Optimal Integration of a Solid-Oxide Electrolyser Cell into a Direct Steam Generation Solar Tower Plant for Zero-Emission Hydrogen Production

Resumen

La producción de hidrógeno a través de sistemas electrolíticos acoplados a fuentes de energía renovable está considerada como uno de los principales sistemas para producir hidrógeno libre de emisiones a corto-medio plazo debido a su madurez y su modularidad. Además, esta hibridación hace posible la interconexión entre el sistema eléctrico, la red de gas natural y la red de combustibles para transporte. De tal forma que el hidrógeno puede ser empleado como vector energético o para almacenamiento temporal de energía fortaleciendo con ello el sistema energético nacional. Esto permitiría una mayor penetración de energías renovables, reduciendo la dependencia energética de países exportadores de combustibles fósiles y, aumentando la seguridad energética del país. Teniendo en cuenta la capacidad de los electrolizadores de óxido sólido para reducir el consumo de electricidad en un 20-25 % respecto a los electrolizadores alcalinos o de membrana de intercambio protónico, y la capacidad de las plantas de concentración solar con sistemas de almacenamiento térmico integrado para producir electricidad y calor industrial bajo condiciones estables, la hibridación de ambos sistemas se plantea como una prometedora opción para la producción de hidrogeno a gran escala. En la presente tesis se analiza la integración de una planta de electrolisis de óxido sólido y una planta solar de receptor central con producción directa de vapor en términos energéticos y económicos. En una primera etapa del estudio, ambos subsistemas se han implementado y optimizado independientemente, para acto seguido optimizar su integración. Los resultados de las simulaciones de la planta de electrolisis muestran que las variaciones de temperatura a lo largo de las celdas electrolíticas son menores cuando el electrolizador opera en condiciones termoneutras estables que con temperatura de entrada constante. Dichas variaciones se reducen notablemente cuanto mayor es la variación de la resistencia específica por unidad de área con respecto a la temperatura. En estas condiciones la planta es capaz de operar dentro de los límites técnicos establecidos desde el 5-13 % hasta el 100 % de su capacidad máxima. Si a su vez el sistema opera bajo condiciones de conversión de vapor constante, se podría operar la planta de electrolisis con una eficiencia del 92-95 %, frente al poder calorífico superior, en todo el rango de potencias. Respecto a la planta solar, se ha realizado una comparativa entre plantas de producción directa de vapor saturado y sobrecalentado. Los resultados muestran que si bien, el rendimiento del conjunto campo de helióstatos y receptor solar es mayor en plantas de vapor saturado, la mejora de eficiencia del ciclo Rankine al aumentar la temperatura de trabajo es capaz de contrarrestar la disminución de la eficiencia del colector solar en plantas de receptor dual con producción directa de vapor sobrecalentado. Basándonos en los resultados de las simulaciones, se observa la necesidad de las plantas de vapor sobrecalentado de trabajar con vapor por encima de los 525 ºC para ser competitivas frente a las plantas de vapor saturado. Tras haber optimizado ambos subsistemas, se han desarrollado y analizado un gran número de configuraciones de planta hibrida con el objetivo de reducir las penalizaciones sobre la planta solar debido a la extracción de vapor de proceso para la evaporación del agua de alimentación del electrolizador, y reducir los consumos específicos, tanto térmicos como eléctricos, de la planta de electrolisis. Los resultados muestran que la minimización de las penalizaciones sobre la planta solar tiene mayor repercusión en la eficiencia global de planta híbrida que la reducción del consumo eléctrico alcanzada al presurizar la planta de electrolisis. Para finalizar, se han realizado simulaciones de una planta híbrida constituida por la planta solar y dos unidades de electrolisis de 2.5 MWe para el cálculo de producción anual y la obtención de los distintos costes para realizar una análisis de viabilidad económica de la planta híbrida, la cual se ha analizado en función del coste nivelado de producción de electricidad e hidrógeno. Debido a la falta de correlaciones entre dichos costes, inicialmente se analizó la producción anual de la planta solar de referencia aislada, obteniendo un valor mínimo de 207,3 €/MWhe. En base a las ganancias de vender parte de la electricidad generada a red a este precio, y a la producción de hidrógeno de la planta híbrida de referencia, el coste nivelado de venta del hidrógeno es de 11,7 €/kg. A consecuencia del alto coste de producción del hidrógeno, se analizó el coste de producción de la planta de electrolisis aislada de la planta solar. En este caso la energía eléctrica es consumida de la red a 89 €/MWhe, y se aprovecha una corriente caliente de desecho, a coste cero, de una industria cercana, reduciéndose el precio nivelado del hidrógeno en más de un 45 %, quedándose en 6,2 €/kg. En base a estos resultados, se analizó una segunda planta híbrida en la que el calor de proceso para la evaporación de la corriente de agua del electrolizador es aportado por la planta solar, mientras que la electricidad consumida se absorbe de la red a 89 €/MWhe, obteniéndose como resultado un precio mínimo de venta del hidrógeno de 6,4 €/kg. Este coste podría reducirse a 6 €/kg de hidrógeno si la degradación del electrolizador se redujese a la mitad del valor de referencia, y a 4,7 €/kg si el coste de la electricidad se redujese de 89 a 50 €/MWhe.