ES2968440T3 - Conjunto formado por una instalación de combustión y un sistema de optimización energética y medioambiental - Google Patents

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Abstract

Sistema de optimización energética y ambiental de una instalación que comprende al menos un aparato de combustión (1) con quemador (3). El sistema comprende un electrolizador (2) y un sistema de inyección (4) conectado a al menos una entrada de combustible (3a) y/u oxidante (3b) del quemador (3). El sistema de inyección es capaz de inyectar, en dicha entrada, gases procedentes del electrolizador (2) y/o una mezcla de estos gases y un fluido combustible y/o un fluido oxidante. El electrolizador (2) y/o el sistema de inyección (2) se controlan en base a al menos una información procedente del aparato de combustión (1) y/o sensores (6x) de la instalación. El electrolizador puede comprender un intercambiador de calor (2a) para enfriar el dispositivo y/o precalentar el agua (EP) que luego será calentada (EC) por el aparato de combustión (1). (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Conjunto formado por una instalación de combustión y un sistema de optimización energética y medioambientalCampo técnico general y técnica anterior
La presente invención se refiere a un conjunto que comprende un sistema de optimización energética y medioambiental y una instalación que comprende al menos un aparato de combustión con quemador.
En general, se sabe que es deseable poder mejorar la eficiencia energética y la vida útil de los equipos basados en quemadores (calderas, hornos, etc.), en particular los utilizados en viviendas individuales o colectivas o en empresas. En particular, los aparatos de combustión tienen eficiencias limitadas porque utilizan principalmente aire como comburente/oxidante, conteniendo sólo una pequeña proporción de oxígeno y siendo el resto principalmente nitrógeno. Además, existe el deseo de poder reducir significativamente las emisiones de gases de efecto invernadero u otros contaminantes como el CO<2>, el CO o los óxidos de nitrógeno (NOx), que son contaminantes y tóxicos, generados por los equipos existentes que consumen aire como comburente/oxidante.
También existe el deseo de reducir la dependencia y el consumo de combustibles fósiles utilizados para hacer funcionar estos equipos.
La energía consumida en los edificios es una fuente importante de emisiones de CO<2>, y la mejora de la eficiencia de los aparatos de combustión se ha identificado como una palanca que puede tener un impacto significativo en las emisiones de gases de efecto invernadero.
Otra forma importante de combatir las emisiones contaminantes es el uso de energías renovables, especialmente en forma de electricidad, como la solar o la eólica.
Sus aplicaciones, en particular en los hogares, están actualmente limitadas en la medida en que la energía eléctrica que producen a menudo no está sincronizada con la demanda de los consumidores.
Una solución que empieza a aplicarse es la "Power To Gas" (según la terminología anglosajona habitual). La mayor parte de la electricidad generada por estas energías renovables se convierte en hidrógeno por electrólisis del agua. Convertida de este modo, esta energía puede almacenarse y transportarse por las redes existentes, como las de gas ciudad.
Sin embargo, las soluciones "Power to Gas" no están muy extendidas en la actualidad. En particular, las redes subterráneas de gas ciudad actuales no siempre son adecuadas para transportar hidrógeno comprimido, combinado o no con gas ciudad.
Además, los aparatos de combustión no conectados a las redes de gas no pueden beneficiarse de estas soluciones "Power to Gas". En cambio, estos aparatos de combustión están conectados a las redes eléctricas y, a veces, incluso a una instalación local de producción de electricidad.
Además, la producción de hidrógeno por electrólisis va acompañada de una producción de oxígeno que no se recupera. Esto corresponde a la pérdida de una parte importante de los gases producidos durante la operación de electrólisis.
Por último, una gran parte de la energía eléctrica utilizada para la electrólisis se pierde en forma de generación de calor residual (efecto joule) y no se recupera, lo que limita la eficiencia global de esta operación.
El documento WO 2017/196174 A1 muestra las características especificadas en el preámbulo de la reivindicación 1. Por lo tanto, existe una necesidad general de una solución que permita la generación y el almacenamiento de hidrógeno y/u oxígeno para su uso local, sin transporte en redes de gas, con recuperación de oxígeno así como del calor producido durante la electrólisis. Esta solución permite optimizar energética y medioambientalmente una instalación compuesta por un aparato de combustión con quemador.
Presentación general de la invención
Un objetivo general de la invención es superar las desventajas de la técnica anterior.
Para ello, la invención propone combinar todos los tipos de aparatos de combustión, conectados o no a la red de gas de distribución, que comprendan al menos un quemador, incluidos en particular los aparatos de combustión de viviendas individuales o colectivas, o de empresas, con electrolizadores locales situados cerca de estos aparatos de combustión. Ventajosamente, la invención permite utilizar una fuente de electricidad, renovable o no, para generar calor descarbonizado en aparatos de combustión que utilizan inicialmente combustibles fósiles carbonosos.
Estos electrolizadores locales están conectados a las entradas de combustible y/o de oxidante de estos aparatos de combustión.
Permiten inyectar hidrógeno y/u oxígeno generados localmente -de forma individual o mezclada- para, entre otras cosas, neutralizar total o parcialmente la generación de gases contaminantes y tóxicos como NOx, CO<2>o CO.
Gracias a esta inyección de hidrógeno y/o de oxígeno, la combustión efectuada y el rendimiento de los aparatos de combustión mejoran sensiblemente, en particular debido al aporte calorífico y energético de estos gases suministrados por el electrolizador. Además, la combustión es más limpia, con menos obstrucciones (generación de partículas, etc.), lo que también hace que los aparatos de combustión sean más duraderos y se reduzca su mantenimiento.
Además, estos electrolizadores permiten reducir el coste del combustible fósil inicial, que aumenta constantemente como consecuencia de la tensión en los mercados mundiales de recursos energéticos.
La distribución de la inyección de hidrógeno y/u oxígeno en el aparato de combustión se controla mediante un módulo electrónico situado en la instalación que puede conectarse al aparato de combustión, al dispositivo de producción de hidrógeno y/u oxígeno y a los sensores.
También puede incluir una caja de comunicación que se comunique con un servidor remoto para transmitirle diversos parámetros de funcionamiento de la instalación con regularidad o a petición.
Este servidor capitaliza así el comportamiento de funcionamiento de una multitud de instalaciones que comprenden aparatos de combustión.
Este servidor remoto también puede comunicarse con los módulos de control locales para enviarles información que modifique su programación de distribución de inyección de gas.
Según la invención, para mejorar la eficiencia de la instalación, la energía calorífica liberada por el electrolizador durante la generación de hidrógeno y/u oxígeno se utiliza a su vez para precalentar el agua que circula por el aparato de combustión (recuperación del calor perdido al realizar la cogeneración) mediante un intercambiador de calor.
Esta energía térmica también puede utilizarse para alimentar circuitos secundarios (calentadores de agua para agua caliente sanitaria, por ejemplo).
El dihidrógeno excedente puede almacenarse localmente para ser utilizado más tarde, de forma desincronizada, para alimentar el aparato de combustión de la instalación o convertirse en energía eléctrica in situ mediante una pila de combustible.
El electrolizador también puede ser alimentado por una fuente de energía renovable (solar (paneles fotovoltaicos), eólica, hidráulica, o cualquier generador de electricidad "verde".
En particular, esta fuente de energía renovable puede utilizarse para generar hidrógeno y/u oxígeno cuando el aparato de combustión no está en funcionamiento. A continuación, el hidrógeno y/o el oxígeno producidos se almacenan.
En general, un sistema local de este tipo permite una eficiencia global muy mejorada, debido a la producción de hidrógeno, la producción y recuperación de oxígeno, y la recuperación de la energía térmica generada durante la reacción de electrólisis.
Además, se evitan el transporte de gas y las pérdidas de energía debidas al efecto Joule.
Así, según un aspecto, la invención propone un conjunto según la reivindicación 1.
En otro aspecto, se propone un conjunto según la reivindicación 2.
Ventajosamente, el sistema de inyección comprende componentes fluídicos para controlar, en diferentes modos, la inyección de hidrógeno y/o gases de oxígeno a la entrada de combustible del quemador del aparato de combustión y/o a la entrada de oxidante del quemador del aparato de combustión.
En particular, el módulo electrónico está adaptado para controlar los diversos modos de inyección para permitir que todos o algunos de los gases de hidrógeno y/u oxígeno se inyecten en la entrada de combustible del quemador del aparato de combustión y/o que todos o algunos de los gases de hidrógeno y/u oxígeno se inyecten en la entrada de oxidante del quemador del aparato de combustión.
Según una realización alternativa, el sistema de inyección también está adaptado para que los gases de hidrógeno y/u oxígeno se mezclen con un fluido combustible o un fluido oxidante dentro de dicho sistema, antes de la inyección en al menos una entrada de combustible y/u oxidante del aparato de combustión.
El módulo electrónico también puede comprender al menos un módulo de telecomunicaciones para transmitir datos desde el aparato de combustión y/o el dispositivo de producción de hidrógeno y/u oxígeno y/o los sensores de la instalación a un servidor remoto.
Además, el conjunto puede comprender un servidor remoto que almacena y procesa los datos de funcionamiento recibidos de uno o más módulo(s) electrónico(s) para generar, por ejemplo, información de mantenimiento.
En una posible variante, el dispositivo de producción de hidrógeno y/u oxígeno por electrólisis del agua está acoplado a una fuente de alimentación de energía renovable.
Alternativa o adicionalmente, el conjunto comprende también un sistema de almacenamiento local capaz de almacenar todo o parte del hidrógeno y/o del oxígeno generados en excedente por el dispositivo de producción por electrólisis del agua, siendo el módulo electrónico capaz de controlar el sistema de inyección para alimentar posteriormente el aparato de combustión, de manera desincronizada con la producción de hidrógeno y/o de oxígeno, con el hidrógeno y/o el oxígeno así almacenados.
El conjunto también puede comprender una pila de combustible que recibe como entrada hidrógeno almacenado en dicho sistema de almacenamiento y convierte el hidrógeno en energía eléctrica.
Presentación de las figuras y descripción
La siguiente descripción es puramente ilustrativa y no limitativa. Debe leerse junto con los dibujos adjuntos en los que:
La figura 1 ilustra un circuito de caldera que incorpora un electrolizador según una posible realización de la invención, y más generalmente un conjunto (referenciado por 10) que comprende al menos un aparato de combustión con quemador(es) y al menos un sistema de optimización energética y medioambiental;
La figura 2 ilustra esquemáticamente el quemador de una caldera de este tipo y sus distintos modos de admisión;
La figura 3 ilustra una instalación que comprende al menos un sistema de optimización energética y medioambiental en el que el electrolizador y/o el sistema de inyección están integrados en el aparato de combustión.
Descripción de una o varias realizaciones
La instalación ilustrada en la figura 1 comprende un aparato de combustión 1 y un electrolizador 2.
El aparato 1 comprende un quemador 3 y puede ser de cualquier tipo: caldera, hornos, etc. La instalación de la que forma parte puede equipar un edificio MTD, como una vivienda unifamiliar. Alternativamente, el sistema puede instalarse en una vivienda colectiva o en el edificio de una empresa.
En el ejemplo de la figura 1, el aparato de combustión 1 es una caldera individual que quema combustible fósil líquido o gaseoso C: gasóleo doméstico, propano, butano, gas ciudad, etc., y cuyo oxidante OX comburente es el aire. Proporciona calefacción central para una vivienda BAT, calefacción para un circuito principal de agua caliente o para un circuito secundario.
Su quemador 3 calienta un fluido caloportador o un circuito de agua caliente EC-EF-EP El electrolizador 2 puede utilizar varios tipos de tecnología de electrólisis, como por ejemplo de tipo alcalina o PEM (Proton Exchange Membrane).
Ventajosamente, puede integrarse en el aparato de combustión 1, con el fin de simplificar la interconexión electrónica y/o mecánica entre dicho aparato 1 y dicho electrolizador 2. Alternativamente, puede estar fuera del aparato de combustión 1, pero en el mismo lugar que éste, lo más cerca posible de dicho aparato 1 con vistas a la hibridación con éste.
Su potencia está dimensionada en función del aparato de combustión 1, cuyo rendimiento y combustión debe optimizar. Por ejemplo, para uso doméstico individual, la potencia del electrolizador puede oscilar entre 200 y 3000W. Para generar hidrógeno H<2>y oxígeno O<2>, se alimenta, de forma continua o no, con agua de red, agua de lluvia o agua filtrada y/o purificada (desmineralizada, osmotizada, destilada, etc.).
Con el fin de optimizar al máximo la eficiencia energética de la instalación, y en particular del electrolizador 2, el agua fría EF procedente del retorno del circuito de calefacción puede admitirse en el intercambiador 2a, permitiendo por una parte recuperar el calor generado durante la operación de electrólisis y por otra parte refrigerar el electrolizador 2 para un funcionamiento óptimo.
Esta agua se precalienta EP mediante el intercambiador de calor 2a, que puede estar situado en el interior o a la salida del electrolizador 2, por la reacción térmica producida en el mismo. Puede estar integrado o no en la célula de electrólisis 2c.
Este intercambiador de calor 2a es, por ejemplo, un intercambiador de calor líquido/líquido o aire/líquido.
A continuación, el agua precalentada EP procedente del intercambiador 2a del electrolizador 2 se envía a la caldera 1 para ser calentada (circuito de agua caliente EC). También puede utilizarse para alimentar circuitos secundarios (calentadores de agua para agua caliente sanitaria, por ejemplo).
Es ventajoso incorporar el electrolizador 2 directamente dentro de la caldera, ya que esto proporciona un sistema mecánicamente más simple con transferencias de fluidos más sencillas. Esto permite diseñar una caldera con un electrolizador integrado desde la fase de diseño/fabricación, y así acercar al máximo los componentes/funciones desde el punto de vista fluídico, mecánico, térmico, electrónico e informático... Esto también significa ganancias en términos de compacidad, peso, seguridad y costes de fabricación.
El intercambiador de calor 2a puede integrarse ventajosamente en el electrolizador 2, o incluso directamente en la célula de electrólisis 2c. Para conseguir la mejor transferencia de calor posible, es ventajoso captar el calor generado lo más cerca posible de la célula 2c mecánica, fluida y térmicamente. De este modo se evitan las pérdidas de calor y/o las restricciones de fluido que provocaría un intercambiador situado fuera del electrolizador 2 y para el que habría que transferir el calor a través de un fluido caloportador. También se necesitaría una bomba para la circulación, lo que supondría un consumo energético adicional. Al integrar el intercambiador de calor 2a en el electrolizador 2 o directamente en la célula de electrólisis 2c, se mejora la eficiencia global (térmica, energética, mecánica, fluídica, etc.). Esta configuración técnica se convierte en una ventaja adicional definitiva si el electrolizador 2 se va a integrar en el interior de la caldera.
Los gases hidrógeno H<2>y/u oxígeno O<2>se envían a través del sistema de inyección multicanal 4 a las entradas del quemador 3 de la caldera 1 para mejorar su combustión.
El régimen de hibridación, es decir, la relación de admisión entre los gases de hidrógeno H<2>y/u oxígeno O<2>, y el combustible fósil inicial C y/u oxidante OX, puede oscilar ventajosamente entre 0% y 100%.
Típicamente, en gas ciudad, la mezcla en el aparato de combustión 1 puede estar enriquecida con hidrógeno H<2>(del orden del 6 al 20% en masa).
La hibridación proporciona un aporte energético descarbonizado a la combustión fósil así producida. En particular, mejora el balance de carbono y medioambiental (las llamas F del quemador 3 del aparato de combustión 1 generan menos NOx, CO<2>, CO, etc.) y proporciona una mayor eficiencia energética.
En particular, el oxígeno O<2>evita la formación de NOx, mientras que el hidrógeno H<2>optimiza la combustión de los combustibles fósiles C.
Cabe señalar también que el sistema propuesto permite revalorizar el oxígeno O<2>producido por el electrolizador 2 en lugar de liberarlo a la atmósfera, ya que no puede almacenarse y/o transportarse simultáneamente con el hidrógeno en las redes de gas de la red.
Esto aumenta la eficiencia global.
En combinación con la cogeneración lograda por el intercambiador 2a, la recuperación de oxígeno O<2>aumenta la eficiencia global del proceso de electrólisis y combustión, alcanzando la eficiencia térmica global del electrolizador 2 hasta un 98%.
La producción de gas también se realiza in situ, lo que evita los problemas de trazado y adaptación de las redes de gas.
El sistema también comprende un módulo electrónico 5 conectado al electrolizador 2, al aparato de combustión 1 y/o a los sensores 6x de la instalación, que se muestran de forma no exhaustiva en la figura 1 porque su número y tipo dependen del aparato de combustión 1 que se va a hibridar.
Los sensores 6x son típicamente sondas térmicas, caudalímetros de gas, sensores de presión o caudalímetros de gas/líquido. Se encuentran, por ejemplo, en los circuitos por los que circula el agua o el fluido caloportador EC-EF-EP Alternativamente, pueden situarse en circuitos por los que circulen combustibles C y/u oxidantes OX. Estos sensores 6x también pueden ser internos al aparato de combustión 1 y/o al electrolizador 2.
El módulo 5 controla el electrolizador 2 y/o la admisión de gases de hidrógeno H<2>y/o oxígeno O<2>en el aparato de combustión 1. Este módulo electrónico 5 puede estar integrado o no en el electrolizador 2, con o sin su electrónica de control 2b.
El control que realiza es función de la información transmitida por la electrónica 1 a incluida en el aparato de combustión 1 y/o por los sensores 6x de la instalación.
Por ejemplo, el módulo 5 enciende el electrolizador 2 cuando se detecta el encendido del aparato de combustión 1.
También controla la admisión de hidrógeno gaseoso H<2>y/u oxígeno gaseoso O<2>en las entradas de admisión 3a y 3b del aparato de combustión 1 mientras el agua que circula por el circuito EC-EF-EP no haya alcanzado un punto de consigna de temperatura determinado.
La detección de la puesta en marcha del electrolizador 2 se realiza, por ejemplo, mediante la detección de la demanda de combustible C en el sistema, típicamente:
• detección por el consumo de combustible fósil C mediante un caudalímetro de gas 6x;
• detección por el consumo de combustible fósil C mediante un sensor de presión 6x (típicamente, por ejemplo, el consumo se detecta cuando se detecta una presión negativa o una presión inferior a la presión de referencia);
• detección de conmutación eléctrica de la válvula de admisión de combustible fósil C ;
• detección mediante una orden electrónica establecida por el módulo electrónico 5 que comunica entre el electrolizador 2 y el aparato de combustión 1.
De manera más general, el módulo 5 controla las admisiones de fluidos C, OX, H<2>y/o O<2>en la caldera 1 a través del sistema de inyección 4 con el fin de controlar el estado de combustión en función del consumo de combustible C/oxidante OX.
Se programa en función del tipo de aparato de combustión 1 y del combustible C utilizado para obtener la máxima eficacia energética con vistas a consumir la menor cantidad posible de combustible fósil C.
El sistema también comprende un sistema 4 para inyectar gases H<2>y/o O<2>desde el electrolizador 2. Este sistema de inyección 4 (formado típicamente por piezas mecánicas y componentes fluídicos 4x como mezcladores, válvulas, válvulas de control -manuales y/o controladas electrónicamente-, electroválvulas, tubos de circulación y/o conducción, restricciones, etc.) está conectado a al menos una entrada de combustible 3a y/o al menos una entrada de oxidante 3b del aparato de combustión 1.
De este modo, el aparato de combustión 1 puede incorporar el sistema de inyección 4 que define varias vías de inyección de fluido que permiten, en particular, mezclar el hidrógeno gaseoso H<2>y/o el oxígeno gaseoso O<2>en el combustible C o en el comburente OX. El sistema de inyección 4 está conectado al quemador 3 mediante conexiones de inyección 8a y 8b.
Por ejemplo, estos gases pueden inyectarse en el quemador 3 del aparato de combustión 1, por separado o simultáneamente, a través de la admisión de aire (oxidante OX).
También pueden inyectarse en el quemador 3 del aparato de combustión 1, por separado o simultáneamente, a través de la entrada de gas ciudad (combustible C).
Alternativamente, la mezcla entre los gases de hidrógeno, los gases de oxígeno y el fluido combustible (u oxidante) puede llevarse a cabo dentro del sistema de inyección 4, que está configurado para este fin. La inyección en las entradas/admisiones 3a y 3b tiene lugar después de la mezcla. En el ejemplo de la figura 2, se utilizan dos entradas 3a y 3b para inyectar hidrógeno H<2>y/u oxígeno O<2>respectivamente:
• entrada 3a: con metano C (tubo de inyección 8a) en la cámara de combustión 3 ;
• entrada 3b: con aire OX (inyección 8b), directamente en la llama F del quemador 3.
Se proporcionan mezcladores 4a y 4b aguas arriba de estas dos entradas 3a y 3b para controlar las proporciones de hidrógeno H<2>y oxígeno O<2>enviadas a cada una.
Esta posibilidad de inyección en las diferentes entradas del aparato de combustión 1 permite cubrir todos los modos de admisión posibles para los fluidos C, OX, H<2>, O<2>con el fin de optimizar la combustión.
Para un valor calorífico neto (VCN) determinado, se necesitan diferentes volúmenes de combustible. Si comparamos el hidrógeno con el metano o el GLP (como el propano o el butano, por ejemplo), hay un factor de alrededor de 3. En otras palabras, en volumen, se necesita unas 3 veces más hidrógeno para obtener la misma PCI. Esto significa que cuando se inyecta hidrógeno (y/u oxígeno) en el combustible inicial, se sustituye parte de su volumen inicial y, por tanto, se elimina parte de la PCI inicial. Para compensar este efecto y mejorar así la eficiencia energética, el rendimiento o la optimización energética de la instalación, es ventajoso inyectar hidrógeno y/u oxígeno, también en el lado de entrada del comburente del quemador. Además de evitar una limitación del volumen/PCI de combustible, esta opción de admisión (3b) permite también cubrir una gama más amplia de parámetros posibles, gracias a un doble control (entrada de energía del lado del combustible y/o del lado del oxidante) y a un control más fino de la combustión final del 100% de las entradas, es decir, hidrógeno, oxígeno, oxidante (generalmente aire ambiente) y el combustible inicial.
A tal efecto, los modos de admisión controlada pueden ser todo o nada o proporcionales (0 a 100% de hidrógeno H<2>y/o de oxígeno O<2>, del lado del combustible C y/o del lado del comburente OX), lo que permite inyectar los fluidos, individual o colectivamente, mezclados o no, total o parcialmente, a través de al menos una de las entradas 3a y/o 3b del quemador 3 del aparato de combustión 1. Esto permite un control total.
El módulo electrónico 5 puede regular el sistema de inyección 4 en función de las diferentes fases de funcionamiento del aparato de combustión 1 y definir los flujos de gas/líquido a inyectar en las diferentes entradas 3a y/o 3b para admitir la "mejor relación combustible/oxidante" en el quemador 3 del aparato de combustión 1.
En particular, realiza las siguientes funciones:
• establecimiento de la solicitud por el sistema electrónico 1a que proporciona información a la caldera 1 ;
• control del electrolizador 2 para dar los flujos iniciales de hidrógeno H<2>y/o de oxígeno O<2>;
• ajuste de aberturas/caudales en los componentes de admisión de fluidos 4x.
También hay que señalar que el ajuste del sistema de inyección 4 puede realizarse de forma electrónica o manual para permitir una adaptación correcta a cada modelo de aparato de combustión 1 y, en particular, a sus velocidades de funcionamiento y/o a sus modelos de quemador 3.
El módulo electrónico 5 también comprende al menos un módulo de telecomunicaciones 5a que le permite intercambiar datos con un servidor remoto 7. La comunicación puede ser por cualquier medio: telefonía móvil GSM, comunicaciones de baja potencia como RFID, SigFox, LoRa o LTE-M, corrientes PLC a un nodo de centralización entre varias viviendas, etc.
Los datos transferidos al servidor 7 son, por ejemplo, los datos de funcionamiento del aparato de combustión 1, los del electrolizador 2, así como los datos procedentes de los sensores 6x de la instalación o del ajuste de los componentes fluídicos 4x del sistema de inyección 4.
De este modo, el servidor 7 puede realizar, entre otras, las siguientes funciones: monitorización, mantenimiento, almacenamiento y análisis de datos de diferentes tipos de aparatos de combustión 1.
La optimización energética de la combustión fósil es posible gracias a la inyección de hidrógeno y/o de oxígeno (del lado del combustible o del oxidante) ; estos gases son producidos por un sistema de electrólisis del agua (con recuperación de calor si es posible a través de un intercambiador o en el interior del sistema), y dichos gases son mezclados por un sistema multicanal que permite dosificar su composición (en particular, la relación volumétrica de hidrógeno, oxígeno, oxidante (generalmente aire ambiente) y combustible inicial). Este cambio en el combustible inicial y el oxidante a la entrada del quemador tiene el efecto de sustituir parte del combustible fósil inicial por electricidad (electrones). Para que esta sustitución energética sea relevante desde el punto de vista medioambiental, parece obvio conectar dicha instalación a fuentes renovables de energía eléctrica, ofreciendo energía eléctrica producida con bajas emisiones de CO<2>.
Pero esto no es suficiente, porque si la instalación está permanentemente conectada a fuentes de energía eléctrica renovables, tendrá un rango de funcionamiento reducido. En particular, porque las fuentes renovables de electricidad tienen dificultades para funcionar de noche, son intermitentes o cuando no hay viento ni sol. Además, si la instalación está permanentemente conectada a la red eléctrica tradicional, no sabrá cuándo es oportuno que funcione, lo que garantiza que consuma electricidad con menor impacto ambiental que el combustible fósil inicial al que sustituye.
La interacción con la red de distribución eléctrica es, por tanto, ventajosa para permitir que el sistema de optimización energética cumpla su función medioambiental de alto valor añadido. Esta interacción puede lograrse mediante un sistema de telecomunicaciones remoto interconectado entre la instalación y la red inteligente a la que está conectada (eléctricamente). Esta telecomunicación a distancia hace que la instalación sea adaptable, lo que le permite producir agua caliente con bajas emisiones de CO<2>. Además, la instalación puede ser conectada, supervisada y/o controlada por operadores y/o controladores de energía (servidores). Por un lado, esto permitirá elegir/rastrear correctamente la fuente de electricidad utilizada a través de diversos mecanismos (blockchain, certificados energéticos, etc.), y por otro, poder cambiar en tiempo real de una fuente de energía eléctrica a otra en función de parámetros determinados por la red eléctrica (señal controlada, horas valle/pico, horas azul/verde, etc.). También es posible cambiar a la instalación local de producción de electricidad para autoconsumo. En tal caso, cuando hay una central eléctrica autogeneradora cerca de la instalación, el sistema de telecomunicaciones y el servidor remoto pueden determinar que es mejor cambiar a esta fuente de electricidad local, y controlar este cambio. Esto garantizará que la central se abastezca de los electrones más competitivos desde el punto de vista medioambiental y/o económico (en este caso, producidos localmente y fuera de la red).
Además, el sistema de telecomunicación a distancia puede utilizarse ventajosamente para enviar al servidor diversos parámetros relativos a la seguridad, la vigilancia, el consumo de energía, la cantidad de energía consumida por tipo de fuente de electricidad, el ahorro en términos de emisiones de CO<2>conseguido y calculado en tiempo real. También es posible enviar diversos parámetros relacionados con el mantenimiento predictivo y correctivo, la facturación de servicios energéticos, las certificaciones medioambientales, etc.).
De este modo, la red de distribución puede controlar ventajosamente el arranque y la parada del dispositivo de producción de hidrógeno y/o de oxígeno 2 y el servidor remoto 7 puede transmitir parámetros representativos de la proporción de hidrógeno, oxígeno y fluido combustible que debe inyectarse en la entrada de combustible 3a y también de la proporción de hidrógeno, oxígeno y fluido comburente que debe inyectarse en la entrada de comburente 3b.
Es bien sabido que la energía más barata y con menos emisiones de CO<2>es la producida por fuentes renovables de energía eléctrica, que se transporta a menor distancia y se consume más rápidamente. El sistema puede utilizarse en situaciones en las que se emplee energía cuya producción requiera poco CO<2>para complementar o sustituir la combustión de combustibles fósiles. Para ello, es ventajoso que la instalación pueda obtener información sobre las fuentes eléctricas a elegir, de modo que pueda optimizar la combustión del combustible fósil en cuestión desde un punto de vista energético y medioambiental. De este modo, la instalación permite limpiar/reducir el CO<2>liberado por el combustible inicial mediante el consumo eléctrico directo, más competitivo (medioambiental y económicamente) que el almacenamiento de esta energía eléctrica. Además, las fuentes de energía de baja emisión de CO<2>son cada año más baratas que otros sistemas de producción, por lo que esta hibridación de la combustión de combustibles fósiles con la energía eléctrica procedente de fuentes de energía de baja emisión de CO<2>será aún más competitiva en el futuro. Lo mismo ocurre con la energía eléctrica producida localmente, fuera de la red, en autogeneración.
Como se habrá comprendido, el sistema propuesto es fácilmente compatible con las instalaciones existentes que incorporan uno o varios aparatos de combustión 1 con quemadores 3.
Esto permite optimizar la eficiencia energética utilizando el vector hidrógeno sin necesidad de modificar o desarrollar nuevas infraestructuras de transporte de gas.
La ECU de la caldera tiene información sobre los parámetros de combustión. Para responder lo más rápidamente y lo más exactamente posible a las modificaciones de los parámetros de esta combustión, la instalación puede ventajosamente comunicar/dialogar con la caldera para calcular, en tiempo real, las mejores mezclas (hidrógeno, oxígeno, oxidante y combustible inicial) que deben producirse, así como las relaciones de inyección y las vías de inyección (oxidante y/o combustible). Además, el diálogo directo entre la instalación y la caldera evita la necesidad de costosos sensores con tiempos de respuesta variables (caudalímetros, por ejemplo). Esta interacción directa con el ordenador también garantiza una mayor seguridad.
En el ejemplo ilustrado en la figura 1, el electrolizador 2 está acoplado a una fuente de electricidad suministrada por energía renovable ENR, en este caso paneles fotovoltaicos que también se utilizan para alimentar la red eléctrica del edificio BAT de la instalación.
En la Figura 1, el sistema también incluye un sistema de almacenamiento local S.H2 capaz de almacenar todo o parte del hidrógeno H<2>generado en excedente por el electrolizador 2. El sistema también puede incluir un sistema de almacenamiento local S.O2 capaz de almacenar todo o parte del oxígeno O<2>excedente generado por el electrolizador 2. Se entiende por "locales" el almacenamiento en el edificio o en sus inmediaciones.
El módulo electrónico 5 controla el sistema de inyección 4 para, en caso necesario, suministrar posteriormente al quemador 3 el hidrógeno y/o el oxígeno almacenados de esta manera, fuera de fase con la producción de hidrógeno y/o de oxígeno H2.
El excedente de hidrógeno H<2>y/u oxígeno O<2>almacenado de este modo también puede utilizarse para generar energía eléctrica (típicamente en la Figura 1, una pila de combustible PAC que recibe como entrada el hidrógeno H<2>almacenado en dicho sistema S.H2 y convierte el hidrógeno en energía eléctrica para alimentar la red de edificios BAT).
Síntesis de las realizaciones y de las figuras descritas anteriormente
La tabla siguiente resume los componentes implementados en las realizaciones del sistema para la optimización energética y medioambiental de una instalación que comprende al menos un aparato de combustión, presentado con referencia a las Figuras 1, 2 y 3:
[Tabla 1]
En otra aplicación especialmente ventajosa, se muestra también en la figura 3 una instalación que comprende al menos un sistema de optimización energética y medioambiental y en la que el electrolizador 2 y/o el sistema de inyección 4 están integrados directamente en el aparato de combustión 3.

Claims (14)

REIVINDICACIONES
1. Conjunto que comprende:
- una instalación que comprende al menos un aparato de combustión (1) con al menos un quemador (3) que comprende al menos una entrada de combustible (3a) y al menos una entrada de oxidante (3b), y
- un sistema de optimización energética y medioambiental de la planta,
comprendiendo el sistema:
- al menos un dispositivo (2) de producción de hidrógeno y/u oxígeno por electrólisis del agua, y
- al menos un sistema de inyección (4) conectado a la entrada de combustible (3a) y/o a la entrada de oxidante (3b) del quemador (3),
siendo el sistema adecuado para:
- inyectar en la entrada de combustible (3a), gases procedentes del dispositivo (2) de producción de hidrógeno y/u oxígeno, y/o una mezcla de estos gases, así como un fluido combustible, y/o
- inyectar en la entrada oxidante (3b), gases procedentes del dispositivo (2) de producción de hidrógeno y/u oxígeno, y/o una mezcla de estos gases, así como un fluido oxidante,
comprendiendo el sistema al menos un módulo electrónico (5) conectado al dispositivo de producción de hidrógeno y/o de oxígeno (2), al aparato de combustión (1) y/o a los sensores (6x) que equipan la instalación, controlando el módulo electrónico (5) el dispositivo de producción (2) y/o el sistema de inyección (4) en función de al menos una información procedente del aparato de combustión (1) y/o de los sensores (6x) de la instalación; comprendiendo el dispositivo (2) de producción de hidrógeno y/o de oxígeno un intercambiador de calor (2a);caracterizado porqueel intercambiador de calor (2a) permite precalentar el agua (EP) destinada a ser calentada (EC) posteriormente por el aparato de combustión (1).
2. Conjunto según la reivindicación 1, en el que el intercambiador de calor (2a) permite refrigerar dicho dispositivo de producción de hidrógeno y/o de oxígeno (2).
3. Conjunto según la reivindicación 1, en el que el sistema de inyección (4) comprende componentes fluídicos (4x) para controlar, en diferentes modos, la inyección de gases de hidrógeno y/o de oxígeno a la entrada de combustible (3a) del quemador (3) del aparato de combustión (1) y/o a la entrada de oxidante (3b) del quemador (3) del aparato de combustión (1).
4. Conjunto según la reivindicación 3, en el que el módulo electrónico (5) está adaptado para controlar los diversos modos de inyección con el fin de inyectar la totalidad o parte de los gases de hidrógeno y/u oxígeno en la entrada de combustible (3a) del quemador (3) del aparato de combustión (1) y/o la totalidad o parte de los gases de hidrógeno y/u oxígeno en la entrada de oxidante (3b) del quemador (3) del aparato de combustión (1).
5. Conjunto según una de las reivindicaciones precedentes, en el que el sistema de inyección está adaptado para que los gases de hidrógeno y/u oxígeno se mezclen con un fluido combustible o un fluido oxidante en el interior de dicho sistema, antes de la inyección en al menos una entrada combustible y/u oxidante del aparato de combustión.
6. Conjunto según una de las reivindicaciones anteriores, en el que el módulo electrónico (5) comprende al menos un módulo de telecomunicación (5a) que permite la transmisión a un servidor remoto (7) de datos procedentes del aparato de combustión (1) y/o del dispositivo de producción de hidrógeno y/u oxígeno (2), de los sensores (6x) de la instalación y/o del sistema de inyección (4).
7. Conjunto según la reivindicación 6, que comprende un servidor remoto (7) que almacena y procesa los datos de funcionamiento recibidos de uno o más módulos electrónicos (5) para generar información de mantenimiento.
8. Conjunto según la reivindicación 6 o 7, en el que el servidor remoto (7) es capaz de controlar la puesta en marcha del dispositivo de producción de hidrógeno y/u oxígeno (2), y/o el servidor remoto (7) es capaz de transmitir parámetros representativos de proporciones de hidrógeno y/u oxígeno y/o fluido combustible a inyectar en la entrada de combustible (3a) y/o proporciones de hidrógeno y/u oxígeno y/o fluido oxidante a inyectar en la entrada de oxidante (3b).
9. Conjunto según una de las reivindicaciones anteriores, en el que el dispositivo (2) de producción de hidrógeno y/u oxígeno por electrólisis del agua está acoplado a una fuente de alimentación eléctrica de energía renovable (ENR).
10. Conjunto según una de las reivindicaciones anteriores, que comprende un sistema de almacenamiento local (S.H2) y/o un sistema de almacenamiento local (S.O2) capaz de almacenar todo o parte del hidrógeno y/o el oxígeno generados en excedente por el dispositivo (2) de producción por electrólisis del agua, siendo el módulo electrónico (5) capaz de controlar el sistema de inyección (4) para alimentar posteriormente el aparato de combustión (1), de forma desincronizada con la producción de hidrógeno y/o de oxígeno, con el hidrógeno y/o el oxígeno así almacenados.
11. Conjunto según la reivindicación 10, que comprende una pila de combustible (PAC) que recibe como entrada hidrógeno almacenado en dicho sistema de almacenamiento local (S.H2) y convierte el hidrógeno en energía eléctrica.
12. Conjunto (11) según una cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que el dispositivo (2) de producción de hidrógeno y/u oxígeno por electrólisis del agua y/o el sistema de inyección (4) están integrados en el aparato de combustión (1).
13. Conjunto (11) según una cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que el aparato de combustión (1) y el sistema de inyección (4) están configurados para el intercambio de parámetros representativos de proporciones de hidrógeno y/u oxígeno y/o fluido combustible a inyectar en la entrada de combustible (3a) y/o proporciones de hidrógeno y/u oxígeno y/o fluido oxidante a inyectar en la entrada de oxidante (3b).
14. Utilización de un conjunto según una de las reivindicaciones anteriores en el que el aparato de combustión (1) es una caldera.
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