Resultados de inyectar un 20% de hidrógeno en una red real de gas natural

Hoy voy a exponer los resultados del H2SAREA, proyecto que se enfocaba en demostrar la viabilidad técnica de distribuir un gas combustible compuesto por gas natural y hasta un 20% de H₂ verde. El sector residencial representa el 30% del consumo de gas natural de la red de distribución, con un consumo medio de gas doméstico y comercial de 5,1 MWh/año por cliente.

Parque Científico y Tecnológico de Bizkaia

Lo interesante de este proyecto fue que el H2Loop fue construido utilizando materiales y componentes ex-servicio para evaluar de manera realista el impacto del hidrógeno en los sistemas y componentes actuales. En su día tuve la oportunidad de poder visitarlo de la mano de Gotzon Garcia (Nortegas) y Elena Silveira (Tecnalia), y si no me falla la memoria, los componentes empleados fueron usados durante 20 años en una estación de Zumaia. Aquí dejo los materiales presentes en el loop, tanto en la línea de distribución (LD), así como en la acometida (A), la instalación receptora colectiva (IRC) y en la instalación receptora individual (IRI):

Este proyecto inició en marzo de 2021, con una duración de 3 años, y entre los objetivos técnicos estaba comprender las condiciones de flujo dentro del sistema, el riesgo de fugas e ignición espontánea y la compatibilidad de los materiales y componentes de la infraestructura existente con el hidrógeno. Sobre todo, componentes como tuberías, válvulas y accesorios, compresores y otros equipos, diseñados originalmente para gas natural, pueden enfrentar desafíos para mantener su eficacia operativa y seguridad cuando se exponen al hidrógeno. Por lo que este proyecto ha servido para obtener unos datos y un know-how muy interesante a Nortegas (Distribuidora principal de gas natural en la cornisa cantábrica de la península ibérica). En la siguiente infografía podéis observar el Loop de hidrógeno.

La planta de H2SAREA

La planta consta de 4 zona diferenciadas con loop principal, loop más pequeño, zona de autoclaves e instalación doméstica. Aquí resumo las principales características de cada una de ellas.

• Loop principal: Este segmento cuenta con una red de acero de alta presión de 16 barg junto con una red de presión media de 4 barg, incorporando una Estación Reductora de Presión de Gas (GPRS) que realiza la transición de presiones de 16 barg a 4 barg.
• Loop secundario: Esta configuración emula una transición de una instalación específica del usuario desde un ajuste de presión de 2,5 barg a uno bajo de 160 mbarg, reflejando los entornos operativos de las instalaciones de recepción de usuarios comunes e instalaciones individuales. También simula aparatos de gas domésticos para evaluar su rendimiento en condiciones de uso típicas.
• Autoclaves: Estas instalaciones exponen los materiales a una atmósfera de hidrógeno al 100% tanto en condiciones de carga como de descarga. El objetivo es simular una exposición prolongada y diversos niveles de estrés, lo que proporciona datos vitales sobre el comportamiento del material a largo plazo y la resistencia a la carga en entornos de hidrógeno a alta presión.
• Instalación domestica: Que incluye un gabinete regulador, medidores de gas de membrana domésticos, medidores inteligentes ultrasónicos y de membrana, una cocina de gas, una caldera de condensación y tuberías de cobre soldadas que imitan un entorno doméstico estándar.

En primer lugar, han analizado las características del flujo y la distancia a la que las mezclas (hidrógeno y gas natural) podían considerarse homogéneas. Para ello, emplearon un estudio teórico de dinámica de fluidos computacional (CFD) a unas condiciones concretas (3,5barg, 15ºC y 15 Nm³/h) y obtuvieron que una mezcla de 80% gas natural y 20% hidrógeno es homogénea tras el punto de inyección a 4,3 m.

A su vez esta tarea implicó el diseño, la construcción y la prueba de un punto de inyección de hidrógeno, que se desarrolló para permitir la mezcla automática de hidrógeno y gas natural de dos corrientes separadas. Lo novedoso de este enfoque es que emplearon tecnología de inyección directa en lugar de mezcladores o dispositivos que inducían turbulencia para lograr la homogeneidad de la mezcla.

El blending

Las mezclas que llevaron a cabo en la planta de H2sarea, con concentración variable entre 5-30% de hidrógeno, demostraron experimentalmente una homogeneidad constante aproximadamente a 4 m del punto de inyección. De ese modo validaron lo que analizaron teóricamente, al comprobar que efectivamente, la mezcla se comportaba como un único fluido. Para ello, se han asegurado realizando las comprobaciones en la parte superior e inferior de las tuberías, eliminando la duda de una posible estratificación en un circuito en operación por las diferentes densidades de los fluidos (gas natural 0,671 kg/m³ e hidrogeno 0,084 kg/m³).

Durante el proyecto han ensayado más de 12.000 h de operación, unos 500 días, con un contenido variable de hidrógeno (3.000 h a 5%, 10%, 15% y 20% H₂). Una de las grandes preocupaciones que gira en torno al hidrógeno es la alta fugacidad del gas. El proyecto ha empleado la “prueba de burbuja” para evaluar la presencia de fugas de hidrógeno en la red de distribución. Dicha prueba es simple, pero muy efectiva, ya que se rocía con un agua jabonosa los componentes a analizar, y en el hipotético caso de que exista una fuga, visualmente el observador vería la formación de burbujas indicando el punto exacto donde está ocurriendo. Mediante este método, los participantes del proyecto aseguran la no existencia de fugas dentro de un umbral de 10^− 5 mbar l/s.

Paralelamente, Nortegas ha comprobado el porcentaje de la red de distribución actual de gas natural de Euskadi estaría afectada por el hidrógeno. Así como, las actuaciones que serían necesarias llevar a cabo en éstas para poder distribuir gas natural en diferentes niveles de blending de hidrógeno.

Cuando Nortegas ideó este proyecto trató de ser lo más fiel posible a la realidad. Como he mencionado anteriormente, los componentes empleados para el proyecto H2Sarea eran materiales que habían estado en uso dentro de la red de gas natural. Seguidamente, podéis observar algunas de las tipologías de tuberías que han analizado durante el proyecto de H2Sarea.

Dentro de las juntas, cabe destacar que las juntas de caucho de acrilonitrilo butadieno (NBR) han sido las únicas que han sufrido debido al hidrógeno, concretamente, ampollamiento en la zona central del radio de la junta. Los resultados sugieren que el ampollamiento en las juntas de caucho bajo alta presión de hidrógeno está relacionado con varios factores, incluida la presencia de una malla metálica en el interior de la junta y la velocidad de descompresión.

El objetivo del blending de hidrógeno en la red de gas natural es transportar el hidrógeno, sin la necesidad de acometer nuevas inversiones en la infraestructura para la distribución. Una de las grandes desventajas del blending de hidrógeno en una corriente de gas natural es que debido al escaso poder calorífico volumétrico del hidrógeno (11,94 MJ/m³) respecto al del gas natural (37,31 MJ/m³), es necesario contar con un mayor volumen para mantener condiciones energéticas equivalentes. En el proyecto se llevaron a cabo 12.000 h de pruebas exhaustivas, y cada concentración de hidrógeno (5, 10, 15 y 20 % mol H₂) se probó durante 3000 h.

En prácticamente la totalidad de sus usos, el gas natural, se acaba quemando para obtener energía o calor, ya sea en el ámbito residencial o industrial. Por lo que el proyecto, para ser completo, no podía dejar de lado el estudio en quemadores. Los integrantes del proyecto han preferido mantener la capacidad calorífica del gas, para ello, han aumentado el caudal volumétrico. Aunque ya hemos visto que el hidrógeno dispone de un tercio de la energía por volumen si comparamos con el gas natural.

Así pues, en la parte inicial del quemador (cono más interno) las temperaturas son menores al aumentar el porcentaje de hidrógeno. Mientras que, con metano puro, la temperatura en el cono interno es aproximadamente de unos 1527ºC, para la mezcla del 30% de H₂, esta temperatura es de unos 1227ºC y para el H₂ puro alrededor de los 827ºC. En cambio, si hubieran mantenido constante el caudal volumétrico, la llama hubiera tenido más temperatura que la del gas natural. Como se suele decir, “el diablo está en los detalles”.

Las velocidades del gas y aire para el metano son del orden de 5m/s y 30m/s respectivamente, para la mezcla del 30% de H₂ de 7m/s y 29m/s y, para el H₂ de 18m/s y de 23m/s. Las velocidades del metano y el H₂ al 30% son parecidas. El H₂ sale a más velocidad respecto al metano.

Por otra parte, al aumentar el contenido de hidrógeno en el combustible, aumenta el contenido de vapor de agua en los humos (2H₂+ O₂ —> 2H₂O), multiplicándose casi por dos con hidrógeno puro respecto al metano puro y en un 8,72 % más para la mezcla del 30 % de H₂ respecto al metano puro.

Otro de los caballos de batalla son los NOx (gases compuestos por óxido nítrico (NO) y dióxido de nitrógeno (NO₂)). El aire dispone de 79 % de Nitrógeno (N₂) que es un gas inerte. Sin embargo, a altas temperaturas, el nitrógeno reacciona con el oxígeno (O₂) y surgen los óxidos de nitrógeno. En este caso en particular, las emisiones de NOx con un exceso de aire del 24 % con la mezcla del 10 % vol de hidrógeno se verían aumentadas en un 11,76 % respecto al metano puro y con la mezcla al 20 % vol de hidrógeno se aumentarían en un 58,82 %.

La Directiva actual 2015/2193/ EU establece el umbral en 250 mg/Nm³. La mezcla de 30 % hidrógeno y 70 % gas natural si cumple dicho límite máximo de NOx. Sin embargo, en la combustión del 100 % hidrógeno, se excedería el límite. Una de las tecnicas para reducir los NOx es aumentar la aireación, ya que, de ese modo por la dilución del aire se enfría la llama y se limitaría la reacción entre el nitrógeno y el oxígeno. En la siguiente Tabla se resumen las principales propiedades de los combustibles, metano, mezclas hidrogenadas e hidrógeno en condiciones estándar (15ºC, 1bar).

Los equipos de calentamiento indirecto, como las calderas, son más sencillos de reconvertir al hidrógeno. Sin embargo, los equipos de calentamiento directo, como son los hornos, son más difíciles de reconvertir al hidrógeno debido al impacto en la carga. El revestimiento refractario interior sufre decoloración, atribuido a la generación de cloruros en los productos de combustión. Se ha demostrado que ocurren reacciones entre el hidrógeno (gas reductor) y óxidos estables como la sílica, la alúmina y la circonita que componen el material del revestimiento refractario cerámico. Esta reacción produce sub-óxidos gaseosos y vapor de agua que pueden afectar a la carga y las superficies interiores del horno. Estos productos de combustión aceleran la corrosión de los materiales refractarios y reducen su resistencia.

Tras este extenso análisis no me queda más que felicitar a Nortegas por llevar a cabo la iniciativa y desarrollar un proyecto de este calibre. Sin ninguna a duda, habrán obtenido un conocimiento interesante al respecto de la adicción de hidrógeno renovable en la red de distribución. Un proyecto de esta naturaleza engrandece al Corredor Vasco de Hidrógeno (BH2C Asociación), porque no debemos olvidar que este proyecto comenzó pocos meses más tarde de que el Gobierno Estatal presentase la Hoja de Ruta de Hidrogeno Renovable en octubre de 2020. Ahora parece que la pelota está en el tejado de los productores del hidrógeno. ¿Serán capaces de generar tal cantidad de hidrógeno sobrante como para necesitar apoyarse en la red de gas natural para canalizarlo? ¿O el consumo de hidrógeno renovable solo existirá en un pequeño radio de los usos industriales? El tiempo dirá, pero vaticinó que la segunda opción se impondrá por mera cuestión de eficiencia.

Ager Prieto Elorduy es divulgador y profesional del sector energético. Ingeniero de procesos en Sener.