Científicos de la Universidad Politécnica de Madrid han realizado un estudio comparativo de las configuraciones de acoplamiento directo e indirecto de energía fotovoltaica y electrolizadores para la producción de hidrógeno verde (H2). El estudio se basó en simulaciones numéricas realizadas en el software MATLAB, con condiciones meteorológicas basadas en un año meteorológico típico en Madrid.
Los sistemas de hidrógeno alimentados por energía fotovoltaica en los que la entrada del electrolizador está conectada a la salida eléctrica del generador fotovoltaico sin una etapa de potencia intermedia suelen denominarse de configuración de acoplamiento directo. Los sistemas con configuración indirecta, por el contrario, incorporan componentes electrónicos para polarizar el generador FV a su máxima potencia y utilizan un seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT) que garantiza la maximización de la generación de energía FV a medida que varían las condiciones meteorológicas, con un convertidor CC-CC que adapta la potencia de salida proporcionada por el MPPT a la potencia de entrada del electrolizador.
«La configuración indirecta implica una etapa de potencia (PS) con un seguidor del punto de máxima potencia y un convertidor CC-CC, que mantiene una transferencia de potencia óptima de la fotovoltaica a los electrolizadores, pero incurre en pérdidas en la PS. La configuración directa evita estas pérdidas pero requiere un diseño específico del generador fotovoltaico para lograr una transferencia eléctrica elevada», señalan los científicos, refiriéndose a las principales ventajas e inconvenientes de cada configuración.
«En defensa del acoplamiento directo, varios autores afirman que esta configuración podría ser lo suficientemente buena como para que el electrolizador trabaje cerca del MPP si el conjunto fotovoltaico y el electrolizador están correctamente diseñados; otros declaran que la configuración de acoplamiento directo es económicamente ventajosa, ya que se evitan por completo los costes de los sistemas de acoplamiento electrónico».
El grupo de investigación realizó una serie de simulaciones en un montaje experimental compuesto por un módulo solar de 100 W y un electrolizador de membrana de intercambio protónico (PEM) con una densidad de corriente máxima de 4 A-cm2. En el caso del sistema indirecto, se supone que la eficiencia del convertidor CC-CC es del 95%, mientras que en el caso del sistema directo, se optimizaron el número de células solares conectadas en serie y el área de las células, conservando la potencia del módulo fotovoltaico para una comparación equitativa.
«La presencia del MPPT hace que el módulo fotovoltaico funcione a su MPPT para todas las condiciones meteorológicas, a diferencia de la configuración de acoplamiento directo, que sólo funciona cerca del MPPT para un rango escaso de irradiancia y temperatura globales, incluso cuando se ha optimizado su número de células», explicó el grupo.
«Esta mayor potencia fotovoltaica se traduce también en una mayor cantidad de energía eléctrica transferida al electrolizador y, por tanto, en una mayor producción de H2».
Mediante este análisis, los científicos descubrieron que, gracias a la PS, la configuración de acoplamiento indirecto puede inyectar en el electrolizador 223 kWh al año de energía eléctrica, lo que supone un 39,4% más que la configuración directa. Esto bastaría para producir 5,79 kg de H2 en un año, lo que supondría un 37,5% más que la cantidad producida en el sistema de acoplamiento directo.
También se comprobó que el sistema directo alcanzaba una eficiencia energética del 5%, mientras que el indirecto mostraba una eficiencia del 6,9%.
Además, los científicos también evaluaron qué sistema es más resistente a las pérdidas de potencia del módulo. Si perdiera una de las 20 células del módulo fotovoltaico, el sistema directo perdería el 18,3% de su producción de H2, mientras que el indirecto sólo perdería el 5%. Si se perdieran siete células, el sistema directo dejaría de producir H2, mientras que el indirecto seguiría produciéndolo, aunque con una capacidad un 37% inferior.
Además, los académicos descubrieron que sólo cuando la eficiencia del convertidor CC-CC cae por debajo del 73% producirá menos H2 que el sistema de acoplamiento directo. «Para que un diseño de convertidor CC-CC se considere válido, su eficiencia debe superar el 90%, por lo que es poco probable que se produzca un escenario con eficiencias y producción de H2 tan bajas como en el acoplamiento directo», subrayaron los investigadores.
Sus conclusiones pueden consultarse en el estudio «Optimizing hydrogen Production: A comparative study of direct and indirect coupling between photovoltaics and electrolyzer» (Optimización de la producción de hidrógeno: un estudio comparativo del acoplamiento directo e indirecto entre la energía fotovoltaica y el electrolizador), publicado en Energy Conversion and Management.
Este contenido está protegido por derechos de autor y no se puede reutilizar. Si desea cooperar con nosotros y desea reutilizar parte de nuestro contenido, contacte: editors@pv-magazine.com.
Al enviar este formulario, usted acepta que pv magazine utilice sus datos con el fin de publicar su comentario.
Sus datos personales solo se divulgarán o transmitirán a terceros para evitar el filtrado de spam o si es necesario para el mantenimiento técnico del sitio web. Cualquier otra transferencia a terceros no tendrá lugar a menos que esté justificada sobre la base de las regulaciones de protección de datos aplicables o si pv magazine está legalmente obligado a hacerlo.
Puede revocar este consentimiento en cualquier momento con efecto para el futuro, en cuyo caso sus datos personales se eliminarán inmediatamente. De lo contrario, sus datos serán eliminados cuando pv magazine haya procesado su solicitud o si se ha cumplido el propósito del almacenamiento de datos.
Puede encontrar más información sobre privacidad de datos en nuestra Política de protección de datos.