Aprovechamiento de las turbinas de gas para la producción de hidrógeno

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Use of gas turbines for the production of hydrogen

Resumen

Se pretende proponer una solución para la producción de hidrógeno de forma distribuida mediante la reutilización de los gases de escape de las turbinas de gas. La solución actual (CTCC) pasa por utilizar los gases de escape de las turbinas para calentar agua en una caldera y generar vapor para mover una turbina y producir electricidad, con lo cual en el conjunto mejora el rendimiento. El mayor inconveniente es la falta de eficacia de este sistema para equipos de pequeño tamaño y la inercia térmica de la caldera que retrasa el funcionamiento del ciclo de vapor. Con el sistema de generación de hidrógeno mediante termólisis, se propone un sistema que puede ser utilizado con eficacia también a pequeñas turbinas y con una inercia térmica mejor que disminuya los tiempos de arranque del conjunto del sistema. El hidrógeno generado se reciclaría como combustible, de esta forma se mejora el rendimiento y se contribuye a la disminución de la generación de gases de efecto invernadero.

Palabras clave
Producción distribuida, hidrógeno, turbina, termólisis.

Abstract

It is intended to propose a solution for the production of hydrogen in a distributed way by means of the reuse of the exhaust gases of the Gas Turbines. The current solution (CTCC) involves using the exhaust gases of the turbines to heat water in a boiler and generate steam to move a turbine and produce electricity, which in the set improves performance. The biggest drawback is the lack of efficiency of this system for small equipment and thermal inertia that delays the operation of the steam cycle. With the system of generation of hydrogen through thermolysis, a system is proposed that can be used effectively also for small turbines and with a better thermal inertia that decreases the starting times of the system as a whole. The hydrogen generated would be recycled as fuel, thus improving performance and contributing to the reduction of the generation of greenhouse gases.

Keywords
Distributed production, hydrogen, turbine, thermolysis.

Recibido / received: 03/03/2019. Aceptado / accepted: 09/06/2019.

Sistemas de generación de hidrógeno mediante ciclos termoquímicos (Termólisis)

Se conocen unos 115 ciclos termoquímicos para la producción de hidrógeno; sin embargo, se tienen que tener en cuenta una serie de criterios para seleccionar el más adecuado según la necesidad económica y conocimiento del proceso etc.

Los sistemas de producción de hidrógeno mediante sistemas termoquímicos se pueden clasificar según la temperatura. CLASE I temperaturas moderadas T< 1.000 K, CLASE II temperaturas comprendidas entre 1.000 K <= T <= 2.500 K y los de CLASE III para temperaturas altas T > 2.500 K.

Ciclos termoquímicos de temperatura moderada (CLASE I)

A continuación, se describen los más significativos de la CLASE I de baja temperatura.

Ciclo híbrido de azufre (Ciclo Westinghouse)

Consta de dos etapas, la primera es la disociación del ácido sulfúrico, y es una reacción endotérmica.

H2SO4 -> H2O + SO3 ( T> 450 ºC)

SO3 -> SO2 + ½ O2 ( T> 800 ºC con catalizador)

En la segunda etapa de hidrólisis es la regeneración del ácido sulfúrico, a la vez que se produce hidrógeno, y ésta es una reacción exotérmica.

2H2O + SO2 -> H2SO4 + H2 (electrólisis a 80 ºC)

Las ventajas que presenta este ciclo es que las propiedades termodinámicas son conocidas y las reacciones secundarias son mínimas. El proceso ha sido probado a escala de laboratorio y demostrado en una planta piloto; el rendimiento es del 42%.

El inconveniente es que es un híbrido, lo cual presenta problemas asociados al proceso electroquímico y necesita un sistema eléctrico.

Ciclo yodo-azufre (General Atomic Process)

El ciclo se desarrolla en tres etapas.

La primera etapa en fase líquida, que produce ácido sulfúrico y yoduro de hidrógeno acuoso.

I2 + SO2 + 2H2O -> 2HI + H2SO4 (T=120 ºC exotérmica)

La segunda etapa es la descomposición del yoduro de hidrógeno para obtener Hidrógeno.

2HI -> I2 + H2 (T=350 ºC endotérmica)

La tercera etapa consiste en la disociación del ácido sulfúrico.

H2SO4 -> SO2 + H2O + ½ O2 (T=850 ºC endotérmica)

Las ventajas es que todas las etapas del proceso son en fase fluida, las propiedades termodinámicas son conocidas, es un proceso operado a escala de laboratorio y presenta un rendimiento del 38%.

Ciclo termoquímico UT-3

Este ciclo ha sido desarrollado por Kameyama y Yoshida en la Universidad de Tokio. En este ciclo se producen las cuatro reacciones siguientes:

CaBr2 + H2O -> CaO + 2HBr (T=760 ºC )

CaO + Br2 -> CaBr2 + ½ O2 (T=672 ºC )

Fe3O4 + 8HBr -> 3FeBr2 + 4H2O + Br2 (T=212 ºC )

3FeBr2 + 4H2O -> Fe3O4 + 6HBr + H2 (T=560 ºC )

Este ciclo presenta la ventaja de estar bien estudiado y presentar un rendimiento del 43%.

Ciclo cobre clorhídrico híbrido

Este ciclo consta de cuatro etapas, tres reacciones térmicas en las que se genera hidrógeno, oxígeno cloruro de hidrógeno, y un paso electroquímico donde el cloruro de cobre (l) se descompone en metal y en cloruro de cobre (ll); el oxígeno se produce a partir del oxicloruro de cobre.

Las reacciones son las siguientes:

2Cu + 2HCl -> 2Cu + H2 (T=450 ºC )

4CuCl -> 2CuCl2 + 2Cu (T= 50 ºC electroquímica)

2CuCl2 + H2O -> CuOxCuCl2 + 2HCl (T=400 ºC)

CuOxCuCl2 + 2CuCl2 -> 2CuCl + ½ O2 (T=530 ºC )

La principal ventaja de este ciclo es la baja temperatura y su alta eficiencia (42%). Además, los materiales activos en el ciclo son baratos. Como desventaja, el uso de exceso de agua de hidrólisis puede ser mitigado por el funcionamiento de baja presión del reactor, lo que supone un gasto de energía. La mezcla acuosa CuCl y CuCl2 debe ser procesado para separar éstas, lo cual es un problema añadido.

Ciclos termoquímicos de temperatura media y alta (CLASE II y CLASE III)

En este apartado se incluyen los ciclos que necesitan altas temperaturas, lo cual los hace menos atractivos. (Ver tabla I de los principales ciclos termoquímicos de temperatura media-alta)

El rendimiento de los distintos procesos de CLASE II y CLASE III se puede comparar en la tabla II: Rendimientos según proceso.

Generación de hidrógeno de forma distribuida

El transporte y almacenamiento del hidrógeno presenta diferentes problemas, y la energía consumida en el proceso puede llegar a ser importante. La propuesta expuesta pretende dar una opción más económica.

Mediante la generación distribuida y su consumo en la misma planta, se permite evitar los costes de transporte y almacenaje a gran escala. En este documento se proponen dos formas de hacerlo, que están pensadas para el aprovechamiento de los sistemas de generación existentes en nuestro país: centrales de ciclo combinado y generación con turbinas de gas.

Generación de hidrógeno con turbinas de gas

Con este sistema se pretende el aprovechamiento de los gases de escape de alta entalpia de las turbinas para poder descomponer el agua por termólisis, y así obtener hidrógeno. El Hidrógeno producido se reconduciría a la cámara de combustión. De esta manera se disminuará el consumo de gas, aumentando el rendimiento y disminuyendo la generación de gases de efecto invernadero. En la figura I puede verse un diagrama de la propuesta para un ciclo basado en proceso de termólisis de baja temperatura.

La ventaja que se pretende con este sistema es poder realizar una instalación de complejidad inferior a las instalaciones convencionales de recuperación de calor residual de las turbinas de gas, como es el caso de los ciclos combinados que necesitan caldera de recuperación y turbina de vapor, para tamaños de equipos pequeños, turbina y caldera de recuperación; en este caso, las instalaciones pierden su atractivo.

En el planteamiento propuesto, el sistema más apropiado serían los ciclos de baja temperatura, como el cobre clorhídrico híbrido que opera con temperaturas de 530ºC en el ciclo de más temperatura, y temperaturas más inferiores en los otros ciclos. Esto permite aprovechar escalonadamente los gases de escape de la turbina.

Este proceso estará sujeto a progresivos estudios para mejorar el ciclo, así como la posibilidad de poder construirlo de forma compacta y rentable. Dado que la turbina puede presentar un rendimiento próximo al 40%, y el ciclo de termólisis estaría en torno al 39%, se pude estimar un rendimiento teórico del conjunto superior al 60% y una reducción de emisiones cercanas al 50 %.

Para la utilización de ciclos termoquímicos de temperatura media, sería necesario realizar una adaptación de los gases de salida de la turbina para aumentar su temperatura; esto sería posible mediante la combustión de parte de hidrógeno generado, aprovechando el exceso de oxígeno existente en los gases de escape de la turbina.

A diferencia del caso anterior, donde el ciclo de cobre clorhídrico híbrido está poco estudiado, lo tres ciclos posibles a utilizar están más desarrollados, lo cual facilitaría su utilización. La dificultad de esta instalación está en adecuar las entalpias de los gases para adaptarlos en cada caso. En principio, parte de los gases de salida de la turbina no tendrían suficiente temperatura, lo cual obliga a utilizar parte del hidrógeno para quemarlo, aprovechando el exceso de oxígeno del gasto másico de la turbina. De esta manera se consiguen las temperaturas de 900 ºC necesarias para las reacciones del proceso; el resto de niveles de temperaturas de los distintos procesos se tienen que combinar escalonadamente adecuándolos en cada caso. En la figura II se refleja la configuración para un ciclo de termólisis de temperatura media.

Para el caso de la utilización de ciclos termoquímicos de temperatura media, este rendimiento sería inferior. El atractivo que puede presentar es usar ciclos termoquímicos probados y de operación más sencillos.

Para este caso, los ciclos termólisis pueden ser varios; los posibles que se podrían utilizar serían los de temperatura media, inferior o igual a 900 ºC, tales como el ciclo híbrido de azufre (Ciclo Westinghause), ciclo yodo azufre (General Atomic Process) o el Ciclo UT-3 desarrollado en la universidad de Tokio.

La inversión necesaria en I+D+i no solo afectaría al propio ciclo de termólisis, sino a la necesidad de hacer plantas demostración que ratifiquen su viabilidad.

Este sistema tiene que ser capaz de ofrecer una solución compacta y factible para poder adaptarlo a las instalaciones existentes. El rendimiento óptimo de la instalación tendrá que determinarse en el conjunto, y puede que no coincida con el de la turbina.

Generación de hidrógeno con ciclos combinados

En las instalaciones de ciclo combinado se instala una caldera de recuperación para aprovechamiento de los gases de escape de la turbina y la producción de vapor, que posteriormente aprovecharemos en una turbina para producir energía eléctrica. En esta propuesta se trata de mejorar las instalaciones de generación de energía eléctrica con el sistema de ciclo combinado.

La idea consiste en una planta de generación de hidrógeno por termólisis que se instalaría a la salida de los gases de la turbina; posteriormente el calor residual de los gases de escape se aprovecharía para el calentamiento de la caldera de recuperación y producir vapor. Por otra parte, el calor residual de baja entalpia se utilizaría para el calentamiento de los ciclos de menor temperatura, y de esta manera optimizar el proceso. Para este caso, los ciclos de termólisis empleados serían similares a los propuestos para generación con TG, con ciclos termoquímicos de temperatura media.

En este caso, el estudio resulta de bastante complejidad y exigirá modelos de simulación donde se verá implicado el balance térmico y másico de las turbinas, tanto de gas como de vapor; dada la complejidad del sistema será necesario realizar un estudio del con-junto de la instalación con el balance térmico y másico del conjunto.

Para poder determinar con más precisión, sería necesario realizar el estudio con programas de simulación, dado que el balance térmico requiere varias interacciones para poder determinar mejor su punto de funcionamiento; así como las posibilidades de aprovechamiento de las etapas térmicas necesarias en proceso de termólisis. En la figura III se propone una configuración básica de generación de hidrógeno con CTCC.

Este sistema, al igual que en el caso anterior, tiene que ser capaz de ofrecer una solución atractiva para poder adaptarlo a las plantas de ciclo combinado existentes. Esta solución afectaría considerablemente al diseño completo de las plantas de generación del tipo CTCC, lo que la hace menos atractiva y de difícil implantación en las plantas existentes.

Conclusiones

El reto a superar sería encontrar unas soluciones de fácil aplicación a las instalaciones existentes y que puedan mejorar su rendimiento. De esa forma, se puede contribuir a la disminución de gases de efecto invernadero y a una mayor eficiencia en la producción eléctrica.

La posibilidad de poder mejorar el rendimiento de las plantas de generación eléctrica existentes, sin tener que realizar grandes inversiones, puede ser una solución atractiva a corto y medio plazo para los problemas que plantean las energías renovables, baja densidad energética, producción no uniforme y difícil almacenar.

En principio, la solución propuesta para la recuperación térmica de los gases de escape de las turbinas de gas parece la solución más factible y viable, dado que la intervención en el diseño de plantas de tipo CTCC requiere una mayor complejidad e inversión.

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