Islas y sitios remotos: haciendo números cuando el diésel no puede subir la colina

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16 de junio de 2020

En sitios remotos en Maluku, Palawan y Sabah, el diésel entregado puede costar varias veces el precio en surtidor. Una vez que se incluyen el transporte, la manipulación, las pérdidas, el robo y el mantenimiento de los generadores, el costo por kWh de carga servida por año produce una respuesta contraintuitiva y muestra exactamente dónde ganan cada uno el plomo, el carbono y el litio.

Lo que realmente cuesta un grupo electrógeno diésel en una isla

Los sitios remotos en las islas exteriores de Maluku, Papua y Sulawesi en Indonesia, en Palawan y las tierras altas de Mindanao en Filipinas, y en el interior de Sabah y Sarawak comparten una propiedad: la red o no existe o solo llega unas pocas horas al día. El respaldo en estos sitios no es un respaldo en absoluto: es el suministro principal y el generador diésel funciona de ocho a veinte horas al día. En ese momento, el precio de una cadena de baterías es irrelevante; lo que importa es el costo por kWh de carga servida por año. El costo del diésel entregado tiene cinco componentes: el precio del surtidor, el flete hasta el embarcadero, el transporte de segundo tramo desde el embarcadero al sitio (barco, motocicleta, transporte humano), pérdidas y robos de almacenamiento, y mantenimiento y revisión del generador amortizados por horas de funcionamiento. En sitios montañosos que requieren transporte de carga, el segundo tramo por sí solo puede costar entre una y dos veces el precio del combustible; Si se añaden servicios cada 500 horas y revisiones cada 5.000 horas, la ruta del diésel normalmente cuesta entre dos y cuatro veces la generación de diésel urbano por kWh. Y ese número varía con el precio del combustible y la capacidad logística, variables que ningún operador controla.

Conversión del precio de la batería en costo por kWh-año

Las comparaciones de baterías no tienen sentido a menos que se conviertan a una base común. El cálculo correcto suma el precio de compra, el número de reemplazos a lo largo de la vida útil, el transporte y la mano de obra para cada reemplazo, y el costo de energía de las pérdidas de carga/descarga, luego lo divide por la capacidad nominal × profundidad utilizable de descarga × años de ciclo, lo que da el costo por kWh-año. Tomemos como ejemplo una cadena de 48 V/100 Ah con capacidad de 4,8 kWh: con una profundidad de descarga del 50 % solo se pueden utilizar 2,4 kWh, y en un ciclo diario esos 2,4 kWh deben durar 365 días. Si la cuerda se reemplaza cada tres años, las tres compras cuentan, no sólo la primera. Este único paso expone dos errores comunes: tratar la capacidad nominal como capacidad utilizable y tratar la vida de diseño como un ciclo de vida. En ciclos diarios, una batería con capacidad para doce años de servicio de flotación puede realizar sólo de 300 a 500 ciclos, agotada en un año.

Por qué el plomo y el carbono son adecuados para el ciclismo diario

Bajo un ciclo de carga-descarga al día con largos períodos en estado de carga parcial, la AGM ordinaria falla notoriamente: la placa negativa se sulfata rápidamente en PSoC, formando cristales densos de sulfato de plomo que el voltaje de carga normal no puede reducir, por lo que la capacidad se pierde permanentemente. El plomo-carbono aborda esto directamente agregando carbón activado a la placa negativa, creando un mecanismo de almacenamiento electroquímico y capacitivo combinado de modo que la corriente de carga tome preferentemente el camino capacitivo y el sulfato no se acumule en la superficie de la placa. La serie LLC (300–1000 Ah, seis modelos, 2 V) utiliza tecnología de capacitancia de plomo-carbono con un ciclo de vida de cuatro a cinco veces mayor que el de los productos convencionales en servicio PSoC, aproximadamente un 30 % mejor de aceptación de carga y una vida útil de diseño de veinte años. Para los sitios insulares, la carga un 30% más rápida puede importar más que el ciclo de vida: el generador funciona solo unas pocas horas al día, la ventana de carga es corta y la aceptación de la carga determina cuánta energía se recupera cada día y, por lo tanto, si el sitio sobrevive hasta el siguiente período de generación.

Cuando el litio es la respuesta correcta

El litio no es un plomo-carbono mejorado; es un límite de aplicabilidad diferente. Los sistemas LiFePO4 de 48 V (serie SDA10, 50–200 Ah, cuatro modelos) ofrecen descarga continua de 1 C y un ciclo de vida muy largo con un volumen y peso de entre un tercio y la mitad del equivalente de capacidad de plomo-ácido. Tres situaciones favorecen el litio: sitios con espacio o carga de piso limitados, como gabinetes pequeños montados en una plataforma de torre donde el plomo-ácido simplemente no cabe; aplicaciones que necesitan alta corriente instantánea, donde 1C significa que una cadena de 100 Ah puede entregar 100 A continuamente, lo que el plomo-ácido no puede hacer en el mismo volumen; y sitios con una vida útil superior a diez años y costos de transporte muy altos, donde el alto costo inicial se compensa con dos reemplazos evitados. Por el contrario, en sitios donde la temperatura ambiente se mantiene por encima de los 45 °C sin gestión térmica, la ventaja de vida útil del litio se erosiona drásticamente y la tolerancia al calor del plomo-carbono es más confiable. La prueba no es qué tecnología es más avanzada, sino cuál de las tres (perfil de temperatura, frecuencia de ciclismo, costo de transporte) es más cara en ese sitio.

Tres topologías híbridas

Los sitios isleños casi nunca se ejecutan en una única fuente y la elección de la topología determina la eficiencia general. El primero es diésel primario con respaldo de batería: el generador funciona contra carga y la batería cubre los espacios de cambio y el apagado nocturno. El costo de modernización más bajo, adecuado para cargas pequeñas donde el suministro de combustible es factible pero la red está completamente ausente. El segundo es energía solar más batería más diésel en espera: la energía fotovoltaica sirve para cargar y cargar la batería durante el día, la batería se descarga por la noche y el diésel arranca sólo después de un período prolongado de cielo nublado o de agotamiento de la batería. Las horas de funcionamiento del diésel pueden caer por debajo de dos por día con el mayor ahorro de combustible, pero necesita un área de disposición adecuada y protección contra el polvo. La tercera es una configuración solar totalmente renovable con batería y viento pequeño, viable sólo donde la velocidad del viento anual es estable y la carga es pequeña, de utilidad limitada en el cinturón de monzones del Sudeste Asiático. Lo que los tres comparten es que la batería pasa del modo de espera al motor primario de ciclo diario, por lo que el ciclo de vida, la aceptación de la carga y el comportamiento a altas temperaturas deciden la economía del sistema, no la eficiencia del generador.

Dimensionamiento de la batería en un sistema híbrido

La capacidad de la batería en un sistema híbrido debe dimensionarse para el período más largo sin recarga, no para las horas de respaldo, y las dos respuestas pueden diferir en un factor de dos. El cálculo tiene cuatro pasos. Primero, el consumo de energía diario: carga en kW × 24 horas, teniendo en cuenta que las cargas diurnas y nocturnas generalmente difieren y deben calcularse por separado y luego sumarse. En segundo lugar, el período nublado consecutivo más largo: dos o tres días en el cinturón monzónico del Sudeste Asiático, tres de los cuales son conservadores; Las tierras altas de África oriental muestran una nubosidad más variable, así que agregue un día. En tercer lugar, requisito de capacidad utilizable = consumo diario × días nublados ÷ profundidad de descarga permitida, tomando DOD al 70%. Cuarto, aplique corrección de temperatura y envejecimiento, normalmente de ×1,15 a ×1,25. Para un sitio que consume 24 kWh al día, tres días de autonomía al 70% DOD necesitan alrededor de 103 kWh utilizables, o aproximadamente 124 kWh después de una corrección del 20%. Esa cifra suele ser mucho mayor que la que produce un cálculo de "reserva de cuatro horas", porque los dos responden a preguntas diferentes: una es qué hacer cuando el sol no aparece durante tres días, la otra es qué hacer durante un apagón de cuatro horas. En un sitio fuera de la red sólo la primera es significativa. Si se reduce su tamaño, el sistema colapsará en el primer período de cielo nublado, normalmente en el momento en que las comunicaciones son más importantes; Se sobredimensiona y la recuperación se prolonga hasta que el proyecto fracasa en el comité de presupuesto. Tomemos la cifra conservadora de cielo nublado; no reduzca la capacidad a dos días para ahorrar capital. View Telecom Backup Power Selection