuencia de las dificultades técnicas que supone almacenar
energía en forma de corriente eléctrica y de la escasez progresiva de materias
primas de origen fósil, así como la necesidad de apostar por combustibles limpios,
el hidrógeno se consolida como alternativa para ser el nuevo portador de energía.
Figura 3.Diferentes métodos de producción de hidrógeno.
En la actualidad todos los métodos de obtención requieren más energía que
la que devuelve, y debido a sus características es difícil de acumular. Para su
viabilidad sería necesario realizar importantes infraestructuras que abaratasen su
producción, asegurasen su mantenimiento y facilitasen el almacenamiento.
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Capítulo 2. Procesos de producción del hidrógeno.
Según las cifras publicadas por el Hydrogen Analysis Resource
Center muestran que la producción mundial de hidrógeno en 2008 alcanzó las 30
millones de toneladas. Actualmente se han alcanzado las 50 millones de toneladas.
Algunas de las principales compañías productoras de hidrógeno son
empresas como Air Liquide, Praxair, Linde, Air Products, y alguna más como Shell,
Chevron, BP, ConocoPhillips, ExxonMobil, etc.
Figura 4 .Distribución mundial de fábricas de hidrógeno.
Cerca de la mitad de toda esta producción industrial de hidrógeno sirve
para obtener amoniaco para fabricar fertilizantes, mediante el proceso de Haber-
Bosch. El resto se emplea, casi en su totalidad, en el refinado del
petróleo (hydrocracking) para partir las cadenas de hidrocarburos en fracciones
más ligeras y así obtener los combustibles líquidos que se usan en automoción.
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Por desgracia, en la actualidad más de la mitad del hidrógeno se obtiene del
gas natural, el 30% del petróleo, y el 18% del carbón; es lo que se ha dado en
llamar “hidrógeno negro”. La electrólisis del agua apenas representa el 5% del total.
Y si la electricidad empleada no se obtiene de energías renovables tampoco se
puede hablar de “hidrógeno verde”.
Con estas cifras en mente, se abordará el estudio de métodos alternativos de
producción que supongan una elección preferible y legítima frente a los procesos
tradicionales y mayoritarios, cuyo balance energético y económico sea favorable y
atrayente para su comercialización. Se efectuará la comparación con el proceso de
reformado de gas natural.
2.1. Propiedades del hidrógeno.
El hidrógeno es normalmente un gas. Es el elemento más abundante en el
Universo y es el combustible de las estrellas y, evidentemente, del Sol, por lo que la
energía que éste nos envía es la base de todos los procesos fisicoquímicos y
biológicos que tienen lugar en la Tierra. Es el elemento más ligero de la naturaleza.
En la Tierra, el hidrógeno está combinado en su mayor parte formando agua
y compuestos orgánicos, no hay hidrógeno libre y la corteza terrestre está formada
principalmente por oxígeno, silicio, aluminio y otros elementos menores.
Deben destacarse algunas propiedades que son importantes y deberán ser
tenidas en cuenta en muchos de los aspectos que se verán a continuación. La
primera es el bajo punto de ebullición y la proximidad a la temperatura crítica. La
segunda son las bajas densidades del gas y del líquido. La tercera es la existencia
de dos isótopos, el deuterio y el tritio. De las propiedades antes citadas se pueden
deducir las dificultades de almacenar el hidrógeno, de transformar el gas en el
líquido y de los problemas del almacenamiento del líquido.
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Figura 5.Propiedades del hidrógeno.
Los isótopos naturales del hidrógeno se conocen como 11H, 12H y 13H. Los
isótopos son los átomos de un mismo elemento, cuyos núcleos tienen una cantidad
diferente de neutrones, y por lo tanto, difieren en masa atómica.
11H, conocido como protio, es el isótopo más común del hidrógeno con una
abundancia de más del 99,98%. Debido a que el núcleo de este isótopo está
formado por un solo protón se le ha bautizado como protio.
12H, el otro isótopo estable del hidrógeno, es conocido como deuterio y su
núcleo contiene un protón y un neutrón. El deuterio representa el 0,0026% o el
0,0184% (según sea en fracción molar o fracción atómica) del hidrógeno presente
en la Tierra..
13H, se conoce como tritio y contiene un protón y dos neutrones en su
núcleo. Es radiactivo. Pequeñas cantidades de tritio se encuentran en la naturaleza
por efecto de la interacción de los rayos cósmicos con los gases atmosféricos.
Desde el punto de vista energético, el hidrógeno es, de todos los
combustibles, el que tiene la máxima relación energía/peso, como se puede
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apreciar en la Tabla I. Contrariamente, siendo el hidrógeno un gas, y además, el
más liviano de los elementos, su relación energía/volumen es la mínima sin
presurizar.
Tabla 1. Densidades de energía de varios combustibles.
El hidrógeno puede quemarse directamente para la generación de
electricidad mediante turbinas de gas y ciclos combinados o directamente como
combustible de motores. Las principales ventajas de este compuesto se centran en
las elevadas eficiencias que pueden alcanzarse. Además el único producto de su
combustión es vapor de agua. Se debe controlar la temperatura para inhibir la
reacción entre el nitrógeno y el oxígeno atmosféricos para no formar compuestos
NOx.
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2.2. Electrólisis del agua.
2.2.1. Introducción.
La electrólisis es un proceso por el cual se logra la descomposición de un
compuesto en sus elementos constituyentes, hidrógeno y oxígeno en el caso del
agua, mediante la aplicación de una corriente eléctrica continua. La electrólisis es
un fenómeno en el que la energía eléctrica se transforma en energía química. El
proceso tiene lugar en una celda electrolítica compuesta por un electrolito y dos
electrodos fundamentalmente. La agrupación de una o varias celdas electrolíticas
conforman un electrolizador.
Los electrodos son los conductores eléctricos donde ocurren las
semirreaciones de oxidación (ánodo+) y de reducción (cátodo-). Al aplicar una
corriente los iones positivos se mueven hacia el cátodo mientras que los iones
negativos se desplazan hacia el ánodo. Deben permitir el contacto entre las 3 fases:
gas, electrolito y electrodo.
El electrolito es el medio conductor responsable del transporte de los iones
necesarios para que se completen las dos semirreaciones. Es posible distinguir
entre electrolitos en soluciones iónicas, electrolitos fundidos y electrolitos sólidos,
según la disposición de los iones. Los más frecuentes son los electrolitos que
aparecen como soluciones de sales, bases o ácidos.
Figura 6. Celda electrolítica.
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La reacción de disociación del implica :
2.2.2. Termodinámica.
El volumen de hidrógeno generado es el doble del volumen de oxígeno, y
ambos son proporcionales al total de carga eléctrica suministrada a la celda. Sin
embargo, en muchas células compiten reacciones secundarias dominantes, dando
lugar a diferentes productos y menos de la eficiencia ideal.
Una vía de mejora del proceso de electrólisis pasa por reducir el potencial
de la celda electrolítica . El voltaje requerido en la celda depende principalmente
del sobrevoltaje del hidrógeno y oxígeno, y de la resistencia electrolítica del
electrolito usado.
Al electrolizar un mol de agua, se produce una mol de gas hidrógeno y
media mol de gas oxígeno en sus formas normales diatómicas. Se supone que este
proceso se lleva a cabo a 298ºK, y a una atmósfera de presión. Los valores
relevantes se han tomado de una tabla de propiedades termodinámicas.
Cantidad H2O H2 0,5 O2 Cambio
Entalpía -285,83 kJ 0 0 ΔH = 285,83 kJ
Entropía 69,91 J/K 130,68 J/K 0,5 x 205,14 J/K TΔS = 48,7 kJ
El proceso debe proveer la energía para la disociación, mas la energía para
expandir los gases producidos. Ambos están incluidos en el cambio de entalpía de
la tabla de arriba. A la temperatura de 298ºK y una atmósfera de presión, el trabajo
del sistema es:
Como la entalpía , el cambio en la energía interna U es por
tanto:
15
Este cambio en la energía interna, debe estar acompañado por la expansión
de los gases producidos, por lo que el cambio en la entalpía representa la energía
necesaria para llevar a cabo la electrólisis. Sin embargo, no es necesario aportar
este total, en forma de energía eléctrica. Puesto que la entropía aumenta en el
proceso de disociación, la cantidad TΔS puede ser proporcionada por el medio
ambiente a la temperatura T. La cantidad que debe ser suministrada por la fuente
eléctrica, es realmente el cambio en la energía libre de Gibbs:
Como el resultado del proceso de electrólisis es un aumento de la entropía,
el medio ambiente "ayuda" al proceso contribuyendo con una cantidad TΔS. La
utilidad de la energía libre de Gibbs, consiste en indicarnos qué cantidad de otras
formas de energía, se deben suministrar para que se produzca el proceso.
Figura 7. Balance energía electrólisis.
2.2.3. Tipos de electrolizadores.
Dependiendo del tipo de electrolito, es decir, de la carga del ion que
conduzcan se puede distinguir entre varios tipos de electrolizadores:
Electrolizador Alcalino.
El electrolito empleado en un electrolizador alcalino es una solución
alcalina, normalmente hidróxido de potasio (KOH). Se distinguen dos
16
configuraciones. La configuración monopolar presenta las celdas electrolíticas
conectadas eléctricamente en paralelo, tanto los cátodos como los ánodos de todas
las celdas están conectados entre sí, pero ambos electrodos se encuentran
físicamente separados. Ver figura 2.2.
Figura 8. Configuración unipolar de un electrolizador alcalino.
Al contrario, en la configuración bipolar las celdas se hallan conectadas en
serie, el ánodo de una celda se conecta al cátodo de la siguiente. Ambos electrodos
se montan juntos separados por un aislante eléctrico, usualmente cerámico. Esta
configuración suele ser usada en electrolizadores que operan a sobrepresiones.
Ver figura 2.3.
Figura 9. Configuración bipolar de un electrolizador alcalino.
Los bipolares requieren menor espacio y ensamblajes eléctricos más
pequeños. Las desventajas con respecto a los electrolizadores unipolares son la
presencia de corrientes parásitas colaterales que disminuyen la eficiencia.
17
La figura 2.4 muestra la configuración básica de una celda electrolítica
alcalina. De esta manera, ambos electrodos se encuentran separados por un
diafragma cerámico o de polisulfonato, impermeable a los gases pero no a la
corriente.
Figura 10. Esquema de un electrolizador alcalino.
Los iones hidroxilo ( −) y potasio ( +) disueltos en el agua pasan a través
del diafragma portando la carga eléctrica. Cuando un ión hidroxilo llega al ánodo se
separa en agua líquida y oxígeno gaseoso liberando un electrón que es retenido
por el ánodo a causa de la diferencia de potencial inducida por la fuente de tensión
continua colocada entre los electrodos. Los electrones, al llegar al cátodo se
combinan con las moléculas de agua líquida separándolas en hidrógeno gaseoso e
iones hidroxilo que se ven obligados a migrar otra vez hacia el ánodo por la acción
del campo eléctrico.
Electrólisis a presión atmosférica.
Se realiza a presión de trabajo ambiente y presenta algunas ventajas:
- Bajas tensiones mecánicas de elementos constituyentes.
- Operación, mantenimiento y puesta en marcha simple. Se requiere agua a
sobrepresiones.
- Operación más segura en el manejo de hidrogeno sin presurizar.
18
Electrólisis a alta presión.
Presión de trabajo superior a la atmosférica. El rango de operación de las
celdas electrolíticas desarrolladas va de 0,6 - 35 MPa, utilizando materiales
especiales (diafragmas cerámicos).
Dada la baja densidad energética por unidad de volumen del hidrógeno,
normalmente es requerido a altas presiones (5-70 para hidrogenaciones, 8-
30 para síntesis de amoniaco), y como el consumo de electricidad a altas
presiones no aumenta significativamente, estas unidades ahorran tanto en el
equipamiento como en el gasto energético necesario para la compresión del
hidrógeno.
Electrolizador PEM
Un electrolizador tipo PEM consta de una membrana intercambiadora de
protones (constituida por un polímero de ácido perfluorosulfónico, también
conocido como Nafión) a la que se unen por ambos lados ánodo y cátodo. Estos
electrodos contienen electrocatalizadores y un electrolito polimérico. Son usados
distintos tipos de partículas catalíticas, como por ejemplo Pt para el cátodo o
para el ánodo.
El principio de funcionamiento de un electrolizador tipo PEM es el mismo
que rige una pila de combustible tipo PEM, con la diferencia de que la reacción
electroquímica ocurre en sentido contrario. Sin embargo, para la reacción del
oxígeno no pueden usarse los materiales porosos de la célula combustible que dan
soporte a la estructura del catalizador, la placa bipolar o el electrodo en sí, debido a
fenómenos de corrosión. La figura 2.5 muestra un esquema de un electrolizador
tipo PEM y las semirreaciones que tienen lugar.
Se suministra agua en el ánodo donde se descompone en oxígeno, protones
y electrones. Los protones atraviesan la membrana polimérica y llegan al cátodo
donde reaccionan con los electrones aportados por la fuente eléctrica externa
formando hidrógeno. Los electrones que quedan libres en el ánodo fluyen por el
circuito externo.
19
Figura 11. Esquema de un electrolizador tipo PEM.
Esta forma de electrólisis ofrece mayores eficiencias de operación que los
alcalinos y la gran ventaja de obtener hidrógeno de elevada pureza (>99,99%) a
altas presiones (hasta 300 bar). Presentan un diseño más compacto del stack y
densidades de corrientes mayores ( ) gracias a la elevada
conductividad de la membrana, así como una mayor fiabilidad y seguridad al no
existir un fluido en movimiento. Sin embargo, el empleo de electrólisis PEM
conlleva más costes de inversión que la tecnología alcalina, entre otras desventajas
como la baja durabilidad (<20000h) debido al medio ácido corrosivo (pH ~ 2 ; V
~2 V) o la necesidad de usar membranas más gruesas al trabajar a altas presiones
que aumentan los fenómenos de crossover. La diferencia observada entre el voltaje
teórico esperado y el real es debida al fenómeno de Crossover. Existe un consumo
ligero de gases reactantes, aunque no exista ninguna carga eléctrica conectada,
debido a la baja densidad de la molécula de hidrógeno que atraviesa el electrolito y
reacciona con el oxígeno en el cátodo.
Además se trata de equipos pequeños cuya comercialización es limitada. No
obstante, se espera que los costes disminuyan con la maduración de la tecnología,
que se encuentra en etapa de desarrollo y es objeto de estudio desde hace años.
20
Electrolizador SOEC.
La principal ventaja de estos electrolizadores es que requieren una energía
menor para separar la molécula de agua, ya que parte del calor de reacción (ΔH) lo
suministra el entorno (TΔS) debido a las altas temperaturas de operación que
rondan los 900 - 1000 .
Los componentes claves de un SOEC son un denso electrolito conductor
iónico y un ánodo y cátodo porosos. El vapor se alimenta por el cátodo como se
observa en la figura.
Figura 12. Esquema de un electrolizador tipo SOEC.
Las moléculas de agua se disocian para formar iones de gas hidrógeno y
oxígeno en el límite de la triple fase. El gas de hidrógeno se difunde hasta la
superficie donde es almacenado, y los iones de oxígeno son transportados a través
del electrolito hacia el ánodo, donde se oxidan a gas oxígeno y liberan electrones.
La demanda total de energía (ΔH) para la producción de hidrógeno se expresa a
través de:
ΔH = ΔG + TΔS
21
donde ΔG es la demanda de energía eléctrica y TΔS es la demanda de
energía térmica. Un aumento en la temperatura de funcionamiento disminuye la
demanda de energía eléctrica pero aumenta la demanda de energía térmica. La
demanda total de energía varía poco con la temperatura. Por lo tanto, la SOEC
ofrece la oportunidad de utilizar varias fuentes de calor para una producción de
hidrógeno económica.
Figura 13. Demanda energía eléctrica en función de la temperatura.
Las altas temperaturas de trabajo obligan a trabajar con materiales
cerámicos que minimicen la corrosión. Hasta ahora la tecnología SOEC ha sido
implementada con los mismos materiales utilizados que para pilas SOFC con
resultados aceptables. Sin embargo, a largo plazo sería necesaria la investigación
de nuevos materiales capaces de soportar atmósferas tan agresivas, altamente
oxidantes y reductoras, como las que tienen lugar en este tipo de células, así como
economizar en el coste de éstos.
22
2.3. Reformado con vapor de Gas Natural.
2.3.1. Introducción.
Genéricamente las reacciones de reformado de hidrocarburos son:
Aunque existen otras técnicas de obtención de hidrógeno como la oxidación
parcial, el reformado seco, la descomposición térmica o la gasificación de carbón,
en cuanto a términos de eficiencia energética, el reformado de gas natural es el
procedimiento con el que se obtiene mayor concentración de hidrogeno en el
producto y menores emisiones de por mol de hidrógeno producido. Sin
embargo requiere de un mayor aporte energético debido a la naturaleza
endotérmica de la reacción.
Esta tecnología es las más usadas para la producción de hidrógeno, ya que
actualmente representa el 48 % de la producción industrial a nivel mundial.
Tabla 2. Composición media del gas natural.
El proceso de reformado consiste en someter al gas natural, a una elevada
temperatura y una presión moderada en presencia de vapor de agua sobre la
superficie de un catalizador. Como resultado de la reacción que se produce se
obtiene hidrógeno y dióxido de carbono, y dependiendo la mezcla reformada,
también monóxido de carbono. En el caso de que contenga azufre, se debe eliminar
median procesos de desulfuración.
23
Figura 14. Diagrama simplificado del proceso convencional de reformado de metano con vapor.
La primera de las etapas es el reformado (Reforming en la Figura 2.1). En
esta etapa, el y el vapor de agua reaccionan para formar y CO mediante la
siguiente reacción de reformado:
Esta reacción se lleva a cabo a temperaturas muy elevadas (entre 800-
900ºC) y a una presión entre 15 y 30 bar. La mezcla / entra al reformado
ligeramente precalentada (aproximadamente a 500ºC), y termina de calentarse en
el interior del reactor hasta la temperatura de reacción. El reformado es una etapa
muy endotérmica que va a requerir de una gran cantidad de energía externa. Por
ello, la reacción se lleva a cabo en el interior de un reactor tubular que se
encuentra localizado en el interior de un combustor que suministra la energía
necesaria para el proceso. Habitualmente, la energía procede de la combustión de
parte del gas producto que se obtiene en la etapa de purificación o bien de
adicional. El reformado ocurre en el interior de los tubos del reactor sobre un
catalizador de níquel (suele contener un 15-25 % (en peso) de NiO sobre alúmina
( ), que se encuentra depositado en la pared del tubo. A la salida de este
reactor se tiene CO, , y sin reaccionar.
En una segunda etapa (Shift en la Figura 2.1), el CO reacciona con el
presente en el gas para formar adicional, de acuerdo con la siguiente reacción
de desplazamiento o reacción shift:
24
Esta reacción exotérmica ocurre en el reactor de reformado en pequeña
proporción, lo que explica la presencia de a la salida del reformado.
Tradicionalmente se han usado dos reactores shift a distinta temperatura con el fin
de reducir la concentración de CO en el gas por debajo de un 0.2-0.3 % (base
húmeda). La primera etapa ocurre a alta temperatura (350-400ºC) en presencia de
un catalizador de óxidos de hierro y cromo, y le sigue una segunda etapa de menor
temperatura (200ºC) sobre un catalizador de cobre-zinc, que sirve para aumentar
la conversión del CO. A la salida de la segunda etapa shift se tiene una composición
típica de 76 % , 17 % , 4 % y 3 % CO (en base seca).
A pesar de ser exotérmica, la reacción shift no produce energía que sea
posible integrar en el reformado puesto que es un proceso que ocurre a menor
temperatura. Habitualmente los dos reactores shift son adiabáticos, y la mezcla
reactiva experimenta un calentamiento a su paso. Por ello, suelen existir etapas
intermedias de enfriamiento entre las etapas shift, que sirven para precalentar la
alimentación de al reformado. El gas que sale del reformado a temperaturas
en torno a los 850ºC, y que tiene que enfriarse hasta aproximadamente 350ºC
antes de la siguiente etapa, se introduce en una caldera de recuperación para
producir parte del vapor que se introduce con el como alimentación.
Con el fin de poder emplear la corriente enriquecida en como
combustible libre de carbono en la cámara de combustión de una turbina de gas o
en una pila de combustible, es necesario un proceso de purificación que elimine,
fundamentalmente, . Existen diferentes métodos de limpieza en función de la
pureza de deseada para su aplicación posterior.
Cuando se busca una corriente de de muy elevada pureza (> 99.9 %) se
acude a un sistema de adsorción PSA (Pressure Swing Adsorption), en el que
múltiples lechos empaquetados, que contienen alúmina, zeolitas o carbón activado,
adsorben las distintas impurezas que contiene la corriente gaseosa. Suele ser muy
común prescindir de la segunda etapa shift cuando se trabaja con esta tecnología
PSA como purificación. Sin embargo, esta tecnología tiene el inconveniente de
retener hasta un 20 % del H2, que se pierde durante la limpieza de los lechos.
25
A continuación se presenta una visión general del proceso de reformado de
gas natural con vapor de agua desde la perspectiva termodinámica.
2.3.2. Termodinámica
El metano es una molécula estable, el átomo de carbono presenta una alta
energía de excitación del orden de 796 kJ/mol que está compensada por la
formación de cuatro enlaces C-H que estabilizan la molécula (420 kJ/mol). En este
caso, el reformado térmico en presencia de agua sólo se produce a temperaturas
superiores a 1773 K.
[2.3.1]
[2.3.2]
[2.3.3]
Partiendo de las constantes de equilibrio termodinámico y considerando en
este estado las ecuaciones, es posible determinar la composición final del gas
siguiendo los resultados obtenidos en las ecuaciones simples. En base a los valores
de las constantes pueden ser determinadas las variables de funcionamiento
(temperatura, presión y relación ) sobre la composición en equilibrio.
De los resultados se puede concluir que las altas temperaturas de reacción,
bajas presiones y altas relaciones de agua/carbono en la mezcla alimentada,
favorecerán la producción de hidrógeno.
Por otro lado, el reformado de metano con 2 ó más átomos de carbono
puede alterar la composición de equilibrio debido a las reacciones paralelas que
aparecen. Por tanto, la concentración final de los productos ( )
dependerá de los valores de las constantes de equilibrio de dichas ecuaciones.
En función del número de átomos de carbono del hidrocarburo (n), la
presión (P) y la temperatura de reacción, el cálculo del grado de conversión (α)
para el reformado de un hidrocarburo, se puede obtener, a partir de la ecuación
1.6.8 (Ross, 1978).
26
El valor de puede obtenerse de la gráfica en función de la temperatura
de reacción.
Figura 15. Influencia de la temperatura de reacción sobre los valores de para distintos hidrocarburos.
Es muy importante maximizar la conversión de metano. Al no reaccionar , el
hidrógeno que queda retenido en la molécula de metano supone una pérdida de
energía. La metanización puede inhibirse mediante un exceso de vapor de agua, ya
que el agua desplaza el equilibrio (2.3.1) hacia la formación de ; pero por otro
lado, un exceso de vapor de agua implica manejar mayores volúmenes de gas, con
lo cual necesitaríamos un reactor mayor. Además, la corriente de hidrógeno
producida estaría más diluida por el exceso de agua utilizado. Otra forma de inhibir
el exceso la metanización es modificando las características del catalizador, es
decir utilizando materiales que no favorezcan la formación de metano. En la
literatura se ha descrito que la adición de renio sobre catalizadores de níquel
inhibe este proceso. En el proceso de reformado, el metano comienza a formarse a
medida que aumenta la conversión del hidrocarburo a una temperatura
determinada; conforme aumenta la temperatura en presencia de agua, se favorece
el reformado de metano con vapor (reacción 2.3.1), y éste comienza a desparecer.
Las altas temperaturas ligadas al proceso de reformado también favorecen
la generación de depósitos carbonosos. Puede ocurrir que los catalizadores de Ni
se vean desactivados a causa de la obstrucción de su superficie, el bloqueo de los
27
poros de la partícula catalítica o la desintegración del soporte por la deposición de
este tipo de residuo carbonoso.
Figura 16. Influencia de la relación vapor de en la formación de depósitos carbonosos en un reactor convencional
(línea de puntos) y en un reactor de membrana (línea continua); T = 500 °C (Pedernera y cols., 2007).
Esta deposición de residuos carbonosos, bajo condiciones de reformado con
vapor, puede ocurrir de varias formar que resultan en diferentes tipos de coque.
Por tanto, la minimización de coque es uno de los aspectos importantes a controlar
en la aplicación industrial de este proceso. Las condiciones de la termodinámica
dictan que la formación de coque no se puede evitar, pero si es posible adecuar las
condiciones de operación para que la cantidad formada sea la menor posible.
28
2.4 Gasificación por Plasma.
2.4.1. Introducción
El Sistema Convertidor de Plasma es un proceso de ciclo cerrado para la
eliminación y valorización de residuos orgánicos. Elimina los problemas de
emisiones contaminantes, reduciendo a cero el impacto ambiental.
Esta tecnología proporciona la posibilidad de convertir residuos orgánicos
en un gas de síntesis limpio que además se puede transformar en una variedad de
productos tales como:
• Electricidad, a través de turbinas de gas, pilas de combustible y motores
alternativos.
• Calor y vapor.
• Combustibles líquidos incluyendo: Etanol, diesel, nafta, metanol y
propanol.
2.4.2. ¿Qué es el plasma?
El plasma es un gas ionizado a alta temperatura. Constituye el estado de
agregación de la materia más abundante del Universo (aproximadamente el 99%),
siendo el más llamativo de todos los estados al emitir radiación electromagnética
al desexcitarse. William Crookes lo descubrió en 1879 y lo denominó como "Gas
radiante".
A medida que aumenta su temperatura, la materia cambia de estado.
Cuando se aplica la suficiente energía a un gas las moléculas que lo forman se
descomponen en átomos. La energía puede suministrarse de varias maneras:
mediante el calor originado en un proceso de combustión, mediante la interacción
entre radiación láser y un sólido, líquido o gas, o mediante descargas eléctricas en
gases, en las que los electrones libres toman energía del campo eléctrico aplicado y
la pierden en procesos de excitación e ionización y rotura de los átomos y
moléculas del gas.
29
Cuanto más caliente está el gas, más rápido se mueven sus moléculas y
átomos, y a muy altas temperaturas las colisiones entre estos átomos moviéndose
muy rápidamente son lo suficientemente violentas como para liberar los
electrones. Al ionizarse suficientes moléculas de gas de esta manera se
descomponen en sus elementos, y si esas partículas están lo suficientemente cerca
entre sí, se forma el plasma.
Figura 17. Estructura atómica gas y plasma.
El plasma es un gas que contiene una mezcla de iones positivos (cationes) y
electrones cargados negativamente que le otorga propiedades conductoras de la
electricidad y una fuerte respuesta a interacciones electromagnéticas. Se le
denomina como el cuarto estado de la materia debido a que presenta un
comportamiento diferente de los otros tres estados conocidos: sólido, líquido y gas.
2.4.3. Tipo de residuos.
Para clasificar el tipo de residuos se dispone de múltiples criterios de
selección. A rasgos generales se pueden dividir de la siguiente forma:
En función de su estado físico.
1. Sólidos.
2. Líquidos.
3. Gases.
En función de su peligrosidad.
1. Residuos inertes.
2. Residuos peligrosos.
3. Residuos no peligrosos.
30
En función de su origen o sector productivo.
1. Residuos urbanos.
2. Residuos agrícolas, ganaderos y forestales.
3. Residuos industriales.
4. Residuos mineros.
5. Residuos radioactivos.
6. Residuos sanitarios.
7. Residuos de construcción y demolición.
2.4.4. Descripción del proceso
Está basado en la disociación molecular que se produce cuando la materia
entra en contacto con un gas en estado de plasma (ionizado y con una extrema
densidad energética), que supone la ruptura de los enlaces moleculares.
Cuando finaliza el proceso los elementos disociados quedan estratificados
según su peso, en la parte baja de la vasija lo más pesados y las fracciones de los
más ligeros en la parte superior. Los elementos pesados (metales, tierras raras,…)
quedan sumidos en un baño de silicato dispuesto para tal fin en modo de
inclusiones aisladas, no como matriz metálica. Los elementos ligeros se extraen de
la vasija dónde se ha producido la disociación.
Para asegurar la máxima utilidad y versatilidad del gas, éste es sometido a
un completo proceso de acondicionamiento tras su salida de la vasija de plasma.
Dicho acondicionamiento consiste en un enfriamiento rápido seguido de un
filtrado para eliminar las posibles partículas presentes en el gas.
Figura 18. Etapas proceso gasificación por plasma.
31
Las diferentes etapas que vemos en la figura 2.3. son:
Etapa 1 - Alimentación
La solución de gasificación por plasma puede ser alimentada por una serie
de flujos de residuos muy amplia, incluyendo:
• Residuos sólidos urbanos • Residuos comerciales
• Residuos industriales • Residuos petroquímicos
• Residuos médicos • Incinerador de ceniza
El sistema de alimentación está formado por una tolva y un tornillo sinfín.
La tolva recibe los residuos sólidos a través de una cinta transportadora. En la
parte inferior de la tolva, se encuentra el tornillo sinfín encargado de alimentar la
vasija de manera constante, cuyo control se lleva a cabo a través de un motor con
variador de frecuencia que recibe una señal de entrada continua de la báscula de
pesaje, que permite regular el caudal de residuo introducido en la vasija.
Etapa 2 - Disociación
Esta etapa tiene lugar en el interior de la cámara de la vasija. La vasija es un
recipiente cilíndrico fabricado en chapa de acero recubierta de material aislante
que minimiza la pérdida de energía calorífica en su superficie externa y protege el
chapado del calor interno de la cámara. El diseño de ésta impide a los residuos
atravesar el campo de acción de las antorchas sin ser procesados. En primer lugar,
la entrada de alimentación de residuos se halla enfrente de la apertura de salida
del gas de síntesis, de forma que el paso de los materiales hacia la salida sea a
través del arco de plasma. En segundo lugar, la temperatura y el tiempo de
residencia requeridos son mantenidos siempre independientemente del tipo de
residuo introducido.
32
Figura 19. Ejemplo vasija de una planta de gasificación por plasma.
Además la vasija se mantiene a una ligera presión negativa que imposibilita
el escape de gases a la atmósfera. Este ligero vacío se consigue mediante un
soplante de extracción que es responsable de regular todo el flujo de gas. La base
del sistema convertidor de plasma es la generación de un arco eléctrico continuo
utilizando una antorcha de plasma.
El cuerpo de la antorcha está fabricado en acero inoxidable con
componentes internos fabricados de polímeros estándar y aislantes eléctricos
cerámicos. Los únicos consumibles de la antorcha son los electrodos, fabricados de
una aleación de cobre.
El sistema de refrigeración de la antorcha proporciona su protección frente
a las altas temperatura de trabajo. El sistema de refrigeración es un sistema de
bombeo a alta presión en bucle cerrado donde el agua es recirculada al grupo de
bombeo una vez que ha sido enfriada. Además la antorcha también está equipada
con un sistema de rotación y traslación que permite su movimiento a diferentes
posiciones dentro de la cámara, proporcionando un posicionamiento preciso en los
tres planos (X, Y y Z) y así dirigirse a cualquier amasijo de masa fundida
solidificada que pueda producirse dentro de la cámara.
33
En este proceso de disociación se pueden diferencian varias etapas en
función de la temperatura.
Figura 20. Evolución atómica con la temperatura.
A bajas temperatura se originan movimientos moleculares de translación y
rotación. Cuando se alcanza una temperatura de unos 1750ºC los enlaces que unen
las moléculas empiezan a vibrar, y cuando llegamos alrededor de los 2700ºC
empieza a producirse la disociación molecular de los componentes del gas, cuyos
átomos se ionizan a temperaturas en torno a unos 5250ºC, produciéndose así
partículas e iones excitados.
Como consecuencia del aumento progresivo de la temperatura la materia
sufre tres reacciones en su transformación. El cracking térmico, la primera de
ellas, donde las moléculas complejas son disociadas en moléculas más ligeras
formando gases de hidrocarburos e hidrógeno. La segunda etapa es la oxidación
parcial, se forma CO en altas cantidades al oxidarse los átomos de carbono y en
menor cantidad CO2 y H2O, responsables de disminuir el poder calorífico del gas de
síntesis final, lo que hace necesario controlar la entrada de oxígeno en el reactor.
La tercera es la reacción donde se produce el reformado de compuestos, donde los
elementos primarios se unen formando nuevas moléculas que a su vez forman
nuevos compuestos, la mayoría de H2 y CO.
34
Etapa 3 - Enfriamiento.
Este proceso se lleva a cabo en una caldera de vapor construida de acero al
carbono, configurada para una fácil limpieza y dimensionada en tres pasos para la
recuperación del calor de la corriente de gas de síntesis.
En los pasos primero y segundo, el gas de síntesis se enfría desde 1300 a
aproximadamente 400 C. En este punto, se inyecta en la corriente de gas carbón
activo pulverizado para impedir la formación de dioxinas y furanos. La
alimentación de carbón activo está dotada de alimentadores de arrastre variable
por tornillos sin fin dobles con control remoto. En el tercer paso, el gas de síntesis
se enfría hasta aproximadamente 200
Utilizando una caldera de este tipo, además de enfriar los gases se puede
aprovechar la energía inicial de los mismos en producir vapor que puede ser
empleado en el proceso o la instalación, o puede condensarse y reintroducirse de
nuevo dentro de la caldera de recuperación de calor. Aunque este proceso se
sustituirá por un ciclo de Ranking para producir electricidad y mejorar el balance
energético.
Etapa 4 - Filtrado.
En el conducto que une la caldera de recuperación de calor y el filtro de
partículas, se coloca un filtro seco auxiliar que ayuda en la filtración de partículas
y, si se desea, neutralizar los gases ácidos. A continuación el gas de síntesis es
conducido a la unidad de filtrado que está integrada por partículas de acero
inoxidable, con aproximadamente 510 de superficie de filtrado para eliminar
partículas suspendidas por debajo de una micra.
La unidad de filtrado de partículas está equipada con un sistema de
limpieza de pulsorreactor automático que elimina los sólidos depositados en los
elementos del filtro, basado en la caída de presión de un extremo a otro de la
unidad. Dependiendo de la composición y del desarrollo de un procedimiento de
tratamiento adecuado se prevé que el material obtenido en la unidad de filtrado de
partículas pueda realimentar a la vasija de plasma.
35
Etapa 5 - Neutralización y limpieza final.
El tercer proceso en la depuración del gas consiste en hacerlo pasar a través
de unas torres verticales de lavado, un conjunto de 4 columnas de acero
inoxidable, de 90 cm de diámetro, dotadas con empaquetadura de anillos de acero
inoxidable. Estas torres son torres de enfriamiento, dos torres verticales de lavado
de gases y una torre de extracción. Las torres están montadas sobre tranques de
reserva interconectados. El agua del lavado de gases recirculada es pulverizada
sobre el lavador de gases a contracorriente al flujo de gas para eliminar los gases
ácidos del gas de síntesis.
El agua es recogida en el depósito de agua del depurador de gases y
recirculada continuamente a las torres verticales por una bomba centrífuga. Se
elimina el agua de lavado purgada de los depósitos de tratamiento de aguas
residuales para evitar la acumulación de sales solubles y agua condensada de la
corriente del gas de síntesis. Se recircula de nuevo a las columnas de enfriamiento
una porción del agua tratada para enfriar rápidamente la corriente del gas de
síntesis. Se requiere un suministro continuo de agua fresca para reemplazar el
volumen de agua vertida en el tratamiento de aguas residuales.
En función del desarrollo de un proceso de tratamiento adecuado y de la
composición de las partículas de depuración de aguas residuales, éstas podrán
reintroducirse de nuevo a la vasija de plasma.
A la salida de las torres verticales, el gas de síntesis es recalentado
aproximadamente a 35 para evitar la posible condensación de la corriente
descendente. Se emplea parte del vapor de agua obtenido en la caldera de
recuperación de calor.
36
2.4.5. Obtención de Hidrógeno a partir del gas de síntesis.
Tras atravesar el sistema depurador de gases y debido a su elevado poder
calorífico (entre 10.000 y 11.500 para independientemente residuos
médicos, residuos sólidos urbanos o líquidos contaminantes con PCB's), el gas de
síntesis presenta varias alternativas de utilización.
Su composición rica en hidrógeno ( ) y monóxido de carbono (CO) con
pequeños niveles de nitrógeno ( ), dióxido de carbono ( ), metano ( ) y
acetileno ( ) permite emplearlo también como materia prima en la síntesis
química o para la purificación de hidrógeno y su posterior venta o utilización.
Los rangos de composición típicos del gas de síntesis se muestran en la
siguiente tabla.
Tabla 3. Composición en volumen del gas de síntesis.
Gas Porcentaje
Hidrógeno (H2) 40-60
Monóxido de Carbono (CO) 25-40
Dióxido de Carbono (CO2) 3-5
Oxígeno (O2) 0-1
Nitrógeno (N2) 2-6
Hidrocarburos 1-5
El sistema convertidor de plasma de StarTech es el único actualmente capaz
de producir la conversión directa de residuos, cuyo tratamiento conduce a la
formación de dos líneas de producto: el gas de síntesis y un silicato vitrificado.
El filtro StarCell es un sistema patentado que permite la obtención de
hidrógeno a partir del gas de síntesis, en unas condiciones razonables de presión y
temperatura, gracias a la alta selectividad del filtro frente a la molécula de
hidrógeno y al elevado porcentaje de ésta en el gas.
Está formado por membranas cerámicas montadas dentro de vainas de
acero inoxidable. El material de construcción presenta una buena estabilidad
térmica y química frente a las agresiones.
37
El funcionamiento del filtro StarCell es el siguiente: el gas de síntesis entra
por el colector de alimentación y el hidrógeno permea a través de la membrana. Al
atravesar el filtro el hidrógeno se separa de la corriente de gas y sale por un
colector de salida y el gas de síntesis con baja concentración de hidrógeno por el
otro. La instrumentación incluye la supervisión de la presión y temperatura de las
tres corrientes de gas.
Este sistema es capaz de obtener un rendimiento muy alto trabajando a
temperaturas de 200 y presiones de 10 bar, aunque las membranas han sido
probadas en múltiples condiciones operativas satisfactoriamente.
El diseño esquemático del proceso se basa en una doble membrana para
conseguir un nivel de pureza superior al 99% en la corriente de hidrógeno:
38
Capítulo 3. Estudio técnico del proceso productivo del hidrógeno.
En los siguientes apartados se llevará a cabo un análisis técnico de la
producción de hidrógeno a nivel de planta industrial. A estudiar; ubicación,
equipos utilizados y balance energético presente en el proceso. Por último, en el
siguiente capítulo y a tenor de los resultados en éste, se estimará el coste de
producción por kg de hidrógeno para cada método y se determinará la rentabilidad
de cada uno de ellos reflejada en su precio de mercado.
3.1 Generación mediante electrolisis del agua y energía
eólica.
En los últimos años la energía eólica se ha establecido como una opción más
que tecnológicamente viable para la generación de energía eléctrica y su conexión
a las redes de distribución, sin embargo, su uso en sistemas aislados se ha visto
frenado por aspectos relacionados con las dificultades de almacenamiento de
energía.
La producción de hidrógeno vía electrolítica puede presentar una opción
para almacenar la energía excedentaria producida por los aerogeneradores, o
dirigida en su totalidad como recurso renovable de generación eléctrica para el
proceso productivo del hidrógeno, tal y como es objeto de estudio en este caso.
A continuación se evaluará la construcción de una planta de producción de
hidrógeno acoplada al parque eólico de Cerro Durán, para utilizar la energía
eléctrica producida en el parque como fuente de alimentación para la planta de
electrólisis de agua en vez de verterla a la red.
3.1.1. Estado del parque eólico.
En la provincia de Sevilla hay instalados cuatros parques eólicos, repartidos
en los municipios de El Saucejo, Los Corrales y Osuna, que suman 99,5 megavatios
(MW).
39
Los cuatro parques han movilizado más de 90 millones de euros en
inversiones, según un comunicado de la Consejería de Economía, Innovación y
Ciencia. La inversión destinada para el parque de Cerro Durán fue alrededor de 50
millones de euros, generando 105 GWh de energía al año.
El parque de Cerro Durán es el más grande en potencia. Se ubica entre las
localidades de Campillos (Málaga), El Saucejo (Sevilla) y Los Corrales (Sevilla). El
acceso al parque se encuentra en la carretera A-384 a 10 km de la localidad de
campillos (Málaga).
Figura 21. Plano de situación del parque eólico Cerro Durán.
El parque consta de tres partes entre las que se extienden 23 turbinas
eólicas de GAMESA modelos G87/G80/G90 de 2000 kW cada una. En la primera
parte hay 26.000 kW instalados en 13 turbinas de 87 m de diámetro. Las otras dos
partes son módulos de 10.000 kW formados por 5 turbinas cada uno de 80 y 90 m
de diámetro respectivamente. Sumando un total de 46 MW totales instalados.
Este tipo de aerogeneradores están diseñados para trabajar con velocidades
de viento comprendidas entre 3,5 y 25 m/s. Son las llamadas velocidad de
conexión y velocidad de corte respectivamente. Las turbinas modernas de eje
40
horizontal siempre oscilan entre valores de velocidades de viento comprendidas
entre ambas velocidades.
El aerogenerador comienza a producir energía eléctrica cuando la velocidad
del viento alcanza la velocidad de conexión, y a medida que la velocidad del viento
aumenta, la potencia generada es mayor, siguiendo la llamada curva de potencia
(Figura 3.1.3.). Si se alcanza la velocidad de corte se desconecta el aerogenerador
previendo daños.
Figura 22. Curva de potencia modelos G80/87/90.
La instalación eléctrica de Baja tensión en el parque se encuentra en el
interior de la torre de cada aerogenerador. Los circuitos internos conectan la salida
del generador con el transformador dentro de cada torre. De tal forma que la
corriente alterna de salida (690 V) es elevada a Media tensión (30 kV). Se emplean
cables RVK 0,6 - 1 KV.
La red de Media Tensión (MT) conecta los aerogeneradores entre sí hasta el
centro de control donde se suman los potenciales de cada aerogenerador. Esta
interconexión se realiza mediante diversos circuitos que tienen lugar en las celdas
de conexión que constan de una o varias salidas de línea y un remonte de línea. Del
remonte de línea se desvía el potencial del aerogenerador que es conducido a la
salida del siguiente aerogenerador, y así sucesivamente.
41
El trazado de la red MT sigue la disposición de las turbinas, manteniendo la
zanja del cableado paralela a los caminos de acceso a estas. Además cada
aerogenerador está provisto de una toma de tierra.
3.1.2. Análisis de producción del parque.
Los datos de velocidad de viento mensual han sido obtenidos del Instituto
para la Diversificación y Ahorro de la Energía, IDAE, que pone a disposición pública
el Atlas Eólico de España, desarrollado por la empresa Meteosim Truewind.
Sirve de apoyo para la totalidad de administraciones públicas en la
elaboración de planificaciones relacionadas con el área eólica. En particular, por
parte de la Administración General del Estado, podrá utilizarse para la evaluación
del potencial eólico en España, como estudio previo a la elaboración de futuros
Planes de Energías Renovables.
Figura 23. Velocidades de viento media mensual.
En posesión de los registros de velocidades de viento mensuales en la
región, además de las características del parque y de los aerogeneradores
instalados se ha determinado la potencia generada en el parque.
6
6,5
7
7,5
8
8,5
42
Datos :
Factor de densidad del aire = -0,01
Weibull = 2
Altitud del Lugar (m) = 575
Exp. Cortadura = 0,2
Altura Anemómetro (m) = 12
Altura Torre (m) = 90
Factor Turbulencia = 0,05
Margen de seguridad = 0,1
Figura 24. Producción MWh eólica mensual.
Los datos de producción en un periodo de un año se han calculado
teóricamente en base a los datos del parque disponibles, coincidiendo la cifra de
producción anual teórica con la cifra real que se conoce, es decir 105 GWh. En
cuanto a los registros parciales mensuales no se dispone de los datos reales de
operación de los aerogeneradores, aunque la aproximación se toma como válida al
coincidir la suma final de producción,
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Producción mensual MWh
43
Tabla 4. Producción mensual de energía eólica.
Resultados: Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total
Veloc. Media Altura Buje (m/s)
= 12,51 12,33 11,21 11,01 11,40 10,65 10,44 10,86 11,49 11,37 11,46 12,15
Factor Densidad de aire =
-5,3%
Potencia de Salida Media (kW) =
27.672 27.721 27.625 27.526 27.697 27.271 27.076 27.432 27.721 27.687 27.714 27.753 27.575
Energía Diaria Generada (MWh) =
274,0 274,4 273,5 284,9 274,2 294,5 268,0 321,0 299,4 299,0 299,3 299,7 288,5
Energía Mensual Generada (Mwh) =
8.492 7.684 8.478 8.547 8.500 8.836 8.309 9.950 8.982 9.270 8.979 9.292 105.319
Tiempo de utilización (%) =
85,0% 85,7% 89,1% 89,6% 88,6% 90,5% 90,9% 90,0% 88,3% 88,7% 88,4% 86,3%
El parque produce alrededor de 105 GWh al año. Si hacemos el cálculo de
las horas trabajando a plena carga dividiendo la energía generada anualmente
entre la potencia instalada, obtendremos alrededor de 2300 horas de
funcionamiento.
Horas a plena carga =
= 2289,6 horas.
Se busca maximizar la producción de hidrógeno utilizando toda la energía
eléctrica disponible generada en el parque eólico, para alimentar los diferentes
elementos que constituyen la planta electrolizadora. Los electrolizadores
consumirán casi la totalidad de la energía, el resto será utilizada para alimentar
los compresores, las bombas de agua, los detectores de gases y el sistema de
control.
44
3.1.3. Localización de la planta electrolizadora.
El lugar elegido para la construcción de la planta es el que se observa en la
figura.
Figura 25. Situación de turbinas y ubicación de la instalación de electrolisis.
Se construirá un edificio auxiliar donde se instalarán el electrolizador, el
compresor, el equipo de osmosis y el depósito de agua.
El almacenamiento de hidrógeno comprimido en categoría 5 deberá ser
llevado a cabo en un edificio independiente y aislado según lo establecido en el
REAL DECRETO 379/2001. En la ITC MIE-APQ-5 establece las distancias de
seguridad: 6 metros a la vía pública, 10 metros a edificios habitados o terceros, 10
metros a actividades clasificadas de riesgo de incendio o explosión, 6 metros de
servicios internos del almacén.
En el área de almacenamiento se dispondrá de una eficacia de extinción de
288B por cada 1000 N de gas inflamable con un mínimo de 5 extintores, cada
uno de una eficacia mínima de 144B. El agente extintor será compatible con los
gases almacenados.
Además, se instalarán bocas de incendios equipadas (BIE) cuyo número se
calculará en base a la siguiente fórmula:
45
Redondeando en exceso, siendo Q el número de Nm3 de gas combustible
almacenado. La presión dinámica en punta de lanza será como mínimo de 3,5 bar.
Las BIE serán como mínimo de 25 mm de diámetro. Todos los equipos serán
fácilmente accesibles y estarán debidamente señalizados.
Para el edificio auxiliar no existe una normativa determinada para su
instalación contra incendios o ventilación, por no considerarse propiamente un
almacén de gas. Pero al trabajar con hidrógeno, gas inflamable, se adoptarán
medidas de seguridad genéricas. Se colocarán 3 extintores de polvo ABC de 288B.
La ventilación será 1/8 de la superficie total del suelo siguiendo con la norma del
artículo 5.
Finalmente se colocarán detectores de gases en la unión del compresor y el
electrolizador, y otro a la salida del compresor.
3.1.4. Esquema de la instalación.
Será necesario reformar el parque para llevar a cabo la instalación
generadora de hidrógeno. En este apartado se analizaran los elementos
constituyentes de la instalación, la elección de los componentes en el mercado y
una visión de sus características.
El esquema que seguirá la instalación es el que aparece en la figura.
Figura 26. Esquema planta electrolizadora.
46
La energía eléctrica producida en las turbinas es conducida hacía un
transformador que disminuye su tensión de 30 kV a 380 V y seguidamente la
energía alimenta la entrada del electrolizador. El agua es alimentada desde un
depósito almacenado. Tras su obtención el hidrógeno se comprime y
posteriormente es almacenado en botellas para su distribución hasta el punto de
consumo. El sistema está manejado mediante un sistema de control que mantienen
las condiciones de operación y seguridad adecuadas.
Como se ha dicho anteriormente, para poder suministrar energía eléctrica a
los electrolizadores se debe reducir la tensión a 380 V. Puede observarse el
esquema que seguirá las líneas de transmisión. Se instala un interruptor a la salida
de cada aerogenerador en la línea que va hasta el centro de control de
transformación y une todos los aerogeneradores, y que van a parar a la entrada del
transformador de la planta de electrólisis.
Figura 27. Esquema instalación transformador 30 kV/380 V.
3.1.5. Selección Electrolizador
A continuación, se muestra los principios básicos de la electrólisis alcalina y
ácida, que son las empleadas en los electrolizadores comerciales actuales,
quedando descartada directamente la electrólisis de alta temperatura.
El electrolizador elegido será de electrólisis alcalina por tratarse del más
extendido a nivel comercial, y por ser el más empleado en plantas de integración
de energías renovables e hidrógeno. No obstante, la electrólisis ácida presenta
varias ventajas con respecto a la alcalina: una mayor seguridad y fiabilidad al
tratarse de un electrolito sólido, una mayor pureza del hidrógeno obtenido al no
47
haber arrastre de partículas por un electrolito líquido o un menor voltaje de
operación en la celda electrolítica a causa de menores pérdidas óhmicas en la
membrana.
Sin embargo, la electrólisis ácida produce mayores problemas de
desactivación y corrosión en los electrodos, que provoca una menor duración de
operación en los electrolizadores. Este factor influye notablemente en el tiempo de
amortización de los equipos, lo que ha motivado que la mayoría de los sistemas de
producción electrolítica sean del tipo alcalino. Cuando se precisa de hidrógeno a
presión atmosférica se opta por electrolizadores unipolares, mientras que si se
precisa de hidrógeno a presión (hasta 30 bar) se opta por configuraciones
bipolares. A continuación se muestran modelos de electrolizadores comerciales,
entre los cuales, se elegirá uno para la instalación.
Nitidor
H2Nitidor es una empresa con años de experiencia en diseño y fabricación
de electrolizadores de alta presión. Un equipo de expertos, comprometidos con la
excelencia y la innovación en las tecnologías del hidrógeno. Con un activo
departamento de I + D, H2Nitidor se centra en el desarrollo de alta eficiencia fiable,
de alta pureza y electrolizadores alcalinos de alta presión.
48
NEL Hydrogen
NEL hidrógeno tiene una historia de más de 80 años. El inicio de la
compañía se remonta a 1927, cuando Norsk Hydro comenzó a utilizar la tecnología
de la electrólisis del agua para proporcionar hidrógeno para la producción de
fertilizantes de amoníaco. Plantas electrolizador de hidrógeno NEL están
instalados por todo el mundo, desde Ecuador y Perú, al oeste de Japón y al este de
China, Argentina, Sudáfrica, en el sur de Noruega y el norte de Finlandia. Durante
las últimas cuatro décadas los clientes en más de 50 países han experimentado los
beneficios de la producción de hidrógeno en el sitio con electrolizadores NEL.
Capacity/Nominal Flow Rate
Capacity range (Nm3 H2/hr) per unit 50 - 485
Energy (electrolyser cell stack)
Power consumption at maximum capacity (kWh/Nm3 H2) 4.4 ± 0.1
Purity (measured on dry basis)
H2 purity (%) 99.9 ± 0.1
O2 purity (%) 99.5 ± 0.1
Pressure
H2 outlet pressure after electrolyser 200 - 500 mm
WG
Maximum H2 outlet pressure after compressor 250 bar g
Operation
Operating temperature 80ºC
Operation 20 -100%
Electrolyte 25% KOH
Feed water consumption 0.9 L/ Nm3 H2
Angstrom Advance Inc.
Angstrom Advanced es uno de los principales proveedores de plantas de
generación de hidrógeno para refinerías, petroquímica y otras aplicaciones
industriales. Sus servicios para proyectos de plantas de hidrógeno normalmente
49
incluyen el diseño conceptual, ingeniería de detalle, suministro, fabricación,
construcción, puesta en marcha y entrenamiento operacional.
H2 capacity 2-600 Nm3/h
O2 capacity 1-300 Nm3/h
H2 purity % >99.9
Voltage 380V/220V
O2 purity % >99.5
Water Consumption 1L/ Nm3
Power consumption
(DC) < 4.5 kWh/m3 H2
Electrolyte Pressurized
Work pressure 0.5-3.0MPa
Una vez observadas las características y especificaciones de los modelos
presentados, se establecen las bases para la decisión.
Principalmente el objetivo buscado es la maximización de la producción de
hidrógeno, por lo tanto, buscaremos criterios de potencia y flujo de producción en
relación con la energía empleada en el proceso. Como el precio de los equipos es
similar, no supondrá un razón influente en los criterios de selección.
Tabla 5. Características equipos electrolizadores
Flujo (N /h) Energía (kWh)
Potencia (kW)
Presión (bar)
Nitidor 200 4,7 940 20
NEL Hydrogen 485 4,4 2140 0,05
Angstrom Advance
600 4,5 2700 30
50
El electrolizador seleccionado será el Angstrom Advance ya que ofrece una
mayor potencia y trabajar a mayores presiones que el resto, consumiendo 4,5 kWh.
Una vez elegido el modelo apropiado de electrolizador, se determinará el
número de equipos a instalar para aprovechar la máxima cantidad de energía
eléctrica producida por los aerogeneradores.
3.1.5. Producción de Hidrógeno.
Las condiciones de operación usualmente registradas se encuentran en
torno a los 70-90 ℃ de temperatura, tensión de celda entre 1,65 - 2,05 V y una
densidad de corriente de 2-3
. El consumo específico de electricidad está entre
3,9 y 6
de hidrógeno.
Sabiendo que cada electrolizador produce , y que la planta
cuenta con un total de 17 equipos, el ritmo de producción de hidrógeno es de
.
Para determinar la producción anual de hidrógeno, multiplicaremos la
producción diaria por el número de horas de funcionamiento de parque a plena
carga, es decir, 2286,9 h.
Al tener un volumen de producción tan alto, será necesario la instalación de
equipos compresores que faciliten el almacenamiento posterior reduciendo el
número de botellas necesarias.
51
3.1.6 Compresores.
Hay que tener en cuenta, que debido a la baja densidad de este gas, para
obtener una cantidad significante de energía es necesaria una gran cantidad de
volumen. Como consecuencia de esta propiedad, el almacenamiento de hidrógeno
gaseoso debe realizarse a altas presiones.
A la salida de los electrolizadores se obtendrá un flujo de a
una presión de 30 bar, como se ha calculado anteriormente. A continuación, será
elevada la presión del hidrógeno hasta los 200 bar.
El aumento de presión se hace a través de la compresión del gas. En la
siguiente gráfica se muestra la variación de la densidad del hidrógeno en función
de la presión a una temperatura de . Se puede observar que a partir de 400 bar,
el aumento de presión y el aumento de densidad se alejan significativamente de la
linealidad del gas ideal. Por lo tanto, no resulta rentable en términos económicos
compresiones más allá de este valor.
Figura 28. Gráfico aumento densidad hidrógeno al aumentar la presión.
El compresor elegido es la unidad Rix 2JS2, Two Stage Compressor de la
marca Rix Industries. Este modelo es capaz de comprimir a una
presión de 200 bar. Por lo tanto, atendiendo al volumen de producción diaria de
hidrógeno harán falta un total de 26 compresores.
52
Tabla 6, Características compresor.
3.1.7 Almacenamiento.
El almacenamiento y transporte del gas comprimido ha sido extensamente
usado durante más de cien años, por ese motivo y por su desarrollo tecnológico
mayor que el resto de otras alternativas se ha elegido como método de
almacenamiento. Pero el inconveniente de almacenar el hidrógeno como gas
comprimido es que requiere el uso de cilindros contenedores a alta presión, por lo
que sólo suele ser práctico para pequeñas cantidades. Los materiales comunes de
las bombonas de almacenamiento suelen ser acero ligero, aluminio y sus
compuestos y las presiones de almacenamiento van de 200 a 700 bar. Un tanque
de acero presurizado, por ejemplo, puede llegar a soportar presiones de 350bar.
El hidrógeno en grandes cantidades y moderadamente presurizado se
almacena en forma estacionaria en tanques esféricos (por ejemplo un volumen de
10.000 Nm3 a presión entre 1 y 1.5 MPa o un volumen de 15.000 Nm3 a presión
entre 1.2 y 1.6 MPa). Pero para los grandes volúmenes que involucran una amplia
utilización del hidrógeno no es factible. Para algunas aplicaciones industriales el
hidrógeno se almacena en pequeñas botellas a alta presión (0.05 Nm3 / 20 MPa) o
en tanques cilíndricos de tamaño medio a mayor presión (10-20 Nm3 / >20 MPa).
Company Name Rix Industries
Flow Range 160 - 2400 Nm3/hr
Max Power 112 kW
Max. Discharge Pressure 480 Bar
Compressor Speed 200 to 750 rpm
No. Of stages 2
53
En este caso, se adopta la solución de almacenamiento en tanques
cilíndricos de tamaño medio a mayor presión (50 Nm3 / >20 MPa).
La capacidad de almacenamiento de la planta será el equivalente al flujo de
producción de un día. Y teniendo en cuenta que la media de horas de producción
diarias a plena carga son 6,2728 h. La planta generará un flujo diario de hidrógeno
para almacenar de 63982,56 La densidad del hidrógeno a la salida del
electrolizador es de 0,089 kg/ .
Por tanto, expresado en kg:
Después de la etapa de compresión, cuando se ha elevado la presión del gas
hidrógeno hasta 200 bar, el volumen del gas habrá variado.
Para estas nuevas condiciones se calcula su densidad partiendo de la
ecuación de los gases ideales:
Teniendo en cuenta que el número de moles de una sustancia es igual a su
masa entre su peso molecular (
). Se despeja la densidad de la ecuación:
Por lo tanto el volumen de hidrógeno a la salida del compresor se habrá
reducido hasta
.
Una vez conocida la producción diaria de hidrógeno tras la etapa de
compresión, se calcula cuantos tanques se necesitan para almacenarlo y
transportarlo hasta el punto de consumo.
n
54
Las características del tanque elegido son las siguientes.
Tabla 7. Características tanque almacenamiento.
3.1.8 Balances.
Balance de masa
Basándose en la ley de de conservación de la materia que establece que la
masa de un sistema cerrado siempre permanece constante, es posible calcular el
balance de materia en el proceso de electrólisis y comprobar qué cantidades de
cada sustancia intervienen en el proceso.
De esta forma, se parte de la ecuación de electrólisis harto conocida:
Atendiendo a los resultados de flujo de hidrógeno generado y a las
características del electrolizador elegido, comprobaremos la cantidad de agua que
no reacciona y puede ser recirculada utilizarla posteriormente.
Agua.
Tal como nos indica la hoja de características del modelo de electrolizador
elegido, el consumo de agua por metro cúbico es de 1 litro y se consigue un flujo de
Nombre Empresa
Xinxiang Jinxin Machinery Equipment Co., Ltd.
Capacidad 50 m3
Dimensiones 2400mm*1800mm*11515mm
Presión 200 bar
Instalación Vertical / Horizontal
Certificación ISO9001,CE,TUV
55
hidrógeno a la salida de 600 Nm3/h, por lo tanto el volumen de agua que
interviene en el proceso es de 600 l/h. O expresado en término de masa 600 kg/h.
Hidrógeno.
Con los datos comentados se obtiene la cantidad de hidrógeno a la salida del
electrolizador será:
Oxígeno.
El valor del oxígeno será la mitad del calculado para el hidrógeno, teniendo
en cuenta la relación estequiometria de la reacción. Es decir, un flujo de 300
a
la salida del electrolizador, que multiplicado por la densidad del oxigeno gaseoso
nos dará la cantidad de materia que interviene.
Por último, para obtener el valor de agua que no ha reaccionado restaremos
la suma de los kilogramos de hidrógeno y oxígenos obtenidos a el agua de entrada
al proceso. Obtenemos 117,8 Kg de agua.
El balance de masa a la salida de cada electrolizador es el siguiente:
Tabla 8. Balance de masa en el electrolizador.
H2O H2 O2 H2O*
l/h kg/h Nm3/h kg/h Nm3/h kg/h l/h kg/h
600 600 600 53,5 300 428,7 117,8 117,8
Podemos comprobar que se cumple la ecuación de continuidad:
56
Buscando optimizar el sistema, podremos recircular la cantidad de agua que
no reacciona y ahorrar en el suministro primario. Por tanto, multiplicando por el
numero de electrolizadores instalados y el número de horas diarias de
funcionamiento, obtendremos:
En total ahorraremos un volumen de 12,5619 metros cúbicos al día en el
suministro de agua.
Balance de energía
Se llevará a cabo un balance de energía en torno al sistema de
electrolizadores. Los requerimientos energéticos del proceso de electrólisis son los
mismos que para la producción de hidrógeno, puesto que el compresor no forma
parte de la unidad del electrolizador.
Teniendo presente que el número de equipos electrolizadores instalados es
de 17, bastará multiplicar la producción de uno calculado con anterioridad por el
número total de equipos.
De tal forma, obtendremos el siguiente balance para una unidad:
Tabla 9. Balance energía electrolizador.
Electrolizador Energía requerida por el
sistema Hidrógeno producido
Potencia requerida
Unidades kWh/Nm3 kWh/kg Nm3/h kW
Angstrom Advice 4,5 50,6 600 2.700
57
Y para el sistema de equipos electrolizadores, el balance de energía es el
siguiente:
Tabla 10. Balance energético sistema electrólisis.
A continuación calcularemos la eficiencia del electrolizador con los datos de
operación obtenidos. Para ello, es necesario recordar las características
energéticas del hidrógeno.
El poder calorífico se define como la cantidad de calor liberado cuando un
combustible se quema por completo en un proceso de flujo estacionario y los
productos vuelven al estado de los reactivos. En otras palabras, el poder calorífico
de un combustible es igual al valor absoluto de la entalpía de combustión del
combustible.
El poder calorífico depende de la fase del en los productos. El poder
calorífico recibe el nombre de poder calorífico superior (PCS o HHV por sus
iniciales en inglés higher heating value) cuando el de los productos se
encuentra en fase líquida, y se llama poder calorífico inferior (PCI o LHV por sus
siglas en inglés lower heating value) cuando el en los productos está en forma
de vapor.
Los poderes caloríficos superior e inferior del hidrógeno respectivamente
son 286 MJ/kmol y 242 MJ/kmol que expresados en kWh/kg son:
Electrolizador
Energía requerida
por el sistema por hora
Hidrógeno producido
Horas de operación
Hidrógeno total anual Energía total
requerida
Unidades kWh
Nm3/h Horas Nm3
Kg kWh
17 Unidades Angstrom
Advice 45.900,00 10.200,00 2.286,90 23.326.380,00 2.076.047,82 104.968.710,00
58
Se define la eficiencia del electrolizador como la relación entre el poder
caloríficos del combustible y la energía requerida para su obtención. De esta
forma:
Se determina una eficiencia del electrolizador de un 65,91% en la
generación de hidrógeno.
3.1.9. Suministros.
Además de la potencia suministrada a la planta de producción de hidrógeno
por parte de los aerogeneradores, también se requiere agua e hidróxido de potasio
para el funcionamiento de los electrolizadores.
El electrolizador elegido gasta 1 litros de agua por cada de hidrógeno.
Puesto que la planta está dimensionada para producir al día, serán
necesarios litros de agua, es decir, aproximadamente 64 m3 cada día.
Pero como se ha calculado anteriormente, parte del agua que no reacciona puede
realimentarse en el proceso, lo que supone un ahorro de 12,56 m3 cada día. Por
tanto volumen de agua necesaria al día será 51,56 m3.
Por otro lado, según el fabricante es necesario que la disolución de
electrolito contenga un 25 % KOH para que mejore la conductividad del medio
hasta las condiciones requeridas. Por tanto son necesarios 12.890 Kg de KOH
diarios.
59
El agua puede ser obtenida de las lagunas de campillos que se encuentran a
34,7 Km de la planta con permiso de la confederación hidrográfica y ser
transportada periódicamente en un camión cisterna y almacenada en un depósito.
Con el objetivo de minimizar los gastos que ocasionaría el transporte diario de
agua, se instalará un deposito de 1500 metros cúbicos, abastecimiento
correspondiente a un mes de operación.
Figura 29. Recorrido de agua para la instalación.
También se instalará un equipo de osmosis inversa que purifique el agua
antes de la entrada al electrolizador. El gasto de agua de la planta es de 51,56 m3
por lo tanto, la capacidad del equipo de osmosis deberá ser de 9 m3/h teniendo en
cuenta las horas de funcionamiento medio diarios, con un margen de seguridad
incluido para garantizar el aporte continuo de agua.
El equipo elegido es el OIM090 de la empresa OsmoFilter.
Tabla 11. Características equipo osmosis inversa.
Capacidad del equipo
9.000 L./h
Tipo de membrana 12x (80x40)
Modelo de membrana
VONTRON 8” Serie LP
Portamembrana 4x (80x40)
Potencia motor bomba presión
11 KW
60
3.2. Generación mediante reformado con vapor de
agua.
El objetivo de esta sección es evaluar la producción de hidrógeno con un
reformador a vapor empleando gas natural como combustible. Por tratarse del
método más extendido comercialmente, el análisis será de carácter general y se
proporcionará una visión termoeconómica aproximada del reformador,
comparando los costes unitarios de producción, explotación e instalación
existentes con los demás métodos analizados en el trabajo.
3.2.1. Esquema de funcionamiento.
Se presenta un diagrama esquemático de un reformador de gas natural
dividido en secciones.
Figura 30. Esquema de reformador de GN.
El principal componente del gas natural es metano y en segundo lugar
etano, con una composición que varía según el lugar de extracción. Se describe en
la tabla siguiente, la composición másica y volumétrica media y el poder calorífico
inferior de los componentes del GN.
61
Tabla 12. Composición volumétrico y másica y poder calorífico inferior del GN.
Además de la composición observada, es posible que el GN contenga azufre,
el cual supone un contaminante de los catalizadores de la zona de reacción. Para
evitar el envenenamiento de dichos catalizadores, el azufre es eliminado mediante
un pre-tratamiento previo a la entrada del proceso. El gas natural se mezcla con
H2 de reciclo y mediante un proceso de hidrodesulfuración se elimina el posible
azufre contaminante que pueda tener la corriente de entrada al proceso.
Una vez desulfurado el gas, continúa hacia la sección de reformado. En esta
sección ocurre la reacción del gas natural con el vapor de agua para producir
fundamentalmente H2 pero también CO. Esta reacción se da con un exceso
importante de vapor de agua y con un control muy estricto de la temperatura.
A la salida de la sección de reformado, el gas contiene una cantidad
importante de CO. Mediante un nuevo aporte de vapor de agua se busca maximizar
la producción de H2 y oxidar por completo el CO que arrastra el gas. No sólo mejora
la eficiencia global del proceso, además evita la emisión de monóxido de carbono lo
que supone una acción positiva para el medio ambiente.
La corriente de H2 y CO2 a la salida de la unidad de conversión de CO, se
envía a un proceso de purificación denominado PSA. El PSA es la parte de la unidad
que se encarga de purificar el H2 para transportarlo hacia su uso final. Con ello se
consigue aislar el H2 del CO2 y el resto de componente minoritarios.
El proceso está termodinámicamente favorecido a altas temperaturas en un
rango de 900 a 1000 C, que pueden ser reducidas con el uso de catalizadores. La
62
presión también afecta al sistema, desfavoreciendo el proceso a medida que
aumenta.
3.2.2. Balance energético.
A través del balance termodinámico del proceso se puede calcular el
rendimiento del reformador. A continuación se determina la cantidad de energía
calorífica que necesita el proceso, el grado de conversión del gas natural en
hidrógeno y la energía final que se obtiene del sistema.
Se define el diagrama de flujos de energía en el reformador bajo unas
condiciones que varían entre rangos de 600 - 800 C de temperatura y 0,101 y
0,103 MPa. Se diseña una entrada de 1275 Nm3/h de gas natural. Se escoge este
flujo determinado buscando que la producción de hidrógeno sea lo más cercana a
los métodos examinados en este trabajo de forma que su comparación resulte más
efectiva.
La energía necesaria que demanda el sistema viene determinado por las
entalpias de las reacciones que ocurren en el proceso :
La energía necesaria para llevar a cabo el reformado es:
Será necesario determinar la cantidad de moles que intervienen en el
proceso, para ello recurrimos a la ecuación de los gases ideales.
63
Por lo tanto el balance energético queda de la siguiente forma:
Figura 31. Balance energético reformado gas natural.
La conversión del gas natural en hidrógeno resulta del 23% másico y 50,4 %
volumétrico, siendo el proceso muy dependiente de la temperatura dado que es
función del nivel de progreso de las reacciones involucradas.
La eficiencia del reformador se calculó mediante la ecuación:
donde PCI es el poder calorífico inferior y m es el flujo másico, ya sea del
hidrógeno o del Gas Natural, y Q el flujo calorífico neto puesto en el proceso.
Desde el punto de vista energético, el nivel de progreso apunta a que el
proceso es factible a temperaturas superiores a 600 K, no obstante la conversión
aumenta alcanzando valores del 80% muy prácticos a temperaturas superiores a
950 K. Un aumento de la presión de operación, como se comentaba con
anterioridad, desfavorece la conversión de gas natural disminuyendo la
producción de hidrógeno.
64
3.3. Generación mediante gasificación de plasma.
En la Directiva 91/456 se define “residuo” como "toda sustancia o todo
objeto que se incluye en las categorías citados en el Anexo 1 de la Directiva del
Consejo 75/442/CEE (modificado), del que el poseedor se desprende o de la que
tiene la intención o la obligación de deshacerse". Concretamente son considerados
“residuos urbanos” "aquellos que produzcan o generen los habitantes de una
ciudad o población, no sólo como residuo propio, sino también, como consecuencia
de las actividades que en las mismas tienen lugar”. Esta definición incluye los
residuos típicos generados en un núcleo urbano; domésticos, viarios, comerciales,
de mercado, industriales y sanitarios.
Los ratios de producción de residuos de una población responden a varios
parámetros; nivel socioeconómico, tamaño de la población, época del año, etc. En
la actualidad, según el Plan Nacional de Residuos Urbanos 2.000-2.006, se estima la
producción media de R.S.U. en España en algo más de 1,2 Kg/día. En comparación,
países del norte de Europa, alcanzan tasas de 1,5 a 2,5 Kg/día, en Estados Unidos
se alcanzan los 2 Kg/día, destacando las grandes ciudades con cerca de 3 Kg/día,
mientras que, en zonas de América del Sur, oscilan entre 0,4 y 0,8 Kg/día.
En general, con el paso de los años este parámetro no deja de ascender; la
generación de nuevos residuos, mayor número de envases y embalajes, productos
de “usar y tirar”, mayor actividad comercial e industrial, nuevos hábitos de
consumo, que en definitiva, provocan su alza continua. Aunque España redujo la
cantidad de residuos urbanos generados por persona en 2011, no modificó sus
comportamientos en tratado de este tipo de residuos producidos en sus ciudades,
repitiendo exactamente los mismos porcentajes que ya logró en 2010.
Según los últimos datos de la oficina estadística comunitaria Eurostat.
España fue el décimo país que más basura produjo, que indica que cayó dos
puestos respecto a la clasificación del año precedente, pasando de 535 kilogramos
al año del periodo precedente a 531, aunque se mantuvo por encima de la media
comunitaria, que se situó en los 503 kilos.
La gasificación de plasma se alza como la tecnología de valorización
energética más prometedora de todas capaz de poner remedio a la actual situación.
Tanto en la gestión de residuos como en el balance energético, como se mostrará
65
más adelante. Sin embargo, al tratarse de una tecnología joven debe vencer los
inconvenientes que plantean la falta de confianza en los inversores, los elevados
costes de equipos y materiales por la falta de estandarización tecnológica.
3.3.2. Localización de la planta.
Con el objetivo de definir la localización más adecuada para la instalación de
la planta, se buscará una región lo más alejada posible a servicios de incineración,
que parten como potenciales competidores al tratar también residuos de todo tipo.
Se analiza entonces la situación de plantas incineradoras en España.
Según los últimos datos oficiales, las diez plantas incineradoras en
funcionamiento en España (Figura 1) trataron alrededor de 2,7 millones de
toneladas de residuos municipales al año en 2013, y emitieron a la atmósfera
aproximadamente 2.314.000 toneladas de dióxido de carbono (CO2), además de
otros contaminantes.
Figura 32. Situación incineradoras en España.
Según el Plan Nacional Integral de Residuos (PNIR) 2008-2015 se debe
disminuir el vertido y fomentar la prevención, la reutilización y el reciclaje de la
fracción reciclable y se ha de reducir la contribución de los residuos al cambio
66
climático fomentando la aplicación de medidas con mayor potencial de reducción.
La gasificación mediante plasma puede combatir el problema de reducción y
contaminación, al tiempo que se obtiene una gran cantidad de energía de los
residuos tratados.
Puesto que tanto Andalucía es la única región que no se encuentra próxima
a plantas incineradoras, será la comunidad elegida para la instalación. Para tomar
la decisión de localización de la planta de tratamiento de residuos, se atiende a
criterios simples: proximidad a instalaciones con una alta actividad industrial,
núcleos con mayor densidad de población, accesibilidad a residuos agrícolas,
forestales o sólidos urbanos.
Tras un estudio de las diferentes posibilidades se ha optado por el polígono
industrial cerca del "Paraje de los Ruices" del término municipal de Málaga
próximo de un vertedero de residuos no peligrosos, donde también se hayan una
planta de envases y una planta de compostaje. La situación geográfica es la
siguiente:
Figura 33. Localización Planta Gasificadora de plasma.
Ahora se muestra la zona dispuesta para la construcción, donde se pueden
observar las plantas comentadas en el párrafo anterior.
67
Figura 34. Localización planta gasificación.
3.3.3. Estudio de la planta.
Málaga cuenta con una población de 567.433 habitantes. Teniendo en
cuenta que cada persona genera alrededor de 1,4 kg/día de residuos, se
producirán diariamente 782 toneladas aproximadamente.
Se considera para la instalación una capacidad de operación de 100
toneladas al día que se alimentará con residuos sólidos urbanos, residuos agrícolas
y forestales. Se estima una media de 330 días de operación, reservando 35 días al
mantenimiento y reparación de equipos. Por lo tanto, se tratarán
aproximadamente 33.000 toneladas de residuos al año. La planta trabajará 7920
horas / año.
Como se comentó anteriormente, la tecnología carece de un proceso
estandarizado, de hecho cada compañía elabora sus propios procedimientos y
tecnologías. La empresa más antigua en la gasificación de plasma es Westinghouse
Plasma Corporation (WPC), del grupo Alter NRG.
Considerando el éxito comercial testado, el número de horas de operación
conseguido por sus equipos y el balance energético obtenido siempre favorable se
ha optado por diseñar la instalación en base a su tecnología.
68
Figura 35. Esquema proceso de gasificación.
Los componentes orgánicos de los residuos son convertidos mediante las
reacciones de gasificación en un gas de síntesis que saldrá por la parte superior del
reactor, mientras que los componentes inorgánicos se convertirán en slag
derretido que salen del reactor por la parte inferior.
El reactor opera a altas temperaturas, por lo que es necesario inyectar aire y
vapor durante el proceso. El gas de síntesis generado sale del reactor a
temperaturas entre los 890-1100 a presión prácticamente atmosférica.
Para el correcto funcionamiento del proceso se requiere de coque
metalúrgico y caliza, ambos alimentados al mismo tiempo que los residuos. El
coque crea una base que absorbe energía calorífica de las corrientes de plasma
actuando de soporte de la carga de los residuos en su descenso por el reactor, al
tiempo que regula la velocidad de salida del gas consiguiendo una distribución más
homogénea del calor. La caliza sirve para controlar las propiedades del slag al
consumirse.
Una vez fuera, el gas de síntesis pasa por un proceso de
acondicionamiento. Primero es enfriado y luego mediante diferentes filtros se
eliminan las posibles partículas en suspensión. Inmediatamente después se hace
pasar el gas a través de una torre de lavado donde entrará en contacto con una
disolución de NaOH que reacciona liberando el azufre del gas de síntesis y
formando nuevos compuesto.
69
Por último es necesario eliminar el CO. El monóxido de carbono es el gas
mas abúndate, junto con el hidrógeno en la composición del gas de síntesis. Para su
eliminación es necesario hacer pasar la corriente de gas por un Water-Gas Shift
Reactor. El monóxido de carbono se transforma en dióxido de carbono e
hidrógeno, cuya concentración además aumenta tras el proceso. La reacción:
3.3.4. Equipos.
Reactor de plasma.
WPC tiene tres tamaños estándar de gasificadores de plasma. La tabla
muestra información de cada modelo. Teniendo en cuenta el volumen de residuos
disponible, el modelo elegido es el P5, cuyo flujo de producción de gas de síntesis
es de 5000 Nm3/h.
Tabla 13. Modelos de reactores de gasificación.
Sistema de antorcha de plasma
Para conseguir el calor necesario para la gasificación son necesarias 6
antorchas colocadas en la parte baja del reactor. El sistema está compuesto de:
70
Antorcha de plasma.
Tiristor suministrador de potencia.
Sistema de control e instrumentación.
Proceso de suministro de gas.
Sistema de enfriamiento de agua.
a) Antorcha de plasma.
Modelo Marc3a de Westinghouse Plasma, trabaja en un radio de 80-300 kW
de potencia. La potencia de operación nominal será de 130 kW en un total de 6
antorchas instaladas el sistema trabajará a 2070 kW.
Tabla 14. Características Antorcha de Plasma.
b) Tiristor: el inductor proporciona la impedancia para darle la estabilidad
necesaria al arco eléctrico. Regula la salida de corriente.
c) Sistema de control e instrumentación: consiste en una consola con un
software que regula el sistema: el flujo de agua de enfriamiento, el flujo de gas, la
potencia administrada, un display de los parámetros del sistema y una serie de
elementos de seguridad interrelacionados.
d) Suministro de gas: el flujo de gas oxígeno se proporciona a una presión
mínima a la entrada de la antorcha de 6-7 atm. El sistema de gas incluye un filtro
de partículas, un sistema de regulación y medida de flujo, así como alarmas de las
variables de estado del gas.
Características
Potencia mínima 80
Potencia máxima 300
Flujo de aire (kg/hr) 42
Eficiencia termal 70%
Corriente máxima de operación (mA) 400
Tensión de arco máxima de operación 860
Diametro (mm) 89
Longitud típica (mm) 826
Peso(kg) 20.5
71
E) Sistema de enfriamiento de agua: mantiene los elementos de la antorcha
a una temperatura de operación adecuada para no dañar los electrodos. Consiste
en una bomba, un intercambiador de calor, un tanque y las conexiones para la
circulación y filtros de deionización.
3.3.5. Producción de hidrógeno.
El reactor elegido produce 5000 Nm3/h de gas de síntesis siendo
alimentado con 100 toneladas de residuos al día. En la siguiente figura se observa
el esquema de funcionamiento para separar el hidrógeno. El gas de síntesis entra
por el conducto de alimentación y las partículas de hidrógeno permean a través de
la primera membrana cerámica. El gas de síntesis restante sale por el otro
conducto con baja concentración de hidrógeno (20 %).
El hidrógeno que ha sido separado de la corriente principal del gas de
síntesis escapa por un conducto de salida que va a parar a la segunda membrana,
donde vuelve a separarse en dos corrientes, una que llega al metanizador y alcanza
un 99% de pureza, y la otra es realimentada de nuevo al sistema.
Figura 36. Esquema separación hidrógeno de gas de síntesis.
Al final del proceso se consigue alrededor de un 80 % de recuperación total
del hidrógeno presente en el gas de síntesis. El volumen de hidrógeno recuperado
es de 2523 Nm3/h.
72
La producción horaria de hidrógeno en masa será:
3.3.5. Balance de energía.
El proceso que realiza la planta consiste en una combustión parcial y en la
gasificación de los residuos, utilizando el syngas producido para generar hidrógeno
de alta pureza.
Como se mencionó anteriormente, los residuos son procesados junto con
4% de coque metálico y un 7,5% de piedra caliza. El poder calorífico de los
residuos utilizados varía en función de su composición, pero se ha aproximado a
14,6 MJ/kg. Los cálculos se han realizado sobre una tonelada de residuos.
La energía del coque asumiendo un poder calorífico de 32,8 MJ/kg es igual:
Energía eléctrica consumida por el sistema:
Antorchas modelo Marc3a =
Cinta transportadora =
Tolva =
Unidad de separación de aire =
Sistema de limpieza del syngas = 100 kW
Sistema de turbina vapor = 300 kW
Instalaciones generales = 100 kW
Teniendo en cuenta una capacidad de operación de 100 toneladas al día,
con un flujo de 4,167 T/h:
73
Debido a perdida térmicas la energía del gas de síntesis es un 90% de la
inicial. Del porcentaje de energía del gas de síntesis un 85 % es la energía química
propia del gas y el 15 % restante es energía calorífica que será aprovechada en un
ciclo Rankine.
Energía del gas de síntesis =
Energía calorífica =
El balance energético para 1 tonelada de residuos queda de la siguiente
manera:
Figura 37. Balance energético gasificación.
74
3.3.6. Recuperación de calor en Ciclo Rankine.
La etapa de enfriamiento del gas de síntesis, se sustituye por un ciclo
Rankine. El calor del gas de síntesis se utilizará con dos fines. El primero de ellos
será su uso para la generación de energía eléctrica que será usada por el propio
sistema. El segundo fin es su utilización para secar los residuos que se van a
introducir en la vasija de plasma.
El esquema de funcionamiento de un ciclo Rankine es el siguiente:
1-2 -> Compresión isentrópica en una bomba.
2-3 -> Adición de calor a presión constante en una caldera.
3-4 -> Expansión isentrópica en una turbina.
4-1 -> Rechazo de calor a presión constante en un condensador.
El agua entra a la bomba en el estado 1 como líquido saturado y se condensa
isentrópicamente hasta la presión de operación de la caldera (40 bar). La
temperatura del agua aumenta un poco durante este proceso de compresión
isentrópica debido a una ligera disminución en el volumen específico del agua.
El agua entra a la caldera como líquido comprimido en el estado 2 y sale
como vapor sobrecalentado en el estado 3. La caldera es básicamente un gran
intercambiador de calor donde el calor que del gas de síntesis procedente del
reactor de gasificación, se transfiere al agua esencialmente a presión constante.
75
El vapor sobrecalentado en el estado 3 entra a la turbina donde se expande
isentrópicamente y produce trabajo al hacer girar el eje conectado a un generador
eléctrico. La presión y la temperatura del vapor disminuyen durante este proceso
hasta los valores en el estado 4, donde el vapor entra al condensador.
El vapor se condensa a presión constante en el condensador, el cual es
básicamente un gran intercambiador de calor, rechazando el calor hacia un medio
de enfriamiento como un lago, un río o la atmósfera. El vapor sale del condensador
como líquido saturado y entra a la bomba, completando el ciclo.
Estado 1. Salida del líquido saturado del condensador, antes de entrar en la
bomba.
= 0,08 bar
Condiciones de estado: Líquido saturado.
= 41,51
Los datos se han obtenido de las tablas de vapor/líquido saturado..
Estado 2. Salida del líquido de la bomba y entrada a la caldera.
= 40 bar
Líquido comprimido.
Condiciones de estado: = 41,51
76
Estado 3. Salida del vapor sobrecalentado de la caldera preparado para
entrar en la turbina.
= 40 bar
Condiciones de estado: Vapor sobrecalentado.
= 500
Los datos se han obtenido de las tablas de vapor sobrecalentado.
Estado 4. Salida del vapor de la turbina y entrada al condensador.
= 0,08 bar
Vapor saturado.
Condiciones de estado: = 41,51
Los valores han sido obtenidos de la tabla de vapor saturado interpolando
entre los dos valores de presión (0,075 - 0,1) más próximos a 0,08 bar.
Para obtener la potencia generada por la turbina es necesario determinar
antes el caudal másico de vapor de agua que circula en el ciclo de Rankine a través
de la siguiente ecuación.
77
Datos:
Utilizando los datos calculados resumidos en la tabla siguiente, se
calcularán la potencia generada por la turbina, la potencia consumida por la
bomba, y el balance total de potencia disponible.
Punto P (bar) T (ºC) H ( m’ (
1 0.08 bar 41.51ºC 173.880 4865,48
2 40 bar 41.63ºC 177.906 4865,48
3 40 bar 500ºC 3446.00 4865,48
4 0.08 bar 41.51ºC 2207.45 4865,48
Potencia generada por la turbina:
Potencia consumida por la bomba:
Potencia total de la instalación y rendimiento:
78
Previamente se calcula el calor cedido por parte del gas de síntesis al vapor
de agua en la caldera para elevar su temperatura y que se produzca la
transferencia de energía.
Para el total de flujo másico que entra en la caldera por hora tendremos:
Y el rendimiento por:
Se obtiene una potencia de , y como se ha estimado un
funcionamiento de , mediante el ciclo de Rankine se generan
en un año.
Por lo tanto, la energía eléctrica generada por el ciclo Rankine servirá para
cubrir las demandas totales de electricidad de la planta que ascendían a 11,14
GWh.
79
Capítulo 4. Estudio Económico.
En función de los resultados del estudio, que determinará el pago de la
inversión inicial, la vida útil del proyecto o el flujo de caja se evalúa la rentabilidad
del proyecto.
- Pago de la inversión (K), es el número de unidades monetarias que el
inversor debe desembolsar para conseguir que el proyecto empiece a funcionar
como tal.
- Vida útil de proyecto (n), es el número de años estimados durante los
cuales la inversión genera rendimientos.
- Flujo de caja (Ri), resultados de efectuar la diferencia entre cobros y
pagos, ya sean estos ordinarios o extraordinarios, en cada uno de los años de la
vida del proyecto.
Las herramientas fundamentales para la toma de decisiones son los
llamados indicadores económicos. A continuación se exponen los indicadores
económicos que son de interés para el proyecto presente.
4.1.Indicadores Económicos.
Los indicadores económicos son herramientas para clasificar y definir, de
forma más precisa, objetivos e impactos. Son medidas verificables de cambio o
resultado, diseñadas para contar con un estándar con el cual podemos evaluar,
estimar o demostrar el progreso con respecto a metas establecidas, alcanzando
objetivos.
Recogen e incluyen las dimensiones económicas y financieras y son los
elementos fundamentales para la toma de decisiones pero no definen la decisión,
son la autoridades y responsables quienes consideran estos indicadores en
conjunto con otros elementos de tipo estratégico, político e incluso el riesgo.
Los indicadores económicos pueden ser clasificados de la siguiente manera:
80
• Indicadores de Riqueza (Cantidad de Dinero): VAN, VAE.
• Indicadores de Rentabilidad (Velocidad de Generación de Riqueza): TIR, TIR
corregid, VAN / INV.
• Indicadores Misceláneos: Razón Beneficio Costo (R B/C), Período de
Recuperación (Payback).
4.1.1. Liquidez.
La liquidez es la capacidad de convertir los activos en dinero efectivo de
forma inmediata sin pérdida significativa de su valor y la velocidad con la que los
activos generan fondos. El indicador económico empleado para evaluar la liquidez
es el Payback.
El PayBack de una inversión es el tiempo que puede transcurrir desde que
se realiza el desembolso inicial (entrada) hasta que éste se recupera (salida), es
decir, el tiempo estimado para la recuperación de la inversión, normalmente
calculado en años.
81
4.1.2. Rentabilidad.
La rentabilidad es la capacidad de producir o generar un beneficio adicional
sobre el esfuerzo realizado. Es la relación existente entre los beneficios que
proporciona una determinada operación y la inversión previa.
Los indicadores que se utilizarán para medir la rentabilidad serán el VAN
(valor neto añadido) y el TIR (tasa de rentabilidad interna).
El VAN es el valor actualizado de todos los rendimientos. Es un
procedimiento que permite calcular el valor presente de un determinado número
de flujos de caja futuros, originados por una inversión. La metodología consiste en
descontar al momento actual (es decir, actualizar mediante una tasa) todos los
flujos de caja futuros del proyecto. A este valor se le resta la inversión inicial, de tal
modo que el valor obtenido es el valor actual neto del proyecto.
Según el resultado del VAN puede obtenerse las siguientes conclusiones:
VAN > 0 El proyecto cubre todos los rendimientos. Este es el resultado
más deseable.
VAN = 0 El proyecto no es rentable.
VAN < 0 La inversión producirá pérdidas por debajo de la rentabilidad
exigida.
82
A medida que mayor es la tasa de interés, menos importantes son los costes
e ingresos que se generan en una etapa futura y mayor importancia adquieren los
costes cercanos al inicio del proyecto.
El TIR es la tasa de interés con la cual el valor actual neto o valor presente
neto (VAN o VPN) se iguala a cero, es decir, anulan el VAN. Es el indicador más
fiable de la rentabilidad de un proyecto. A mayor TIR, mayor rentabilidad.
Se utiliza para decidir sobre la aceptación o rechazo de un proyecto de
inversión. Para ello, la TIR se compara con una tasa mínima o tasa de corte, el coste
de oportunidad de la inversión (si la inversión no tiene riesgo, el coste de
oportunidad utilizado para comparar la TIR será la tasa de rentabilidad libre de
riesgo) . Si la tasa de rendimiento del proyecto expresada por el TIR supera la tasa
de corte, se acepta la inversión; en caso contrario, se rechaza.
En otras palabras, es la tasa de interés por medio de la cual se recupera la
inversión. Los ingresos totales actualizados se igualan a los costes totales
actualizados.
83
4.2. Análisis inversión en Parque Eólico.
4.2.1. Costes de inversión y producción.
RESUMEN DE COSTES DE INVERSIÓN DEL PROYECTO
Tabla 15. Presupuesto parque Eólico.
Concepto €/kW Total
Aerogeneradores GAMESA G80-2MW
1.100,00 50.600.000,00 €
Suministros, transporte y montaje de los aerogeneradores.
3,80 174.800,00 €
Obra Civil 78,13 3.593.980,00 €
Sistema de Control 6,08 279.680,00 €
Sistema Eléctrico 66,11 3.041.060,00 €
Subestación Transformadora 57,70 2.654.200,00 €
Líneas de interconexión 85,46 3.931.160,00 €
Seguridad y salud 3,83 176.180,00 €
Ingeniería, Dirección de obra y Control de Calidad
9,54 438.840,00 €
Licencia y Permisos 6,00 276.000,00 €
TOTAL 65.165.900,00 €
Precio/kW instalado = 1.416,65 €
RESUMEN DE COSTES DE EXPLOTACIÓN DEL PROYECTO
Tabla 16. Resumen costes de explotación Parque Eólico.
Concepto €/MW Total 46 MW
Alquiler terrenos 4.600,00 € 211.600,00 €
Gestión y Administración 3.825,00 € 175.950,00 €
Personal y mantenimiento 20.000,00 € 920.000,00 €
Seguros e Impuestos 4.500,00 € 207.000,00 €
Total 1.514.550,00 €
Coste explotación / Kw = 0,014 €/kWh
84
Para poder calcular los costes financieros es necesario plantear una serie de
datos iniciales:
Escenario técnico energético
-La potencia instalada por medio de 23 aerogeneradores de 2MW de potencia
46 MW
-Velocidad media <v> a la atura del buje (100m)
7,62 m/s
-Factor de carga para el aerogenerador GAMESA G90
0,41
Escenario económico
-Suponemos que la inversión la hacemos en año 0. En año 1 ya hay gastos e ingresos -Suponemos una inflación constante de anual durante los 20 años de la operación
2,5%
-El interés financiero de la operación será fijo
6%
-Valor residual del campo eólico tras los 20 años de operación / Coste Inversión
20%
-Valor Residual (unidad monetaria Nominal año 20 de explotación)
13.033.180 €
-El coste de explotación a una <v> de 7,62 m/s en el buje
0,014 €/kWh
-El coste de inversión unitario
1.416,65 €/kW
Con un interés del 6% y sin tener en cuenta el efecto de la inflación, los
pagos a la financiera o grupo de inversores serían siempre constantes a lo largo de
los años.
Figura 38. Coste unitario vs interés bancario.
85
Consideramos que existe un efecto inflación en el desarrollo de cálculo.
Tenemos en este caso que evaluar que a lo largo de los años un mismo capital
rinde menos que el anterior y en un porcentaje que viene fijado por ese ratio de
inflación.
Inflación(g) 2,5
2,50%
Interés (k) 6 6%
Tasa descuento real con inflación 8,65
En la siguiente tabla se muestran los cálculos parciales necesarios para la
expresión del coste unitario de producción.
Tabla 17. Calculo coste unitario €/kWh.
Fj OMj Fj + OMj
Año "j"
Coste financiero referido al año "j" (valor nominal)
Coste de explotación referido al año "j"
Suma anual de costes de producción ref. al año "0"
0 1 1.147.977,10 € 1.514.550,00 € 2.662.527,10 €
2 1.147.977,10 € 1.559.986,50 € 2.707.963,60 €
… …… ……. ……
20 1.147.977,10 € 2.655.772,59 € 3.803.749,69 €
22.959.542,00 € 40.696.525,68 € 63.656.067,68 €
4.2.2. Viabilidad económica del proyecto.
Las variables que entran en juego son:
1.- Precio de venta de la energía eléctrica producida.
2.- Velocidad media del viento <v>.
3.- Interés financiero (ratio k).
Se considera una tasa de crecimiento del precio de compra de electricidad
del 3% anual fija para nuestro estudio a 20 años. Trasladaremos las cantidades al
año 0 de inversión.
86
Las variables de nuestro estudio serán:
k 6,0% Interés financiero
c 7,92 m/s parámetro de cálculo para Weibull
g 2,5% Inflación
z 3,0% Tasa crecimiento precio electricidad y costes OM
Precio kWh 7,5681 c/kWh Tarifa regulada (precio fijo compra electricidad)
Para todos estos valores de partida, la cuenta de resultados referida al año
de inversión queda del siguiente modo:
Tabla 18. Actividad económica del Parque Eólico.
Año Inversión Producción
kWh Venta recurso
energético
Fj+Omj referido al
año "0" VAN TIR
0 65.165.900,00 €
1 105.319.000 8.813.936,47 € 2.662.527,10 € -59.504.225,47 € -90,56% 2
105.319.000 9.078.354,57 € 2.707.963,60 € -54.107.794,51 € -68,73%
3 105.319.000 9.350.705,20 € 2.754.763,20 € -48.965.136,59 € -53,54% 4
105.319.000 9.631.226,36 € 2.802.966,78 € -44.065.192,78 € -28,47%
5 105.319.000 9.920.163,15 € 2.852.616,47 € -39.397.309,02 € -18,76% 6
105.319.000 10.217.768,04 € 2.903.755,65 € -34.951.228,66 € -11,91%
7 105.319.000 10.524.301,09 € 2.956.429,01 € -30.717.084,23 € -6,94% 8
105.319.000 10.840.030,12 € 3.010.682,56 € -26.685.388,70 € -3,23%
9 105.319.000 11.165.231,02 € 3.066.563,73 € -22.847.026,25 € -0,40% 10
105.319.000 11.500.187,95 € 3.124.121,33 € -19.193.242,70 € 1,81%
11 105.319.000 11.845.193,59 € 3.183.405,65 € -15.715.635,63 € 3,56% 12
105.319.000 12.200.549,40 € 3.244.468,51 € -12.406.144,36 € 4,97%
13 105.319.000 12.566.565,88 € 3.307.363,25 € -9.257.039,74 € 6,11% 14
105.319.000 12.943.562,86 € 3.372.144,84 € -6.260.913,86 € 7,05%
15 105.319.000 13.331.869,74 € 3.438.869,87 € -3.410.669,84 € 7,84% 16
105.319.000 13.731.825,84 € 3.507.596,65 € -699.511,48 € 8,49%
17 105.319.000 14.143.780,61 € 3.578.385,24 € 1.879.066,87 € 9,05% 18
105.319.000 14.568.094,03 € 3.651.297,48 € 4.331.290,45 € 9,52%
19 105.319.000 15.005.136,85 € 3.726.397,09 € 6.663.114,06 € 9,92% 20 105.319.000 15.455.290,96 € 3.803.749,69 € 8.880.231,83 € 10,27%
Como se puede comprobar en la tabla, hasta el año 17 no se recupera la
inversión inicial, lo que ocurre casi al final de la vida útil de la instalación.
Atendiendo al TIR se recupera alrededor del 10,27% anual de los costes de
inversión.
Por otro parte, en el estudio económico de los parques eólicos es de interés
conocer el coste unitario de producción eléctrica a partir del viento, para su
comparación con los sistemas convencionales.
87
El coste unitario de producción (Cu) se puede determinar actualizando al
año cero todos los costes (explotación y financieros) en que incurre el proyecto a lo
largo de su vida útil operativa y sumarlos todos ellos a la inversión inicial. El
cociente entre la cantidad resultante en unidades monetarias constantes del año
cero y la energía eléctrica total que se espera producir a lo largo de toda la vida del
proyecto (20 años) permite una estimación razonable del coste unitario de
producción (€/kWh) referidos al año cero.
Los resultados obtenidos son los siguientes:
FC 0,41 Factor de carga r 8,65% Tasa real de descuento incluida inflación
Inversión 60.565.900 € c 0,043 €/kWh Coste unitario de producción
Rentabilidad Final
9,38%
88
4.3. Análisis inversión en planta de electrólisis de agua.
4.3.1. Costes de inversión y producción.
RESUMEN DE COSTES DE INVERSIÓN DEL PROYECTO
Tabla 19. Resumen presupuesto planta electrólisis de agua.
Concepto Precio Cantidad Total
Planta generadora de hidrógeno mediante electrólisis de agua Angstrom Advance 600.
2.160.000,00 € 17 36.720.000,00 €
Compresor Rix-Industries 2JS2: Capacidad 1500 Nm3/h y presión 200 bar. 150.000,00 € 7 1.050.000,00 €
Depósito de agua con capacidad 1500 m3 para abastecimiento de la planta. 800.000,00 € 1 800.000,00 €
Transformador 30 kV a 220 kV. 18.000,00 € 1 18.000,00 €
Equipo Osmosis OIM090. 17.000,00 € 1 17.000,00 €
Detector-Transmisor modelo RAEGuard LEL Serie S para la detección de gases inflamables.
1.175,00 € 4 4.700,00 €
Construcción. Mano de obra y Material. 756.268,52 € 1 756.268,52 €
Total 39.365.968,52 €
Precio/kW instalado = 855,78 €/kW.
RESUMEN DE COSTES DE EXPLOTACIÓN DEL PROYECTO
Tabla 20. Resumen costes explotación planta electrólisis.
Concepto Precio Cantidad Total
Tanque de almacenamiento capacidad 50 Nm3 a 200 bar de presión. 40.000,00 € 8 320.000,00 €
Camión pesado cerrado. 10.000,00 € 1 10.000,00 €
Camión Cisterna 21 m3 26.000,00 € 5 130.000,00 €
Coste kWh eólico 0,043 €/kWh 104.968.710,00 4.513.654,53 €
TOTAL 4.973.654,53 €
Coste explotación = 2,3957 €/Kg.
89
Como hemos hecho anteriormente se plantea el escenario técnico y
económico de la instalación.
Escenario técnico energético
-La potencia instalada por medio de 17 electrolizadores de 2,7 MW
45,9 MW
-Flujo de producción Nm3/h por cada electrolizador.
600 Nm3/h.
Escenario económico
-Suponemos que la inversión la hacemos en año 0. En año 1 ya hay gastos e ingresos -Suponemos una inflación constante de anual durante los 20 años de la operación
2,5%
-El interés financiero de la operación será fijo
6%
-Valor residual de la planta tras los 20 años de operación / Coste Inversión
20%
-Valor Residual (unidad monetaria Nominal año 20 de explotación)
7.873.193,104 €
-El coste de explotación por kg de hidrógeno producido.
2,3957 €/kg
-El coste de inversión unitario
855,78 €/kW
Siguiendo el mismo procedimiento que en el apartado anterior :
Consideramos que existe un efecto inflación en el desarrollo de cálculo.
Inflación(g) 2,5
2,50%
Interés (k) 6 6%
Tasa descuento real con inflación 8,65
En la siguiente tabla se muestran los cálculos parciales necesarios para la
expresión del coste unitario de producción.
Fj OMj Fj + OMj
Año "j"
Coste financiero referido al año "j" (valor nominal)
Coste de explotación referido al año "j"
Suma anual de costes de producción ref. al año "0"
0 1 754.674,52 € 4.973.654,53 € 5.728.329,05 €
2 754.674,52 € 5.122.864,17 € 5.877.538,69 €
… …… ……. ……
20 754.674,52 € 8.721.333,32 € 9.476.007,85 €
15.093.490,47 € 133.643.959,80 € 148.737.450,27 €
90
4.3.2. Viabilidad económica del proyecto.
Las variables que entran en escena son:
1.- Precio de venta del hidrógeno producido.
2.- Coste del kWh eólico.
3.- Interés financiero (ratio k).
Se considera una tasa de crecimiento del precio de compra del hidrógeno
del 3% anual fija para nuestro estudio a 20 años. Trasladaremos las cantidades al
año 0 de inversión.
Las variables de nuestro estudio serán:
k 6,0% Interés financiero
Coste kWh eólico 0,041 €/kWh Coste de producción kWh eólico
g 2,5% Inflación
z 3,0% Tasa crecimiento precio electricidad y costes OM
Precio Kg 4,96 €/kg Tarifa regulada (precio venta hidrógeno)
Para todos estos valores de partida, la cuenta de resultados referida al año
de inversión queda del siguiente modo:
Tabla 21. Actividad económica planta electrólisis.
Año Inversión Producción Kg Venta recurso
energético Fj+Omj referido
al año "0" VAN TIR
0 39.365.968,52 €
1 2.076.047,82 9.549.819,97 € 5.728.329,05 € -35.848.719,63 € -89,75%
2
2.076.047,82 9.836.314,57 € 5.877.538,69 € -32.495.195,35 € -67,43%
3 2.076.047,82 10.131.404,01 € 6.031.224,61 € -29.298.408,60 € -52,11%
4
2.076.047,82 10.435.346,13 € 6.189.521,12 € -26.251.614,06 € -27,77%
5 2.076.047,82 10.748.406,51 € 6.352.566,51 € -23.348.305,31 € -18,08%
6
2.076.047,82 11.070.858,71 € 6.520.503,27 € -20.582.211,30 € -11,27%
7 2.076.047,82 11.402.984,47 € 6.693.478,14 € -17.947.292,29 € -6,33%
8
2.076.047,82 11.745.074,00 € 6.871.642,25 € -15.437.735,41 € -2,65%
9 2.076.047,82 12.097.426,22 € 7.055.151,28 € -13.047.949,77 € 0,16%
10
2.076.047,82 12.460.349,01 € 7.244.165,58 € -10.772.561,32 € 2,34%
11 2.076.047,82 12.834.159,48 € 7.438.850,31 € -8.606.407,47 € 4,07%
12
2.076.047,82 13.219.184,26 € 7.639.375,59 € -6.544.531,48 € 5,46%
13 2.076.047,82 13.615.759,79 € 7.845.916,62 € -4.582.176,78 € 6,59%
14
2.076.047,82 14.024.232,59 € 8.058.653,88 € -2.714.781,10 € 7,51%
15 2.076.047,82 14.444.959,56 € 8.277.773,26 € -937.970,61 € 8,28%
91
16
2.076.047,82 14.878.308,35 € 8.503.466,22 € 752.445,97 € 8,93%
17 2.076.047,82 15.324.657,60 € 8.735.929,97 € 2.360.483,32 € 9,47%
18
2.076.047,82 15.784.397,33 € 8.975.367,64 € 3.889.985,42 € 9,93%
19 2.076.047,82 16.257.929,25 € 9.221.988,43 € 5.344.631,35 € 10,32%
20 2.076.047,82 16.745.667,13 € 9.476.007,85 € 6.727.941,11 € 10,66%
En este caso, tras analizar el VAN se comprueba que hasta el año 16 no se
recupera la inversión inicial. Atendiendo al TIR se recupera alrededor del 11%
anual de los costes de inversión.
Con los resultados obtenidos, se determina el coste del Kg de hidrógeno
producido con intenciones comerciales. Fijar objetivos de reducción de costes
consiguiendo economías de escala con la estandarización del proceso será vital
para conseguir impulsar esta tecnología.
Los resultados son los siguientes:
r 8,65% Tasa real de descuento incluida inflación Inversión 39.365.968 € Coste H2 2,871 €/kg Coste unitario de producción
Rentabilidad Final
11,3%
92
4.4. Análisis inversión en planta de gasificación de
plasma.
4.3.1. Costes de inversión y producción.
RESUMEN DE COSTES DE INVERSIÓN DEL PROYECTO
Tabla 22. Resumen presupuesto planta Gasificadora de Plasma.
Concepto Precio Cantidad Total
Estudios, Proyectos y Primer establecimiento
20.000,00 € 1 20.000,00 €
Adquisición de terrenos 425,00 € 20.000 8.500.000,00 €
Obra Civil 2.000.000,00 € 1 2.000.000,00 €
Sistema Arco de Plasma 18.000.000,00 € 1 18.000.000,00 €
Tolva y cinta transportadora 34.000,00 € 1 34.000,00 €
Unidad de separación de aire 1.192.480,00 € 1 1.192.480,00 €
Compresor de Syngas y sistema de limpieza
1.603.000,00 € 1 1.603.000,00 €
Sistema de turbina de vapor 9.000.000,00 € 1 9.000.000,00 €
Mobiliario, Informática, Otras aplicaciones 65.000,00 € 1 65.000,00 €
Total 40.414.480,00 €
RESUMEN DE COSTES DE EXPLOTACIÓN DEL PROYECTO
Tabla 23. Resumen costes explotación planta Gasificación de Plasma.
Concepto Precio Cant Total
Coque metalúrgico 102,17 € 1.320 134.864,40 €
Polvo de caliza 7,60 € 2.640 20.064,00 €
Costes de operación 350.000,00 € 1,00 350.000,00 €
Mantenimiento 800.000,00 € 1,00 800.000,00 €
TOTAL 1.304.928,40 €
Coste explotación = 0,73 €/kg H2.
93
Escenario técnico energético
-La potencia instalada planta Gasificadora.
2,8 MW
-Flujo de producción Nm3/h de gas de síntesis.
5000 Nm3/h.
Escenario económico
-Suponemos que la inversión la hacemos en año 0. En año 1 ya hay gastos e ingresos -Suponemos una inflación constante de anual durante los 20 años de la operación
2,5%
-El interés financiero de la operación será fijo
6%
-Valor residual de la planta tras los 20 años de operación / Coste Inversión
20%
-Valor Residual (unidad monetaria Nominal año 20 de explotación)
7.182.896 €
-El coste de explotación por kg de hidrógeno producido.
1,19 €/kg
Siguiendo el mismo procedimiento que en el apartado anterior :
Consideramos que existe un efecto inflación en el desarrollo de cálculo.
Inflación(g) 2,5
2,50%
Interés (k) 6 6%
Tasa descuento real con inflación 8,65
4.4.2. Viabilidad económica del proyecto.
Las variables que entran en escena son:
1.- Precio de venta del hidrógeno producido.
2.- Coste del kWh.
3.- Interés financiero (ratio k).
Se considera una tasa de crecimiento del precio de compra del hidrógeno
del 3% anual fija para nuestro estudio a 20 años. Trasladaremos las cantidades al
año 0 de inversión.
94
Las variables de nuestro estudio serán:
k 6,0% Interés financiero
Coste kWh 0,11 €/kWh Coste de producción kWh eólico
g 2,5% Inflación
z 3,0% Tasa crecimiento precio electricidad y costes OM
Precio Slag €/T 2,25 Residuos €/T 115 Precio Kg 4,96 €/kg Tarifa regulada (precio venta hidrógeno)
Para todos estos valores de partida, la cuenta de resultados referida al año
de inversión queda del siguiente modo:
Tabla 24. Actividad económica planta Gasificación de Plasma.
Año Inversión Recepción
Recurso Venta Slag Producción Kg
Venta recurso energético
Fj+Omj referido al
año "0" VAN TIR
0 40.414.480
1 33.000 11.550 1.778.436,00 12.001.793,10 € 1.789.794,12 € -31.015.493,37
€ -73,86%
2 33.000 11.550 1.778.436,00 12.361.846,89 € 1.828.941,96 € -22.092.949,27
€ -34,77%
3 33.000 11.550 1.778.436,00 12.732.702,30 € 1.869.264,24 € -13.623.052,82
€ -11,24% 4 33.000 11.550 1.778.436,00 13.114.683,37 € 1.910.796,18 € -5.583.168,42 € 2,31% 5 33.000 11.550 1.778.436,00 13.508.123,87 € 1.953.574,08 € 2.048.234,35 € 10,53% 6 33.000 11.550 1.778.436,00 13.913.367,59 € 1.997.635,32 € 9.291.632,41 € 15,78% 7 33.000 11.550 1.778.436,00 14.330.768,61 € 2.043.018,40 € 16.166.498,76 € 19,27% 8 33.000 11.550 1.778.436,00 14.760.691,67 € 2.089.762,97 € 22.691.349,81 € 21,67% 9 33.000 11.550 1.778.436,00 15.203.512,42 € 2.137.909,87 € 28.883.790,66 € 23,36%
10 33.000 11.550 1.778.436,00 15.659.617,79 € 2.187.501,18 € 34.760.558,40 € 24,58% 11 33.000 11.550 1.778.436,00 16.129.406,33 € 2.238.580,24 € 40.337.563,44 € 25,48% 12 33.000 11.550 1.778.436,00 16.613.288,52 € 2.291.191,66 € 45.629.929,05 € 26,15% 13 33.000 11.550 1.778.436,00 17.111.687,17 € 2.345.381,42 € 50.652.029,07 € 26,65% 14 33.000 11.550 1.778.436,00 17.625.037,79 € 2.401.196,88 € 55.417.523,96 € 27,03% 15 33.000 11.550 1.778.436,00 18.153.788,92 € 2.458.686,81 € 59.939.395,13 € 27,33% 16 33.000 11.550 1.778.436,00 18.698.402,59 € 2.517.901,43 € 64.229.977,85 € 27,56% 17 33.000 11.550 1.778.436,00 19.259.354,67 € 2.578.892,49 € 68.300.992,44 € 27,73% 18 33.000 11.550 1.778.436,00 19.837.135,31 € 2.641.713,28 € 72.163.574,21 € 27,87% 19 33.000 11.550 1.778.436,00 20.432.249,37 € 2.706.418,69 € 75.828.301,94 € 27,98% 20 33.000 11.550 1.778.436,00 21.045.216,85 € 2.773.065,27 € 79.305.224,97 € 28,06%
Observando el VAN se comprueba que en el año 5 se amortiza la instalación
y empieza a generar beneficios con una rentabilidad anual del 28,06 % como indica
el TIR. El precio unitario de recepción de residuos recibido es de 115 €/T. La
proporción de slag generada es de 0,35 T slag/T residuo, que se vende a 2,25 €/T.
95
Con los resultados obtenidos, se determina el coste del Kg de hidrógeno
producido. Los resultados son los siguientes:
r 8,65% Tasa real de descuento incluida inflación Inversión 35.914.480 € Coste H2 1,65 €/kg Coste unitario de producción
Rentabilidad Final
11,3%
96
4.5. Análisis económico reformado de gas natural con
vapor de agua.
4.5.1. Análisis termoeconómico.
El funcionamiento del sistema reformador requiere del suministro continuo
al reformador de gas natural GN y de vapor de agua. Se requiere de una instalación,
un reformador propiamente dicho, un precalentador de GN que eleve la
temperatura hasta la temperatura de operación del reformador y de un generador
de vapor de agua (caldera). La inversión en equipamiento será la correspondiente
al reformador, la del generador de vapor, considerando bomba y válvulas, y demás
componentes auxiliares.
El costo unitario de producción de hidrógeno involucra la compra e
instalación del reformador, su operación y mantenimiento expresado en €/kWh de
hidrógeno producido, según la ecuación:
El costo de inversión por compra e instalación
está dado por la
ecuación:
donde es el costo de inversión del equipamiento propiamente dicho, f el
factor de anualidad en 1/año, el tiempo de operación del sistema en horas por
año y la potencia o flujo de energía en el hidrógeno producido en kW de
hidrógeno.
El coste de manteamiento
se estima en un 10 % de la inversión del
reformador. El coste de operación
depende de los gastos generados por
operarios, los costes de suministro de gas natural y de producción de vapor, de
acuerdo con la ecuación:
97
El costo de operación debido al personal involucra los sueldos de
empleados encargados de actividades directivas, administrativas, de supervisión y
control, los salarios del personal en actividades productivas directamente y las
prestaciones de los empleados y asalariados, y se calcula de acuerdo a la ecuación:
donde es el número de operarios, es el número de meses al año,
es el salario (teniendo en cuenta prestaciones) en €/empleado.
El costo de operación por suministro de gas natural se calcula mediante
la ecuación:
donde es el coste de compra del gas natural en €/kWh, y la
potencia o flujo de energía disponible en el GN en kW, calculada para un caudal
de GN en /s.
donde es la entalpía del combustible o sea el Poder calorífico inferior
PCI del GN evaluado en 35169 KJ/ . El suministro de gas natural se realiza
directamente de la red, pudiendo utilizar tanques de almacenamiento en zonas
alejadas de la red. Se considera la compra directa a través de contrato al mercado
de Gas natural.
El coste de operación de vapor se indica en la ecuación:
donde es la potencia o flujo de energía disponible en el vapor en
K . La ecuación para el cálculo del caudal de vapor , siendo la
entalpía específica del vapor en kJ/ .
98
es el coste del vapor de agua, la ecuación involucra el coste de la
inversión para la instalación de un generador de vapor (caldera y equipos
auxiliares), el coste del generador de vapor, así como también el coste de
mantenimiento de la caldera.
EL coste de inversión de la caldera se determina:
depende del capital invertido , del tiempo de operación de la misma, del
factor de anualidad y de la potencia disponible en el vapor. El coste de generación
de vapor en la caldera dependerá tanto del tipo y coste unitario del
combustible seleccionado, de la eficiencia de la caldera, de las horas de operación
de la misma, como de la temperatura y presión de salida del vapor.
donde es la potencia o flujo de energía disponible suministrada por
el combustible a ser utilizado en la caldera en para un caudal en
y se calcula como el producto del flujo de combustible multiplicado por
la entalpía del combustible, , evaluada a partir del Poder Calorífico Inferior
PCI del combustible seleccionado. El coste de mantenimiento se estima en un 10 %
del coste de inversión de la caldera.
El coste de financiación, correspondiente al pago de intereses originados
por préstamos otorgados por las instituciones financieras o fabricantes de equipos
para realizar las inversiones del proyecto y para el capital de trabajo, ha sido
calculado de acuerdo con la siguiente ecuación, donde f es el factor de anualidad en
1/año, k el periodo de amortización estimado en 5 años,
99
y que se define por la siguiente ecuación, siendo r la tasa de crédito anual,
evaluada en un 6%.
La conclusión que puede obtenerse tras las ecuaciones presentadas es que
el coste del hidrógeno depende en gran medida del coste de compra del gas natural
y del combustible para la generación del vapor de la caldera. El coste energético de
generación de vapor en la caldera convencional varía según el equipamiento
siendo dependiente del combustible utilizado.
4.5.2. Resumen de costes y resultados.
La tabla siguiente muestra el precio unitario en €/Nm3 para cada una de las
variables que influyen en el coste unitario de producción, dependiendo además del
tamaño de planta.
Tabla 25. Resumen coste unitario de producción hidrógeno por reformado.
100
La distribución de costes en el precio unitario final de producción queda de
la siguiente manera dependiendo el tamaño de planta:
Figura 39. Coste de producción H2 por reformado.
Y como se apuntaba anteriormente y se puede observar en el gráfico, el
coste de producción es muy sensible al coste del metano y al capital invertido
fundamentalmente. Para poder efectuar la comparación con los otros métodos de
producción será necesario expresar el coste unitario de producción en las mismas
unidades, es decir, €/kg de hidrógeno.
Coste unitario a gran escala =
101
Capítulo 5. Conclusiones.
A lo largo del estudio se han presentado tres procesos diferentes de
producción de hidrógeno, distingüendo entre tecnología convencional, como es el
reformador de gas natural, y tecnologías en desarrollo, como la electrolisis
mediante fuente renovable o la gasificación de residuos por plasma. Se debe
considerar que ante la falta de datos indicadores fiables y legítimos; información
de operación de equipos, nivel de eficiencia de algunos procesos o costes de
producción entre otros, en algunos casos se han calculado los datos necesarios a
partir de la información adquirida en la etapa de documentación.
Se ha definido en este proyecto que el proceso de producción de hidrógeno
más favorable es la gasificación de residuos por plasma. Puede observarse la
recopilación de los resultados obtenidos en la siguiente figura, correspondientes a
la distribución de precios clasificadas según el proceso.
Figura 40. Precio de producción kg de hidrógeno.
El método gasificador no solo es más barato que el resto, sino que como se
analizo en apartados anteriores el balance energético es muy positivo. La propia
electricidad que requiere el sistema generador por plasma, fundamentalmente las
antorchas para el reactor de gasificación, puede ser obtenida mediante una turbina
0,00 0,50 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00
Electrólisis del agua
con Energía Eólica
Reformado Gas Natural
Gasificación por
Plasma
Coste Producción Hidrógeno
2,871 1,78 1,65
Pre
cio
€/k
g
Métodos de producción
102
de vapor que aprovecha el calor del gas de síntesis a la salida del reactor. También
puede aprovecharse el slag vitrificado que se genera como resultado de la
combustión. Además el combustible necesario para el funcionamiento de la planta,
residuos sólidos urbanos fundamentalmente, son un bien energético por cuyo
tratamiento se percibe una compensación.
Por otro lado, otro aspecto a tener muy en cuenta en los criterios de
decisión entre un método u otro, es el grado de contaminación que se produce
paralelamente al proceso. Bien sea directamente por emisión de gases de efecto
invernadero fruto de procesos de combustión o indirectamente, cuya
determinación requeriría un análisis de procedencia de los recursos energéticos
utilizados en la fabricación de los equipos y materiales que intervienen en el
proceso.
Independientemente del proceso elegido, aun se presentan muchos
inconvenientes en el almacenaje y transporte del hidrógeno. Al tratarse de una
molécula extremadamente ligera, es necesario comprimirlo, lo que conlleva un
gasto de energía importante. Aun así, los niveles de volumen conseguidos hasta la
fecha distan mucho de lo requerido por el mercado actual. Este problema resulta
determinante, por ejemplo, si queremos destinar el hidrógeno al sector del
transporte, cuyos principales competidores presentan densidades volumétricas
mayores y una tecnología establecida desde hace años.
No obstante, son problemas que, a corto plazo y gracias a la investigación
deben ser resueltos. El almacenamiento en hidruros metálicos parece ser la opción
que apunta a resolver el problema de espacio.
Otra variable importante, el precio de venta del . A falta de un mercado
establecido el valor indicativo tomado en el estudio fue de 4,6 €/kg. Frente a las
frecuentes variaciones de los precios de la electricidad en bolsa, la central que
decida producir hidrógeno adicional, que aproveche la energía excedente como
puede ser el caso de los parques eólicos, deberá estar continuamente tomando
decisiones ajustadas a condiciones cambiantes entre producir el hidrógeno
propiamente dicho o vender la electricidad a la red. Cabe destacar que se perdería
la posibilidad de proporcionar almacenamiento energético contribuyendo así a la
optimización de operación de la central y a la reducción de costes de producción.
103
Por último, señalar que existen evidencias de que los datos recogidos del
AEMET para las velocidades medias de viento son demasiado optimistas y que en
la práctica, son realmente menores. Teniendo en cuenta esto, se explica que el
precio obtenido de 0,041 €/kWh se aleje un poco de la realidad actual, donde el
coste de generación unitario se sitúa alrededor de los 0,07 €/kWh. Como
consecuencia se deriva que los costes del proceso de generación de hidrógeno por
electrólisis también aumentarían proporcionalmente al valor actual.
Si bien definir la sustentabilidad de los procesos de producción de
hidrógeno es el objetivo de esta tesis, la decisión final de qué tecnologías
desarrollar o qué plantas construir tiene muchas más implicaciones y son
considerados otros factores ajenos a los puramente energéticos.
Los resultados de este estudio son indicativos de un punto de partida para
realizar investigaciones futuras de mayor alcance y profundidad, con el propósito
en mente de alcanzar los objetivos “20-20-20” de la directiva europea y ser capaces
de lograr un desarrollo sostenible utilizando de manera responsable y eficiente los
recursos disponibles.
104
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