Inyectar hidrógeno en la red de gas natural es un objetivo ambicioso y que daria un impulso definitivo a la produccción de hidrógeno a gran escala. Son muchas las investigaciones en este sentido, y en este articulo trataremos sobre dos de los proyectos que abordan este desafio.
Aun no es posible usar la red de gas natural para el hidrógeno
El hidrógeno es un gas más ligero, más denso y menos viscoso, que el gas natural. Sus moléculas son más pequeñas, y atacan ciertos metales, en concreto algunos aceros empleados en la red de gas natural. Esto provoca una fragilización y fractura en las tuberías. El resultado final sería una fuga, y por tanto, existe riesgo de inflamabilidad y explosión. La conclusión es que utilizar hidrógeno puro en la red existente de gas natural es posible, pero presenta dificultades.
Podemos afirmar con seguridad que técnicamente es viable inyectar mezclas de hidrógeno con gas natural en redes existentes. No se puede realizar de forma directa, se requieren conocimientos avanzados en energía de hidrógeno, y estar siempre dentro de límites seguros. La tecnología y normativa (ensayos, certificaciones y modificadores) han demostrado que ciertas mezclas pueden circular sin riesgo significativo ni necesidad de sustitución inmediata de toda la red.
la inyección de hidrógeno verde en mezcla con gas natural es técnicamente viable y ya ha sido demostrada en varios proyectos piloto. Ejemplos como el proyecto H2Sarea gestionado por Nortegas han comprobado la operación segura de redes de distribución con mezclas de hasta 20 % hidrógeno, sin que se presenten fugas ni afectaciones significativas en válvulas, contadores o aparatos domésticos conectados.
Por eso, hay importantes proyectos de hidrógeno en España para dar la mejor solución posible desde un punto de vista técnico y económico.
Proyecto BenortH2: inyectar hidrógeno en red de gas natural
El proyecto Benorth2 tiene como objetivo principal lograr la inyección de hidrógeno en una red de gas natural existente. De esta forma, logrará ser la red de hidrógeno más grande de España. Tendrá una longitud superior a 15 kilómetros y atravesará 8 municipios de Bizkaia.
La compañia Nortegas está liderando este proyecto para construir una innovadora infraestructura de transporte de hidrógeno en España. El proyecto contempla no solo la elaboración de una mezcla de hidrógeno y gas natural para su uso en la red de gas ciudad, sino la distribución de esta fuente de energía para usos industriales, transporte y la propia actividad de la central del municipio de Amorebieta.
Esta red permitirá el abastecimiento de combustible de hidrógeno para una hidrogenera, lo que permitirá la recarga periodica de combustible en la línea de autobuses recien comprada por la diputación de Bizcaia. Además será un hito en la movilidad sostenible de la ciudad.
BenortH2 se encuentra en fase de puesta en funcionamiento. Esta etapa incluye la instalación y pruebas de los sistemas necesarios, como los electrolizadores de 20 MW en la planta de Boroa (Amorebieta, Bizkaia). Ya ha alcanzado resultados técnicos de inyección hasta 20 % hidrógeno en red de gas natural con éxito operacional y sin fugas. Se trata de una de las piezas clave para el desarrollo de una de las centrales de hidrógeno verde planteadas en Euskadi.
Este proyecto aprovechará la reconversión de planta térmica de Boroa. Pertenece a un proyecto mayor de Petronor del Corredor Vasco del Hidrógeno. La central de Boroa forma parte de un proyecto en el que paticipan cinco compañías. Estas son: los fondos White Summit Capital, Castleton Commodities International (accionistas de referencia de Bizkaia Energía), la ingeniería vasca Sener y Nortegas.
Datos generales de benorth2
Benorth2 ha comenzado con una inversión de 50 millones para generar 20 MW. Una vez alcanzado, tratará de ampliar la capacidad de generación a 200 MW antes de 2030. En la segunda fase requerirá otra inversión, en esta ocasión de una cifra aproximada a 300 millones de euros.
El gran avance será avanzar en la elaboración de una mezcla, ‘blend’, entre gas natural e hidrógeno que pueda emplearse en la actual red de distribución. Uno de los retos para la tramitación es la falta de regulación para el tratamiento del hidrógeno.
La primera fase ha invertido 5,1 millones de euros. El recorrido de 15,6 kilómetros inicia un primer tramo en la salida de la central de Bizkaia Energía. Discurre paralelo al gasoducto de Lemoa-Boroa, que actualmente lleva el gas a la central. A continuación, durante 7,43 km, el trazado necesitó autorizaciones para ocupaciones de terrenos, ya que se trata de una zona en la que no hay canalizaciones marcadas que se puedan aprovechar. En el último tramo de 7,62 Km hasta llegar a la posición de Enagás en Arrigorriaga el hidroducto transcurre paralelo al gasoducto Lemoa-Arrigorriaga.
En este punto se realizará la inyección del hidrógeno producido en Boroa en los gasoductos de distribución que tiene Nortegas para su red comercial. El volumen de hidrógeno que transporte la red de distribución será de 5,48 ton/día.
El trazado atraviesa los municipios de Amorebieta, Lemoa, Bedia, Galdakao, Zeberio, Miraballes, Zarátamo y Arrigorriaga. Además, atraviesa espacios que afectan a ADIF, Euskotren, Red Eléctrica Española, Iberdrola, Consorcio de Aguas de Bilbao y otras redes como telefonía, gas natural o saneamiento.
Central de energía renovable Boroa
Este ambicioso proyecto contempla la distribución del hidrógeno obtenido en la central de Boroa con energías renovables. Según el proyecto, con la segunda fase desarrollada se contempla una actividad con electrolizadores (elementos que obtienen el hidrógeno del agua) de 20 MW. Esto permitirá obtener más de 2.000 toneladas de hidrógeno al año.
La producción se repartirá entre la red de consumo de gas a través de la gestión de Nortegas (4,38 ton/día), una turbina que aportará energía a la instalación (0,96 ton/día) y el sistema de hidrogenera y distribución del gas para la industria y el transporte (0.14 ton/día)
El proyecto engloba desde el replanteo del terreno, catas de supervisión, pruebas de funcionamiento, pruebas de puesta en marcha y llenado de la red. La financiación inicial se logró en la primera de convocatoria del PERTE del hidrógeno.
H2Sarea: otro proyecto para reutilizar la red de gas en la distribución de hidrógeno
Este proyecto se plantea con unos objetivos técnicos bien definidos. Estos son:
Identificar y especificar de forma conjunta entre los socios del proyecto las necesidades particulares de cada desarrollo técnico para conseguir soluciones conjuntas, al reto tecnológico de la distribución de H2 y sus mezclas con GN.
Definir características específicas que deben cumplir los elemento críticos de la red de distribución de H2+GN
Estudiar la influencia de las mezclas GN-H2 de manera estática y dinámica, presiones, relación de concentraciones H2/GN, etc. y ver la respuesta de los materiales.
Estudiar la permeabilidad de los materiales plásticos en función del porcentaje de concentración de H2 y GN.
Identificar los puntos críticos de la red de distribución.
Investigar sistemas y métodos de inyección de hidrógeno en la red de distribución.
Evitar concentraciones elevadas de hidrógeno en puntos que puedan provocar deterioro por de fragilización o permeación en materiales.
Desarrollar nuevas fijaciones inteligentes y diseño de uniones críticas.
Fabricar compresores de alta presión para hidrógeno.
Investigar y desarrollar un prototipo de sistema de separación de hidrógeno y metano.
Desarrollar nuevos sensores para la medición de mezclas de gases prioritarios (H2/GN) para la red segura.
Caracterizar la tecnología actual en calderas y en quemadores.
Estudiar la fragilización y agrietamiento por hidrógeno en materiales.
Desarrollo de un proyecto piloto de blending de hidrógeno a escala real.
Realizar un proyecto piloto de gasificación doméstica 100% hidrógeno.
Desarrollar una plataforma de I + D denominada H2Loop.
Conocer la afección de las distintas concentraciones de hidrógeno con gas natural en las instalaciones de usuarios finales y aparatos convencionales de gas.
Analizar la compatibilidad y conectividad con otros componentes, mostrando hincapie en uniones, materiales, sensórica y sus comunicaciones.
Establecer recomendaciones técnicas para la distribución y uso seguros de hidrógeno en la red de gas natural.
Fuente consultada: H2Sarea
Límites de seguridad para inyectar hidrógeno en la red de gas natural
Las normas actuales y regulaciones técnicas establecen concentraciones de hidrógeno en la red general de gas natural. Estas dependen del tipo de instalación y de los equipos conectados. Por ejemplo, en algunas normas técnicas se contempla hasta 2 % o 5 % vol. como límite general. Aunque, también hay modificaciones y certificaciones específicas que permiten alcanzar porcentajes mayores (10–15 % o incluso 20 % en proyectos pilotados).
La seguridad se evalúa mediante ensayos prolongados de explosividad, fugas, comportamiento de materiales y desempeño en equipos finales. Dentro de los cuales destacan: hornos, calderas, y quemadores. La supervisión por personal cualificado es necesaria para garantizar que la mezcla de gases se comporte de manera segura dentro de la red de gas natural.
Casos reales de implantación de seguridad
Los proyectos presentados en este artículo son bvuenos ejemplos de la aplicación de seguridad en la inyección de hidrógeno en la red de gas natural. En concreto, tenemos el caso real de H2Sarea de Nortegas en España, que está operando redes con mezclas de hidrógeno hasta el 20 %. Las conclusiones obtenidas son que:
No se detectan fugas por permeación en la infraestructura.
Los elementos de la red (válvulas, ERM, contadores) pueden funcionar correctamente.
Las calderas domésticas y hornos también funcionan sin problema con estas mezclas.
Reducción de emisiones contaminantes (CO, NOx) en condiciones de combustión.
Proyectos europeos para inyectar hidrógeno en red de gas natural
Existen numerosos proyectos europeos que se centran en la inyección de hidrógeno en la red de gas natural. Los más destacados son:
🔋 HyDeploy: Este proyecto es un piloto de inyección de hidrógeno en la red de gas natural en el Reino Unido. El objetivo es demostrar la seguridad y la viabilidad técnica de inyectar hasta un 20% de hidrógeno en la red de gas natural.
🔋 H2IGCC: Este proyecto se centra en la producción y la inyección de hidrógeno en plantas de gasificación integradas con ciclos combinados de gas y vapor (IGCC) en Europa. El objetivo es demostrar la viabilidad técnica y económica de la producción de hidrógeno a partir de biomasa y su posterior inyección en la red de gas natural.
🔋 MethQuest: Este proyecto se centra en la inyección de hidrógeno en la red de gas natural en Alemania. El objetivo es demostrar la seguridad y la viabilidad técnica de inyectar hasta un 20% de hidrógeno en la red de gas natural y evaluar los efectos en el proceso de distribución del gas.
🔋 HyDeal Ambition: Este proyecto es una iniciativa europea que tiene como objetivo desarrollar una cadena de valor completa para el hidrógeno verde, desde la producción hasta el consumo final. El proyecto de hidrógeno Hydeal tiene como objetivo principal inyectar hidrógeno en la red de gas natural en Francia, España y Portugal.
🔋 Green Gas Grids: Este proyecto se centra en la producción y la inyección de biometano e hidrógeno en la red de gas natural en Europa. El objetivo es demostrar la viabilidad técnica y económica de la producción de biometano e hidrógeno a partir de residuos orgánicos y su posterior inyección en la red de gas natural.
