Ingeniería básica de una hidrogenera en la Escuela Técnica Superior de Ingeniería de Sevilla

Equation Chapter 1 Section 1 Trabajo Fin de Grado Grado en Ingeniería Química Ingeniería básica de una hidrogenera en la Escuela Técnica Superior de Ingeniería de Sevilla Autor: Aitor Rosa Palma Tutor: Pedro García Haro Dpto. Ingeniería Química y Ambiental Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2023 iii Trabajo Fin de Grado Grado en Ingeniería Química Ingeniería básica de una hidrogenera en la Escuela Técnica Superior de Ingeniería de Sevilla Autor: Aitor Rosa Palma Tutor: Pedro García Haro Profesor titular Dpto. de Ingeniería Química y Ambiental Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2023 v Trabajo Fin de Grado: Ingeniería básica de una hidrogenera en la Escuela Técnica Superior de Ingeniería de Sevilla Autor: Aitor Rosa Palma Tutor: Pedro García Haro El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2023 El Secretario del Tribunal vii A mi familia A mis maestros ix Agradecimientos En este momento crucial de mi trayectoria académica, me gustaría expresar mi profundo agradecimiento a todos aquellos que han sido parte fundamental en mi camino hacia la culminación de mi grado universitario. En primer lugar, quiero expresar mi más sincero agradecimiento a mis seres queridos, mi familia y amigos cercanos. Su amor incondicional, aliento y apoyo moral han sido la fuerza impulsora detrás de mis logros. Han estado a mi lado en los momentos de alegría y de desafíos, brindándome su apoyo inquebrantable. Su confianza en mí y su constante motivación han sido el combustible que me han ayudado a superar obstáculos y alcanzar mis metas. Asimismo, quiero agradecer a mis profesores y profesoras con las que he tenido la oportunidad de dar clase, cuya dedicación y enseñanza han sido fundamentales para mi formación. Me han permitido adquirir conocimientos sólidos y desarrollar habilidades valiosas que me llevaré conmigo durante toda mi vida. Gracias a ello, me han dado a entender cómo es el mundo de hoy en día y la verdadera importancia de la ingeniería química para la humanidad. A todos y cada uno de ustedes, les estoy profundamente agradecido por su contribución invaluable en mi camino hacia la finalización de este grado universitario. Aitor Rosa Palma Estudiante de Ingeniería Química en la Escuela Técnica Superior de Ingenieria de la Universidad de Sevilla Sevilla, 2023 xvii ÍNDICE DE TABLAS Tabla 3-1: Comparativa final entre la configuración de almacenamiento búfer y cascada. 17 Tabla 3-2: Comparativa entre los tipos de compresores dinámicos 19 Tabla 5-1: Datos del intercambiador 29 Tabla 5-2: Factores de Chilton [30] 32 Tabla 5-3: Resultado de costes de inversión 33 Tabla 6-1: Resultados de los valores de energía generada a partir de los datos de producción y capacidad. 37 Tabla 6-2: Valores de los trabajos de cada uno de los compresores 38 Tabla 6-3: Resultados de las temperaturas de salida de la línera de proceso 39 Tabla 6-4: Valores de los calores intercambiados en cada intercambiador 39 xix ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1-1: Mapa de España con 71 hidrogeneras instaladas en cada uno de los municipios con más de 100.000 habitantes. [20] 23 Figura 1-2: Despliegue de hidrogeneras en rutas con mayor IMD. [20] 23 Figura 1-3: Mapa de España con 150 hidrogeneras instaladas. [20] 24 Figura 1-4 Mapa de hidrogeneras instaladas en España en la actualidad. [20] 25 Figura 1-5: Costos de producción de hidrógeno utilizando gas natural en 2018. [22] 27 Figura 3-1: Diagrama de flujo de la estación de servicio 11 Figura 3-2: Diagrama esquemático de una hidrogenera. [1 12 Figura 3-3: Diagrama esquemático de sistema de almacenamiento en cascada. [16] 13 Figura 3-4: Diagrama esquemático del sistema de almacenamiento en búfer. [16] 14 Figura 3-5: Evolución de los perfiles dinámicos de presión en sistema búfer y en cascada. [16] 14 Figura 3-6: Evolución del perfil de temperatura de ambos sistemas de almacenamiento en función del tiempo. [16] 15 Figura 3-7: Evolución de la masa de llenado entre ambos sistemas de almacenamiento en función del tiempo. [16] 15 Figura 3-8: Evolución de la masa de llenado a bordo en función de la temperatura ambiente. [16] 16 Figura 3-9: Comparativa en generación de entropía entre ambos tipos de almacenamientos. [16] 16 Figura 3-10: Almacenamiento de baja presión a 30 bar. [26] 18 Figura 3-11: Almacenamiento de alta presión a 500 bar. [26] 18 Figura 3-12: a) Compresor tipo pistón, b) Compresor de diafragma, c) Compresor lineal, d) Compresor iónicos. [19] 20 Figura 3-13: Compresor de diafragma [27] 21 Figura 3-14: Intercambiador de calor de circuito impreso y proceso fabricación. [25] 21 Figura 3-15 Instalación del HyBloc Exchanger. [20] 22 Figura 3-16: HyBloc Exchanger [20] 23 Figura 3-17: Modelo E30 H2 A 11 H70. [21] 24 Figura 4-1: Diseño del diagrama en el software H2FILLs 26 Figura 4-2: Gráfico de la evolución de la presión en el tanque del vehículo 26 Figura 4-3: Gráfico de la evolución del caudal másico durante la recarga 27 Figura 4-4: Gráfico de la evolución de la temperatura durante la recarga 27 Figura 5-1: Esquema resumen de los costes totales de los equipos y el área total que se va a ocupar 34 1 INTRODUCCIÓN n un mundo cada vez más preocupado por la sostenibilidad y la transición hacia funetes de energía más limpias, el hidrógeno ha surgido como una prometedora alternativa para abordar los desafíos energéticos y ambientales que enfrentamos. Con su capacidad para generar energía limpia y su versatilidad como vector energético, el hidrógeno se ha convertido en el foco de atención en la comunidad internacional. 1.1 Objetivo y alcance El objetivo principal es realizar una ingeniería básica de una hidrogenera, una infraestructura esencial para la producción, almacenamiento y distribución de hidrógeno a gran escala. La hidrogenera desempeña un papel crucial en la promoción del uso generalizado del hidrógeno como fuente de energía limpia y sostenible. En cuanto al alcance de este trabajo de fin de grado comprende el análisis de todo el ciclo de producción y uso del hidrógeno, desde el tratamiento del agua en el proceso de electrólisis hasta la recarga de vehículos de pila de combustible. Se examinarán el tratamiento del agua, la electrólisis, el almacenamiento de hidrógeno y el proceso de recarga de los vehículos, con el objetivo de identificar oportunidades de mejora y promover la adopción del hidrógeno como fuente de energía limpia en el sector del transporte. 1.2 Hoja de ruta del hidrógeno En este apartado vamos a abordar el desarrollo y evolución de las hidrogeneras en la actualidad dentro del marco español y europeo, viendo los nuevos retos implantados a futuro, cómo y de qué manera se está avanzando en el camino del hidrógeno, cuáles son las ideas para hacer que esos retos sean al final una realidad y en qué situación nos encontramos en este momento. 1.2.1 Retos a susperar para el despliegue de hidrogeneras para la movilidad Vamos a clasificar en qué ámbitos del sector movilidad hay que seguir superando y consiguiendo retos para el avance del hidrógeno como combustible en el sector automoción: 1. Producción: - Precio competitivo: el precio del hidrógeno para vehículos debe alcanzar almenos un coste óptimo y alcanzable para el cliente, almenos, 6 €/kg de hidrógeno, para que el precio en comparación con los demás carburantes existentes sea algo más equiparable. En la actualidad, al usuario final tiene que hacer un esfuerzo por invertir en una tecnología en desarrollo y acarrerar con un sobrecoste de un vehículo de hidrógeno, por lo que definitivamente hay que alcanzar precios más competitivos para que se pueda promover más el consumo del hidrógeno como carburante. E Introducción 22 - Disponibilidad de hidrógeno verde: si nos centramos en la producción del hidrógeno verde, debemos de tener claro que hay que seguir avanzando en la escalabilidad, los costes de la generación a raíz de energías renovables en la actualidad están ligado con unos costes de producción bastante elevados en comparación a la producción de este a partir de combustibles fósiles. 2. Legalización: - El consentimiento y adquisición de licencias para la implantación de una nueva hidrogenera: este proceso conlleva un largo trámite de años, teniendo que reportar al gobierno nacional, industria, ayuntamiento… además de la gran disparidad de criterios entre unas y otras admisnitraciones las cuales deberían estar más uniformizadas y armonizadas. - Vacíos reglamentarios: hay una escasez legislativa en distintos ámbitos dentro del proyecto de implantación de hidrogeneras la cual afecta de forma negativa en el momento que se quiere solicitar cualquier autorización o licencia, quedando el trámite incompleto por desconocimiento por parte de la administración. 3. Financiación: - Subvenciones: Son altamente importantes, teniendo que abarcar todo el capex y opex para que el despliegue de hidrogeneras acaben siendo rentables y asequibles. 1.2.2 Plan y objetivos en España para el despliegue de la red de hidrogeneras La hoja de ruta del hidrógeno en España plantea un objetivo de desplegar entre 100 y 150 hidrogeneras en el año 2030. La tecnología en las hidrogeneras está claramente establecida y madurada, por lo que los retos los cuales hay que superar para favorecer la penetración del hidrógeno son otros. Uno de los grandes retos que habría que conseguir sería desplegar una red de hidrogeneras la cual sea capilar, uniforme, planificada y dimensionada adecuadamente. De nada sirve tener la cantidad de hidrogeneras que se desea en 2030, si estas están ubicadas en ciertas ciudades y en otras no, cuando lo que se pretende en esta hoja de ruta es conseguir un país unificado con el hidrógeno, donde los ciudadanos puedan tener al alcance servicios de repostaje de hidrógeno y conseguir la descarbonización. En cuanto a los objetivos de la hoja de ruta, se espera una flota de almenos 150 a 200 autobuses que funcionen con pilas de combustible de hidrógeno en 2030, destacando la participación de los autobuses urbanos de ciudades de mas de 100.000 habitantes y entre 5000 y 7500 vehículos ligeros y pesados. Dichos objetivos se han estimado teniendo en cuenta que la red que se va a conseguir y que se espera implantar en 2030 es de entre 100 y 150 hidrogeneras, con acceso público y repartidas por todo el territorio español, con una distancia máxima entre cada una de ellas de 250 km. Por otro lado, también se desea obtener al menos dos líneas comerciales de trenes de media y larga distancia en vías no electrificadas. Finalmente, maquinarias de handling que utilice pilas de combustible de hidrógeno renovable y de puntos de suministro en los cinco primeros puertos y areopuertos en volumen de mercancías y pasajeros. Si analizamos cuántos municipios de más de 100.000 habitantes hay en España, obtenemos 71 municipios en total. Si por cada municipio de estas características implantáramos una hidrógenera, tendríamos en total una distancia estimada entre hidrogeneras de unos 400 km (ver figura x), lo cual no cumplimentaría con los objetivos que se plantean a nivel español y no sería viable para cualquier ciudadano que quisiera viajar con vehículo de hidrógeno por el país. Figura 1-1: Mapa de España con 71 hidrogeneras instaladas en cada uno de los municipios con más de 100.000 habitantes. [20] Si realizáramos un despliegue de hidrogeneras en los principales corredores y rutas de mayor IMD (intensidad media diaria de vehículos) podríamos estimar qué cantidad de hidrógeneras adicionales harían falta para cumplimentar con el objetivo que plantea España. Finalmente se estimó una cantidad de hidrógeneras adicionales de 79 hidrogeneras más. Figura 1-2: Despliegue de hidrogeneras en rutas con mayor IMD. [20] Finalmente, realizando el cómputo total de hidrogeneras a instalar en España, se estiman como mínimo una cantidad de 150 hidrogeneras distribuidas entre ellas a una distancia de 250km, consiguiendo satisfacer las necesidades de consumo de un vehículo de pila de combustible. Introducción 24 Figura 1-3: Mapa de España con 150 hidrogeneras instaladas. [20] En la actualidad, podemos encontrarnos en territorio español con 7 hidrogeneras instaladas: • El Centro Nacional del Hidrógeno implantó una en Puerto Llano, con una capacidad de dispensación de 350 bar. • La Fundación de Hidrógeno de Aragón instaló una en Huesca, con un repostaje de 350 bar. • La empresa Ajusa, en Albacete, con un respostaje de 350 bar de presión. • Scale Gas, en Manoteras (Madrid), con un respostaje tanto de 350 como 700 bares de presión. • Iberdrola instaló una en el Puerto de Barcelona, con una dispensación de 350 bar. • Alsa, en Torrejón de Ardoz (Comunidad de Madrid), dispensando a 350 bar. • SHIE, en E.S. El Cisne / ARPA EMC (Zaragoza), con una dispensación de 350 bar. Figura 1-4 Mapa de hidrogeneras instaladas en España en la actualidad. [20] 1.2.2.2 Plan y objetivos europeos Según nos cuenta en el Parlamento Europe y haciendo una comparativa con los objetivos de España [1], Europa es mucha más ambiciosa. El Parlamento Europeo presentó y aprobó el plan de propulsión del hidrógeno a una escala más exigente y grande. Las consideraciones ventajosas que Europa ha tenido en cuenta para la elaboración del plan han sido: • La UE estableció el Acuerdo de París, Pacto Verde Europeo y objetivo de lograr una transición justa y rentable que conduzca a la neutralidad climática para 2050. • La Comisión Europea ha aumentado el objetivo en cuanto a las emisiones de gases de efecto invernadero de aquí a 2030 al menos un 55% por debajo de los niveles de 1990, y a su vez el Parlamento Europeo anunció reducir las emisiones en un 60 % para 2030. • El Acuerdo de París del 4 de noviembre de 2016 pretendiendo mantener el aumento de la temperatura mundial muy por debajo de 2ºC, consiguiendo limitar la temperatura a 1,5ºC. • La necesidad de utilizar combustibles alternativos limpios y desarrollar sus aplicaciones para la eliminación gradual de los combustibles fósiles lo antes posible. • El requerimiento de una rápida transición a una economía de cero emisiones netas de gases invernadero, guiada hacia un sistema energético basado en gran medida en las energías renovables y altamente eficiente en términos de recursos y energía, con una gran sostenibilidad, participación ciudadana, reducción de la pobreza energética y con una gran competitividad de los precios. • El hidrógeno puede utilizarse como materia prima o fuente de energía en procesos industriales químicos, transporte por carretera, aire y mar, aplicaciones de calefacción. • En la actualidad, entorno al 2% de a combinación energética europea está constituida por hidrógeno, del que el 95% se genera a partir de combustibles fósiles, liberando anualmente entre 70 y 120 millones de toneladas de CO2, mientras que en escala mundial reperesentaría el 2,5% de las emisiones de gases de efecto invernadero y que menos del 1% del hidrógeno producido se utiliza como vector energético. • Una producción de 120 millones de toneladas de hidrógeno anuales en todo el mundo tanto como Legislación 32 y utilización de combustibles gaseosos.” En cuanto a la documentación requerida nos encontramos con: - Exclusiones: Quedarán excluidas de este apartado las instalaciones consistentes en un único envase de GLP de contenido inferior o igual a 15 kg, conectado por tubería flexible o acoplado directamente a un solo aparato de gas móvil. - Autorización administrativa: Las instalaciones de envases de GLP no precisan para su construcción de autorización administrativa previa a su diseño y construcción. - Pruebas previas: Antes de poner en servicio una instalación de envases de GLP, la empresa instaladora deberá realizar las siguientes pruebas: - Canalizaciones: Prueba de estanquidad a una presión de 1,5 veces la presión de operación de la instalación durante 10 minutos con aire, gas inerte o GLP en fase gaseosa. - Verificación de la estanquidad de las llaves y otros elementos a la presión de prueba. - Se verificará el cumplimiento general, en cuanto a las partes visibles, de las disposiciones señaladas en esta ITC. - Durante la realización de las pruebas, deberá tomarse por parte de la empresa instaladora todas las precauciones necesarias, y en particular si se realizan con GLP: ▪ Prohibir terminantemente fumar. ▪ Evitar en lo posible la existencia de puntos de ignición. ▪ Vigilar que no existan puntos próximos que puedan provocar inflamaciones en caso de fuga. ▪ Evitar zonas de posible embolsamiento de gas en caso de fuga. ▪ Purgar y soplar las canalizaciones antes de efectuar una reparación. La empresa instaladora, una vez realizadas con resultado positivo las pruebas y verificaciones especificadas en el primer párrafo, deberá emitir el certificado de instalación. - Puesta en servicio: La puesta en servicio se realizará juntamente con la instalación receptora. - Comunicación a la Administración: No es precisa ninguna comunicación. No obstante, tanto el titular como la empresa instaladora conservarán, y tendrán a disposición de la Administración, el certificado de instalación que refleje la instalación de envases de GLP y la instalación receptora. • ITC-ICG 07: Instalaciones receptoras de combustibles gaseosos. Esta instrucción ténica nos describe que [10]: “La presente instrucción técnica complementaria (en adelante, también denominada ITC) tiene por objeto establecer los requisitos técnicos y las medidas de seguridad que deben observarse en el diseño, ejecución y utilización de las instalaciones receptoras a las que se refiere el artículo 2 del Reglamento técnico de distribución y utilización de combustibles gaseosos (en adelante, también denominado reglamento), así como los requisitos de los locales que las contienen. También se aplica a la instalación y revisión de los aparatos de gas asociados a la instalación.” ITC nos añade además qué tipo de documentación y medidas son las que hay que cumplimentar: - “Autorización administrativa. Las instalaciones receptoras de combustibles gaseosos no precisan de autorización administrativa para su ejecución.” - “Instalaciones que precisan proyecto. La ejecución de instalaciones receptoras precisará de un proyecto en los siguientes casos: ▪ Las instalaciones individuales, cuando su potencia útil sea superior a 70 kW. ▪ Las instalaciones comunes, cuando su potencia útil sea superior a 2.000 kW. ▪ Las acometidas interiores, cuando su potencia útil sea superior a 2.000 kW. ▪ Las instalaciones suministradas desde redes que trabajen a una presión de operación superior a 5 bar, para cualquier tipo de uso e independientemente de su potencia útil. ▪ Las instalaciones que empleen nuevas técnicas o materiales, o bien que por sus especiales características no puedan cumplir alguno de los requisitos establecidos en la normativa que les sea de aplicación, siempre y cuando no supongan una disminución de la seguridad de estas. ▪ Las ampliaciones de las instalaciones indicadas anteriormente, cuando la instalación resultante supere en un 30% la potencia de diseño de la inicialmente proyectada, o cuando, a causa de la ampliación, se dan los supuestos antes señalados. ▪ El proyecto de una instalación de gas contendrá todas las descripciones, cálculos y planos necesarios para su ejecución, así como las recomendaciones e instrucciones necesarias para su buen funcionamiento, mantenimiento y revisión. ▪ En las instalaciones receptoras que precisen proyecto el técnico competente emitirá un certificado de dirección de obra.” - “Pruebas y verificaciones para la entrega de la instalación: La empresa instaladora deberá realizar una prueba de estanquidad de las instalaciones receptoras de acuerdo con la norma UNE 60670-8 o la norma UNE 60620, según proceda, y cuyo resultado positivo se indicará en el correspondiente certificado de instalación. En las instalaciones receptoras que tengan acometida interior enterrado, la empresa instaladora entregará al distribuidor antes de la puesta en marcha de la instalación el certificado de acometida interior indicado en el anexo de esta ITC.” - “Certificados de instalación: En función del tipo de instalación receptora o de la parte de esta que se trate, la empresa instaladora deberá cumplimentar el correspondiente certificado de instalación entre los que se indican a continuación, siguiendo en cada caso el modelo establecido en el anexo 1 de esta ITC: ▪ Certificado de acometida interior de gas. El certificado de acometida interior de gas incluirá el correspondiente croquis de la instalación especificando el trazado, tipo de material, longitudes de tubería, diámetros, accesorios, caudales previstos para cada tramo, la servidumbre de paso, cuando proceda, y esquemas necesarios para definir la instalación y hará una especial mención a que las pruebas de resistencia mecánica y estanquidad que le correspondan, según las normas UNE 60310 y UNE 60311, han arrojado resultados positivos. Legislación 34 ▪ Certificado de instalación común de gas. El certificado de instalación común de gas incluirá el correspondiente croquis de la instalación especificando el trazado, tipo de material, longitudes de tubería, diámetros, elementos o sistemas de regulación, medida y control, accesorios, caudales previstos para cada tramo y esquemas necesarios para definir la instalación. ▪ Certificado de instalación individual de gas. El certificado de instalación individual incluirá el correspondiente croquis de la instalación especificando el trazado, tipo de material, longitudes de tubería, diámetros, elementos o sistemas de regulación, medida y control, accesorios, aparatos de consumo conectados o previstos, indicando su consumo calorífico nominal y esquemas necesarios para definir la instalación. ▪ Adicionalmente, de forma previa a la puesta en servicio de una instalación receptora que alimente a un edificio de nueva planta, y en el caso de que este disponga de chimeneas para la evacuación de los productos de la combustión, será necesaria una certificación, acreditativa de que las chimeneas cumplen con lo dispuesto en las normas UNE 123001, UNE-EN 13384-1 y UNE-EN 13384-2, en cuanto a su diseño y cálculo, y en cuanto a materiales con lo indicado en las normas UNE-EN 1856-1 o NTE-ISH-74, según se trate de materiales metálicos o no. Si el certificado de dirección de obra no incluye ya dicha acreditación, será necesaria una certificación extendida por el técnico facultativo competente responsable de su construcción o por un organismo de control.” - “Puesta en servicio: En general, para la puesta en servicio de una instalación receptora se deberá comprobar que quedan cerradas, bloqueadas y precintadas las llaves de inicio de las instalaciones individuales que no se vayan a poner en servicio en ese momento, así como las llaves de conexión de aquellos aparatos de gas pendientes de instalación o pendientes de poner en marcha. Además, se taponarán dichas llaves en caso de que la instalación individual, o el aparato correspondiente, estén pendientes de instalación. Asimismo, se deberán purgar las instalaciones que van a quedar en servicio, asegurándose que al terminar no existe mezcla de aire-gas dentro de los límites de inflamabilidad en el interior de la instalación dejada en servicio.” - “Instalaciones receptoras individuales con contrato de suministro domiciliario: En estos casos, de forma previa a la puesta en servicio, el futuro usuario deberá formalizar la póliza de abono o el contrato de suministro con el suministrador aportando la documentación pertinente.” “En el caso de instalaciones receptoras alimentadas desde redes de distribución, una vez firmado el contrato de suministro, el usuario o, en su caso, el suministrador en su nombre solicitará al distribuidor la puesta en servicio de la instalación receptora. Esta solicitud será asimismo de aplicación en el caso de modificación de la instalación de acuerdo con como se define en el apartado 5. El distribuidor procederá, utilizando personal propio o autorizado, a realizar las siguientes pruebas previas al inicio del suministro: ▪ Comprobar que la documentación se halla completa. ▪ Comprobar que las partes visibles y accesibles de la instalación receptora cumplen con la normativa vigente. ▪ Comprobar, en las partes visibles y accesibles, la adecuación a normas de los locales donde se ubiquen aparatos conectados a la instalación de gas, incluyendo los conductos de evacuación de humos de dichos aparatos, situados en los citados locales. ▪ Comprobar la maniobrabilidad de las válvulas. ▪ En los casos en que la instalación incorpore una estación de regulación, deberá también: ▪ Comprobar el correcto funcionamiento de los sistemas de regulación. ▪ Comprobar el correcto funcionamiento de los dispositivos de seguridad. ▪ Una vez realizadas con resultado satisfactorio, el distribuidor podrá efectuar la puesta en servicio, para lo cual procederá a: ▪ Precintar los equipos de medida. ▪ Verificar la estanquidad de la instalación. ▪ Dejar la instalación en servicio, si obtiene resultados favorables en las comprobaciones. ▪ Extender un certificado de pruebas previas y puesta en servicio, del que se entregará una copia al titular o usuario.” “En el resto de las instalaciones no alimentadas desde redes de distribución el suministrador deberá efectuar las tareas descritas como pruebas previas y extender el certificado de pruebas previas y puesta en servicio para poder realizar el suministro de gas a la instalación. El distribuidor o, en el caso de instalaciones no alimentadas desde redes de distribución, el suministrador, deberá archivar un ejemplar del certificado de instalación y del certificado de pruebas previas y puesta en servicio de la instalación de gas, de forma que los documentos puedan ser consultados en todo momento por el órgano competente de la Comunidad Autónoma. En la reapertura de instalaciones después de una resolución de contrato, que entren de nuevo en servicio tras un periodo de interrupción de suministro de más de un año se actuará de igual forma que en las nuevas instalaciones. La empresa distribuidora procederá a verificar la existencia del certificado de la instalación individual archivado, procediendo a continuación a verificar, emitir y archivar por parte de la distribuidora el certificado de pruebas previas y puesta en servicio conforme a lo indicado en la ITC.” - “Instalaciones receptoras individuales sin contrato de suministro domiciliario: En este caso, una vez concluida la instalación, la empresa instaladora encargada del montaje realizará las pruebas y verificaciones para la entrega de la instalación descritas en el apartado 3.3 y emitirá, en todos los casos, el correspondiente certificado de instalación, del cual entregará una copia al titular.” - “Comunicación a la Administración.: Salvo en el caso de las instalaciones que requieren proyecto, no es precisa ninguna comunicación. No obstante, el suministrador tendrá a disposición de la Administración la documentación descrita en esta ITC que sea necesaria para cada instalación.” • ITC-ICG 08: Aparatos de gas. En esta instrucción técnica complementaria nos escontramos con la siguiente descripción [11]: “La presente instrucción técnica complementaria (en adelante también denominada ITC) tiene por objeto establecer los criterios técnicos y documentales, así como los requisitos esenciales de seguridad y los medios de certificación que han de cumplir los Legislación 36 aparatos que utilizan combustibles gaseosos que no se encuentren incluidos en el ámbito de aplicación de las disposiciones que trasponen a derecho interno español las directivas específicas de la Unión Europea aplicables a los aparatos de gas, de acuerdo con lo indicado en el artículo 4 del reglamento técnico de distribución y utilización de combustibles gaseosos. Asimismo, se establecen los requisitos para la documentación y puesta en marcha de todos los aparatos a gas. Se entiende como puesta en marcha de un aparato la verificación de que el mismo en su ubicación e instalación definitivas, funciona de acuerdo con los parámetros de seguridad establecidos por el fabricante.” En cuanto a la documentación referida a esta ITC, se requiere: - “Autorización administrativa. La instalación de los aparatos de gas no precisa autorización administrativa.” - “Conexión de aparatos de gas. La conexión de los aparatos de gas a instalaciones receptoras se deberá realizar según lo indicado en la norma UNE 60670-7, y siempre por un instalador, salvo cuando dicha conexión se haga a través de un tubo flexible elastomérico con abrazadera, en cuyo caso podrá ser realizada por el usuario.” - “Los aparatos no conectados a una instalación receptora deberán cumplir las condiciones de ubicación indicadas en el capítulo 4 de la norma UNE 60670-6.” - “Puesta en marcha, mantenimiento, reparación y adecuación de los aparatos de gas. La puesta en marcha, mantenimiento y reparación de los aparatos de gas podrá realizarse: ▪ Por el servicio técnico de asistencia del fabricante, siempre que posea un sistema de calidad certificado, o por instaladores de gas que cumplan los requisitos indicados en el capítulo 4 de la ITC-ICG 09, cuando se trate de aparatos de gas conducidos (aparatos de tipo B y C) de más de 24,4 kW de potencia útil o de vitrocerámicas a gas de fuegos cubiertos. ▪ Por el servicio de asistencia técnica del fabricante o una empresa instaladora de gas, para el resto de los aparatos. ▪ La adecuación de aparatos por cambio de familia de gas podrá ser realizada por el servicio técnico del fabricante siempre que posea un sistema de calidad certificado o por instaladores de gas de categoría A o B que cumplan los requisitos indicados en el capítulo 4 de la ITC-ICG 09. Para este fin, siempre se utilizarán componentes de características técnicas iguales a las aprobadas en la certificación de tipo.” - “Comprobaciones para la puesta en marcha de los aparatos de gas: Las comprobaciones mínimas a realizar para la puesta en marcha de los aparatos de gas conectados a instalaciones receptoras, serán las indicadas en la norma UNE 60670-10, junto con las indicaciones adicionales del fabricante.” - “El agente que realice la puesta en marcha de un aparato de gas deberá emitir y entregar al cliente un certificado de puesta en marcha, conforme al contenido del modelo del anexo 4 de esta ITC. Asimismo, archivará dicha documentación y la mantendrá a disposición del órgano competente de la Comunidad Autónoma por un período mínimo de cinco años.” - “Comunicación a la Administración: No se precisa ninguna comunicación.” • ITC-ICG 09: Instaladores y empresas instaladoras de gas. En esta instrucción nos encontramos con [12]: “La presente instrucción técnica complementaria (en adelante, también denominada ITC) tiene por objeto establecer los requisitos que deben cumplir los instaladores de gas, las empresas instaladoras y los agentes de puesta en marcha y adecuación de aparatos, a que se refiere el artículo 8 del reglamento técnico de distribución y utilización de combustibles gaseosos (en adelante, también denominado reglamento).” • ITC-ICG 10: Instalaciones de gases licuados del petróleo de uso doméstico en caravanas y autocaravanas. Según esta instrucción [13]: “La presente instrucción técnica complementaria (en adelante, también denominada ITC) tiene por objeto fijar los requisitos técnicos esenciales y las medidas de seguridad que deben observarse referentes al diseño, construcción, pruebas, instalación y utilización de las instalaciones de GLP de uso doméstico en caravanas y autocaravanas, a las que se refiere el artículo 2.1,g) del reglamento técnico de distribución y utilización de combustibles gaseosos (en adelante, también denominado reglamento).” 2.3 Producción de hidrógeno Dentro del ámbito de producción de hidrógeno, nos podemos encontrar con diversas legislaciones, hoy en día presentes, en las cuales podemos ver como se rigen los riesgos de contaminación, control y producción a la hora de trabajar con este vector energético. A continuación, vamos a presentar los reales decretos correspondientes a este apartado: • Según nos indica el RD 815/2013 [14] nos da las pautas a seguir para prevenir todo tipo de riesgo a cerca de la contaminación ambiental durante el proceso productivo diciendo: - Este reglamento tiene por objeto desarrollar y ejecutar el Texto Refundido de la Ley de prevención y control integrados de la contaminación, así como establecer el régimen jurídico aplicable a las emisiones industriales, con el fin de alcanzar una elevada protección del medio ambiente en su conjunto. Asimismo, establece las disposiciones para evitar y, cuando ello no sea posible, reducir la contaminación provocada por las instalaciones de titularidad pública o privada, en las que se realicen actividades incluidas en el anejo 1, las de incineración y coincineración de residuos, las grandes instalaciones de combustión y las que producen dióxido de titanio.” - Este reglamento no se aplicará a las instalaciones o partes de estas en las que se desarrolle alguna de las actividades industriales incluidas en las categorías enumeradas en el anejo 1 y que, en su caso, alcancen los umbrales de capacidad establecidos en el mismo, cuando sean utilizadas para la investigación, desarrollo y experimentación de nuevos productos y procesos.” El [3] destaca de dicho Real Decreto, el carácter de legislación básica que contiene, el anejo 1 donde se contemplan las categorías de actividades e instalaciones contenidas en el artículo 2 Legislación 38 del la Ley de prevención y control integrados de la contaminación. Finalmente, señalar concretamente el apartado 4.2, apartado a), donde trata de instalaciones químicas para la fabricación de productos inorgánicos y hace referencia al hidrógeno, aplicado a Industrias químicas y de cualquier otro sector de actividad, con instalaciones para la fabricación de cualquiera de estos productos, que impliquen transformación química o biológica cualquiera que sea la materia prima de partida, o el proceso seguido. • Por otro lado, tal como [3], la norma ISO 22734:2019: Generadores de hidrógeno utilizando el proceso de la electrólisis del agua, en la cual nos define los requisitos implantados para la construcción, funcionamiento y seguridad de los equipos generadores de hidrógeno, en centros de generación de hidrógeno para generación de electricidad tal y como se realiza en hidrogeneras e hidrolineras. 3 DESCRIPCIÓN DE LA HIDROGENERA n este tercer capítulo, vamos a describir cada una de las etapas en las que se compone el proceso de nuestra hidrogenera para tener un esquema general definido de cada una de las partes, para saber en qué consistirán, qué opciones son las que nos podemos encontrar y qué modelos de dispositivos van a ser los necesarios en la implantación de la estación. 3.1 Diagrama de flujo de la estación de servicio de hidrógeno Para comenzar con este capítulo, se plantea un diagrama de flujo de la estación que nos servirá como orientación de en qué va a consistir nuestro proceso dentro del marco de ingeniería básica, sin entrar en grandes rasgos al respecto. Posteriormente a este apartado, profundizaremos más en cada parte del proceso. Figura 3-1: Diagrama de flujo de la estación de servicio 3.2 Separación del hidrógeno de la molécula de agua: Proceso de Electrólisis. En primer lugar, hay que llevar a cabo un tratamiento previo al agua que vayamos a suministrar al electrolizador de nuestra hidrogenera para que el hidrógeno que vayamos a obtener el proceso de la electrólisis cumpla con la pureza requerida y no contenga ningún otro tipo de agente que vaya a poner en riesgo el proceso, pudiendo tratar el hidrógeno a las condiciones que se han estipulado a lo largo de todo el proceso. Para desionizar el agua que se vaya a usar, primeramente, la haremos pasar por un lecho de resinas que tienen cargas positivas o negativas. Las resinas que están cargadas positivamente atraen a los aniones negativos que contiene el agua y las resinas cargadas negativamente atraerán a los cationes [15] “La resina luego libera iones de hidrógeno (H+) a cambio de los cationes e iones de hidróxido (OH-) a cambio de los aniones. Por último, los iones hidrógeno e hidróxido se combinan para formar agua (H+ + OH- = HOH o H2O). Todo lo que queda en el agua ahora desionizada (también conocida como agua DI) son moléculas de agua, de ahí su reputación de ser E Descripción de la hidrogenera 12 12 una de las formas más puras de agua.” Cabe destacar que en nuestro diseño de hidrogenera se implantará un sistema de dos intercambiaores iónicos en paralelo de manera que cuando uno esté totalmente agotado debido a que se encuentra saturado de iones, el otro se pondrá en funcionamiento logrando así que no se interrumpa el proceso de purificación de agua de alimentación de la planta. Posteriormente, una vez obtenida el agua ultrapura, conduciremos el agua tratada y la electricidad suministrada a la planta al electrolizador seleccionado para que finalmente se produzca el proceso de electrólisis, consiguiendo así que la molécula de agua se divida en dos átomos de hidrógeno y uno de oxígeno, y poder así obtener nuestro vector energético para poder almacenarlo. Tras el proceso de electrólisis, el oxígeno generado se ventila de forma controlada para garantizar su eliminación segura. Se utilizarán sistemas de ventilación y dispositivos de monitoreo para evitar la acumulaciñon de oxígenos cumpliendo con las normativas de seguridad. Para ver la producción y características del electrolizador, consultar el apartado 6.1 del anexo. 3.3 Almacenamiento El sistema de almacenamiento en una hidrogenera consta principalmente de depósitos cilíndricos alargados, típicamente de unos 50 a 100 litros de capacidad. Este sistema de almacenamiento trata siempre de mantenerse a una presión superior a la de la cilindrada del vehículo para un flujo continuo de gas al almacenamiento del vehículo y no tener ninguna interrupción durante la recarga de este. La instalación de la estación de recarga de hidrogeno que se va a abarcar va a constar permanentemente de hidrógeno gas, por lo que nos basaremos primordialmente en dos tipos de configuraciones de almacenamiento distintas, que, hoy en día, se encuentran consolidadas y establecidas al cien por cien. Estos dos tipos se llaman conmúnmente: sistema de almacenamiento en cascada y sistema de almacenamiento en serie, las cuales serán descritas y comparadas en las siguientes secciones. Figura 3-2: Diagrama esquemático de una hidrogenera. [1 3.3.1 Almacenamiento en cascada El almacenamiento en cascada está formado primordialmente por tres tipos de tanque: el primero de baja presión, el segundo de media presión y el tercero de alta presión, de manera que su configuración está planificada para que los valores de presión estén situados de forma ascendente a lo largo del proceso. Durante el proceso de llenado del depósito del automóvil, en primer lugar, se conectará el hidrógeno de baja al depósito a bordo y a medida que el caudal alcanza un nivel preestablecido el sistema se cambia primero al depósito de media presión y finalmente se completará el llenado con el depósito de alta presión. Como vemos, lo que se desea en este tipo de configuración, es una recarga del coche de pila de combustible de manera progresiva. Posteriormente, en la recarga de los depósitos de la estación de hidrógeno, el compresor se encenderá automáticamente, llenando así el depósito de alta presión, el de media presión y finalmente el de baja presión. Con esto, aseguramos el depósito de alta se mantenga constantemente a la máxima presión todo el tiempo lo que nos garantiza que el vehículo quede suplido de la máxima cantidad de gas disponible. Es primordial que la especificación de la capacidad de compresión y el volumen de almacenamiento en esta configuración queden rigurosamente establecidas para que se pueda garantizar y suplir a cualquier tipo de automóvil de pila de combustible que se vaya a recargar y que supla con la frecuencia y la periocidad de recarga requerida para todos los coches que se vayan a surtir diariamente en nuestra instalación [17], [18]. Figura 3-3: Diagrama esquemático de sistema de almacenamiento en cascada. [16] 3.3.2 Almacenamiento en búfer El modelado del sistema de almacenamiento en un solo tanque incluye un compresor, un sistema de almacenamiento de alta presión que almacena la misma cantidad de hidrógeno que una configuración en cascada, a una presión de 450 bar, una válvula de laminación que regula la presión de modo que en la salida, la presión que vamos a establecer es igual al ARPP identificado, siendo este un parámetro muy importante que hay tener en cuenta ya que define la velocidad de llenado del tanque a bordo en términos de incrementos de presión por segundo y el tanque del vehículo Descripción de la hidrogenera 20 20 Figura 3-12: a) Compresor tipo pistón, b) Compresor de diafragma, c) Compresor lineal, d) Compresor iónicos. [19] 3.4.1 Sistema de compresión: Compresor de Diafragma Dentro del marco del sistema de compresión, es importante destacar que se intalará un compresor de diafragma altamente eficiente y confiable. El compresor de diafragma elegido tiene un ratio de compresión 1:10, lo que significa que puede comprimir el hidrógeno desde una presión de entrada hasta una presión de descarga 10 veces mayor. Esta característica es esencial para cumplir con los requisitos de alta presión necesarios en el proceso de producción y distribución de hidrógeno. [27] El caudal procesado por el compresor de diafragma es de 1 Nm^3/h de hidrógeno. Esto nos permitirá manejar un flujo constante de gas y asegurar un suministro adecuado para satisfacer las necesidades de los usuarios finales.[28] Además, el compresor de diafragma tiene la capacidad de alcanzar una presión de descarga de hasta 1000 bar. Esta capacidad de compresión nos permite cumplir con los estándares requieridos en términos de presión, logrando alcanzar los 500 bar de presión del almacenamiento de alta presión de la planta. Finalmente, es importante destacar que, con el fin de garantizar un rendimiento óptimo, es esencial llevar a cabo inspecciones periódicas y un mantenimiento regular del compresor de diafragma. Esto incluirá la monitorización de las condiciones de funcionamiento, la limpieza y la lubricación adecuada, así como la revisión y posible sustitución de los diafragmas según sea necesario. Figura 3-13: Compresor de diafragma [27] 3.5 Intercambiador de calor En el diseño de la hidrogenera, se utilizará un intercambiador de calor de circuito impreso (PCHE) es un tipo compacto de intercambiador de calor que utiliza placas metálicas grabadas químicamente para facilitar el flujo de fluidos. Estas placas se apilan y se unen mediante difusión para formar un bloque sólido de meta, que constituye el núcleo del intercambiador de calor. A través de las placas del circuito impreso que contiene el intercambiador en su interior pasará el agua de refrigeración que entrerá a 20ºC. Dependiendo de los requisitos de transferencia de calor, se pueden fabricar y soldar varios bloques juntos para crear un núcleo de intercambiador de calor. [25] Este sistema de intercambio de calor será crucial para conseguir un hidrógeno de alta presión a un rango de temperatura comprendido en el rango de temperatura a la que trabaja nuestro tanque de alta. Figura 3-14: Intercambiador de calor de circuito impreso y proceso fabricación. [25] Durante la operación del intercambiador de calor, es importante supervisar de forma regular las temperaturas, los caudales y las diferencias de presión. Se recomienda medir la diferencia de presión en ambos lados del intercambiador de calor. Las diferencias en la presión, temperatura y caudal pueden indicar la presencia de restricciones y acumulación de sucierdad en el interior del intercambiador. Mantener un control constante sobre estos parámetros ayuda a identificar cualquier tipo de restricción o ensuciamiento. 3.6 Dispensación y preenfriamiento En esta etapa final del proceso, donde finalmente se realiza la recarga del automóvil de hidrógeno. Para ello, el hidrógeno debe sufrir una etapa previa de enfriamiento antes de que este llegue al tanque del automóvil debido Descripción de la hidrogenera 22 22 a los grandes gradientes de temperaturas que pueden encontrarse entre la temperatura del propio hidrógeno y el almacenamiento del automóvil, lo cual provocaría deterioros en la tecnología y posibles daños en el sistema de dispensación. En primer lugar, debemos de aclarar la importancia del sistema de refrigeración, ya que gracias a él podemos definir el abastecimiento de hidrógeno, es decir, si se establece un sistema de enfriamiento con una alta eficiencia, se coneguirá minimizar los tiempos de llenado lo cual quiere decir que se logrará que no haya ningún tipo de interrupciones entre una recarga y otra. A continuación, vamos a plantear la opción estrella de intercambiador de calor que se ha ido desarrollando hasta la fecha, cómo se instalará, de qué modelos se trata y cuáles son sus características principales: 3.6.1 Hybloc exchanger Este tipo de intercambiador de calor contiene una tecnología mucho más avanzada, sobretodo por la ventaja de la optimización de espacio a la hora de implantarse en el dispensador de la hidrogenera. Como vemos en la figura 8, el modelo Hybloc se instala en el propio dispensador consiguiendo un ahorro en volumen de espacio de hasta el 85% entre la instalación entre un intercambiador convencional (Cooling block) y uno Hybloc . Por lo que dicho esto, el Hybloc exchanger se caracterizará por contener un menor coste de instalación, pero, sin embargo, contendrá costes de inversión más elevados. Además, minimiza el tiempo entre recarga de vehículos de hidrógeno consiguiendo mantener un preenfriamiento de nuestro combustible lo más regular y eficaz posible. Figura 3-15 Instalación del HyBloc Exchanger. [20] En cuanto a la parte mecánica, constan de ser circuitos totalmente impresos en el propio dispensador, sin necesidad de materiales soldado y capacitados para soportar altas presiones llegando a un máximo de 1300 bar de presión y soporta un rango de temperaturas entre -196ºC y 800ºC. El dispositivo tendrá la función de mantenerse a una temperatura de entorno los -40ºC para evitar el posible disparo de la temperatura en la zona del boquerel, utilizando fluidos como glicoles al 70 %, muy utilizado en aplicaciones criogénicas. Dicho fluido primeramente se hace pasar por un chiler, el cual está encargado de enfriar a -40ºC y tras ello se conducirá a nuestro HyBloc exchanger para el intercambio de calor en la zona de dispensación entre el fluido térmico y el hidrógeno que se va a descargar. Figura 3-16: HyBloc Exchanger [20] Según nos indica la normativa [24] un factor determinante en el rendimiento del hidrógeno es la capacidad de enfriamiento del equipo de dispensación y la temperatura de entrega del combustible resultante. Esta norma nos clasifica los dispensadores en tres categorías de temperaturas denotadas por una clasificación “T”: • Dispensador T-20: Surtidor con sistema de refrigeración con una capacidad de -20ºC • Dispensador T-30: Surtidor con sistema de refrigeración con una capacidad de -30ºC • Dispensador T-40: Surtidor con sistema de refrigeración con una capacidad de -40ºC El objetivo de la SAE J2601 es conseguir una alta eficacia en el tiempo de respostaje (de unos 3 minutos), y un estado de carga (SOC) del 95% al 100% que son totalmente alcanzables con un dispensador T-40 y que, sin embargo, con los T-20 y T-30 serían tiempos de recarga más largos. También establece los tamaños de sistemas de almacenamiento de hidrógeno comprimido en un rango de volumen de 49,7 L a 248,6 L (para H35 y H70) y de 248,6 L en adelante (solo para H70). Finalmente, se prevé dispensadores para motocicletas de T-10 (con temperaturas más calidas) y capacidades de volumen total más reducidas. 3.6.2 Equipo de dispensación de hidrógeno En cuanto al equipo de dispensación de hidrógeno que se va a instalar, vamos a optar por un modelo E30 como podemos ver en la siguiente figura. Este contiene las siguientes características [21]: • Capacidad de rellenar tanques de turimos de pila de combustible (700 bar) con caudales de hasta 3,6 kg/min. • El rango de temperatura en el que se trabaja será de entre -40ºC y 55ºC. • Dispone de válvulas de seguridad de presión (PSV) en la línea de entrada y salida, para proteger los componentes del surtidor y del vehículo, evitando posibles sobrepresiones en el sistema. • Sistema de control de suministro con válvulas neumáticas para regular la presión, el llenado y el venteo de la manguera. • Transmisores de presión y temperatura para controlar el llenado y gestionar fallos. • Pulsadores de inicio/par y emergencia. Descripción de la hidrogenera 24 24 • Control automático de fugas. • Filtro de 5 µm. • Válvula de purga manual. • Vaciado de la manguera al finalizar el suministro para aumentar la seguridad y facilitar el uso. En particular, este modelo de dispensador cuenta con un sistema de medida para que los clientes puedan ver y controlar la cantidad de hidrógeno depositado en el tanque. Además, dispone de una manguera la cual es la que conducirá al hidrógeno a descargar a 700 bar. Figura 3-17: Modelo E30 H2 A 11 H70. [21] 4 SIMULACIÓN DEL PROCESO DE RECARGA n este capítulo, vamos a presentar la simulación de la recarga del coche de pila de combustible, viendo cómo evolucionan los diferentes parámetros del proceso desde el tanque de almacenamiento de alta presión de la instalación hasta el tanque del vehículo. 4.1 Descripción del software H2FILLs El software de H2Fills es una herramienta de simulación que ha sido diseñada específicamente para analizar y modelar el proceso de recarga de vehículos de pila de combustible en hidrogeneras. Su objetivo principal es proporcionar una representación detallada y precisa de la evolución de los parámetros clave involucrados en dicho proceso. El software H2Fills permite simular la tranferencia de hidrógeno desde un tanque de alta presión hacia el tanque del vehículo de manera virtual. A través de algoritmos avanzados, el programa calcula y muestra la variación de diferentes variables y factores que intervienen en la recarga, brindando información valiosa sobre el rendimiento y la eficiencia del sistema. Entre los parámetros que el software H2Fills puede mostrar se incluyen la presión del hidrógeno en los tanques, el caudal de llenado, la temperatura, la duración total del proceso y otros indicadores relevantes. Estos datos permiten evaluar aspectos cruciales como el tiempo de carga, la capacidad de almacenamiento, la seguridad y la estabilidad del sistema. Además, el software H2Fills es altamente flexible y configurable, lo que significa que se puede adaptar a diferentes configuraciones y características específicas de las hidrogeneras y los vehículos de pila de combustible en hidrogeneras. Su capacidad para proporcionar información detallada sobre los parámetros clave involucrados en el proceso es de gran utilidad a nivel ingenieril e investigación para la posterior puesta en marcha de la instalación. 4.2 Implementación de la configuración de la planta en el software H2FILLs La configuración de nuestra hidrogenera como bien sabemos es en serie partiendo de un tanque de almacenamiento de 500 bar de presión. La secuencia que se ha implementado en el software H2FILLs, es la configuración en serie que propone dicho programa. Los componentes se conectan secuencialmente tal y como vemos en el diagrama de la figura, partiendo del tanque de alta presión hasta el tanque del vehículo. Se han establecido válvulas de control de presión para la seguridad del sistema, válvulas manuales, tuberías, manguera y un breakaway limitando la carga al dispensador y así evitar cualquier tipo de daños. E Simulación del proceso de recarga 26 26 Figura 4-1: Diseño del diagrama en el software H2FILLs Cabe destacar que la simulación se ha llevado a cabo teniendo en cuenta que la temperatura durante todo el periodo de recarga va a ser de 20ºC, una rampa de presión de 150 bar/min, 4.3 Resultados de la simulación Durante el periodo de recarga, es fundamental tener en cuenta una serie de parámetros que afectan directamente el proceso de transferencia del hidrógeno desde el tanque de almacenamiento de alta presión hacia el vehículo de pila de combustible. Estos parámetros son crítivos para garantizar una recarga segura, eficiente y confiable. A continuación, se presentan los principales parámetros que deben considerarse: • Presión del hidrógeno: La presión del hidrógeno en el tanque de almacenamiento de alta presión debe ser monitoreada y controlada durante todo el proceso de recarga. Es esencial asegurarse de que la presión se encuentre dentro de los límites seguros y adecuados para la transferencia al vehículo, con un ritmo adecuado y continuo en la recarga. Tanto una presión insuficiente como una presión excesiva pueden comprometer la eficiencia y seguridad del proceso de recarga. Figura 4-2: Gráfico de la evolución de la presión en el tanque del vehículo • Flujo de hidrógeno: El flujo de hidrógeno es otro parámetro crítico que debe ser cuidadosamente controlado. Durante la recarga, es importante establecer un flujo de hidrógeno constante y adecuado para garantizar una transferencia eficiente. Un flujo insuficiente puede prolongar el tiempo de recarga, mientras que un flujo excesivo puede generar turbulencias y dificultades en la conexión entre el surtidor y el vehículo. En la siguiente figura podemos observar como evoluciona el caudal másico de hidrógeno desde el almacenamiento hasta el vehículo. 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 050 100 150 200 Presión del tanque del vehículo (bar) Tiempo (s) Figura 4-3: Gráfico de la evolución del caudal másico durante la recarga • Temperatura del hidrógeno: La temperatura del hidrógeno puede tener un impacto significativo en la eficiencia de la recarga. Es necesario controlar y mantener la temperatura dentro de un rango óptimo durante todo el proceso. Una temperatura demasiado baja puede reducir la capacidad de carga y aumentar el tiempo requerido, mientras que una temperatura excesiva puede generar problemas de seguridad y afectar al rendimiento del vehículo. A continuación, podemos observar cómo al principio de la recarga se produce un leve salto de temperatura, pero poco a poco va descendiendo, lo que nos quiere decir que no se encuentran peligros por incrementos elevados de temperaturas. Figura 4-4: Gráfico de la evolución de la temperatura durante la recarga • Tiempo de recarga: El tiempo de recarga es un parámetro muy importante tanto desde la perspectiva del usuario como desde la operativa de la hidrogenera. Es necesario optimizar este tiempo sin comprometer la seguridad ni la calidad de la recarga. Se deben realizar estudios y pruebas para determinar los tiempos óptimos de recarga, considerando los otros parámetros mencionados anteriormente. En el resultado final de la simulación el tiempo total de recarga obtenido es de 3,23 minutos. 0 5 10 15 20 25 30 35 40 050 100 150 200 250 Temp tanque del vehículo (ºC) Tiempo (s) Análisis de Costes 28 28 5 ANÁLISIS DE COSTES n este capítulo, tras estudiar todas las cuestiones técnicas relacionadas con los dispositivos y diseño de la estación de respostaje de hidrógeno, nos centraremos en el análisis de costes vinculado a la instalación de nuestra estación de servicio, partiendo de una introducción global en el sector económico y la influencia de diversos componentes y sistemas en los costes totales de la hidrogenera. 5.1 Introducción al análisis de costes En primer lugar, los costes asociados a la estación de servicio de hidrógeno dependerán de la manera, configuración y tecnología que utilice en cada caso. Pese a las diferencias entre unas configuraciones y métodos de producción entre hidrogeneras, la gran mayoría contienen los mismos costes en común asociados a componentes que se requieren: [29] • Una unidad de producción de hidrógeno (electrolizador en nuestro caso). • Una unidad de purificación de manera que asegure que el hidrógeno que produzcamos y alimentemos a los vehículos de pilas de combustible sea el estandarizado (entorno a un 99,97%). • Compresor de hidrógeno para alcanzar altas presiones dentro de los tanques de almacenamiento. • Almacenamiento de hidrógeno de nuestra instalación. • Unidad de enfriamiento antes del dispensador • Equipos de seguridad incluidos válvulas, sensores y equipos de extinción de incendios. • Dispositivo mecánico y eléctrico como válvulas, tuberías, paneles de control y conexiones de alto voltaje. • Dispensadores para suministrar el hidrógeno al almacenamiento a bordo del vehículo que vayamos a recargar. 5.2 Cálculo y estimación de los costes En este apartado, se va a realizar la estimación económica de la estación de recarga de hidrógeno dentro del marco de ingeniería básica, con el objetivo de conocer por adelantado los gastos que habrá y así, reducir la posibilidad de superar el presupuesto inicial. Para ello, se procederá a calcular los costes totales de los equipos y los costes total de inversión de la planta. 5.2.1 Cálculo de los costes totales de los equipos En primer lugar, se obtendrán los costes que suponen los diferentes equipos pertenecientes a las etapas principales dentro del proceso de una hidrogenera. E 5.2.1.1 Intercambiador de calor El coste base de un intercambiador de calor de carcasa y tubos de acero inoxidable (SS), de área aproximadamente 0,5 m2 y que tiene una presión media de 300 bar (sabiendo que hay unos que están sometidos a más presión que otros, se estimará 300 bar de media para todos ellos y así poder simplificar cálculos): log10(𝐶º𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑐𝑎𝑚𝑏𝑖𝑎𝑑𝑜𝑟,0,5 𝑚2)=𝐾1+𝐾2∗log10(𝐴)+𝐾3∗log10(𝐴))^2 Ecuación 1 Tabla 5-1: Datos del intercambiador Donde K1=3,9912; K2=0,0688; K3=0,243 y el rango del parámetro capacidad es de Amin=1 y Amáx=100, por lo que se encuentra fuera de nuestro rango. Se elige el valor más cercano, es decir, 1. log10(𝐶º𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑐𝑎𝑚𝑏𝑖𝑎𝑑𝑜𝑟, 1 𝑚2)=3,9912+0,0688∗log10(1)+0,243∗log10(1))^2 𝐶º𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑐𝑎𝑚𝑏𝑖𝑎𝑑𝑜𝑟, 1 𝑚2=46843 $ Se aplica Williams, ya que se tiene como dato otro intercambiador de distintas dimensiones: 𝐶º𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑐𝑎𝑚𝑏𝑖𝑎𝑑𝑜𝑟,0,5 𝑚2 𝐶º𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑐𝑎𝑚𝑏𝑖𝑎𝑑𝑜𝑟, 1 𝑚2=(𝐴𝑎 𝐴𝑏)𝑛 Ecuación 2 𝐶º𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑐𝑎𝑚𝑏𝑖𝑎𝑑𝑜𝑟,0,5 𝑚2 46843 =(0,5 1)0,6 Anexo 36 36 ANEXO Cálculo de la producción de hidrógeno y energía generada Todos los cálculos realizados en este apartado se han llevado a cabo en base al poder calorífico superior (PCS) de la reacción generada en la pila de combustible, es decir, teniendo en cuenta que las pilas de combustibles tipo PEM instaladas en los automóviles de hidrógeno adquieren la energía del hidrógeno gaseoso generado y , adicionalmente, el calor latente que contiene los condensados que se generan tras la reacción en el dispositivo, ya que esto nos variará la cantidad de hidrógeno y la energía que se requiera generar en la hidrogenera. En nuestro caso, partiremos de un electrolizador donde se generará el proceso de electrólisis, en el cual se poducirá 1 Nm3/h de hidrógeno. Dicho valor será nuestro dato de partida donde se realizarán los siguientes cálculos para obtener una estimación del hidrógeno y energía necesaria para el abastecimiento y dispensación final de nuestra hidrogenera. Finalmente supondremos que la conversión del hidrógeno a agua líquida será del 100%. 1 𝑁𝑚3 ℎ∙1000 𝑁𝐿 𝑁𝑚3∙1 22,4 𝑚𝑜𝑙 𝑁𝐿 ∙2 𝑔 𝑚𝑜𝑙 =89,3 𝑔 𝐻2=0,089𝑘𝑔 ℎ ∙ 24 ℎ 𝑑í𝑎 =2,143𝑘𝑔 𝑑í𝑎 Ecuación 5 Siguiendo con la reacción generada en la pila de combustible de formación del agua y por la cual se genera la energía eléctrica: 𝐻2+1 2𝑂2 →𝐻20 (𝑙) Tomando el dato de entalpía de formación del H20 (l) a una temperatura de 25ºC (∆hfH2O(l)) en kJ/mol y sabiendo que tanto la entalpía de formación del hidrógeno y oxígeno a 25ºC equivalen a 0 kJ/mol, podremos hallar la potencia que se generará en la pila de combustible a raíz de dicha reacción. Por otro lado, sabiendo que la conversión es del 100%, el caudal de H2 será igual al de H2O: (−∆𝐻𝑟)=−(𝐹𝐻20 ∙(∆ℎ𝑓𝐻20(𝑙) ))=−(2.143kg d∙1kmol 18kg ∙1000mol 1kmol ∙1d 24h∙1h 3600s∙−285,5 𝑘𝐽 𝑚𝑜𝑙)=0,393 𝑘𝑊 Ecuación 6 Sabiendo la potencia generada por la pila PEM del vehículo, ya podemos hallar cuantos kWh y energía generada se requiere. Tomaremos en cuenta que la planta estará operando las 24 h del día. 0,393𝑘𝑊∙24ℎ=9,432𝑘𝑊ℎ Ecuación 7 𝟎,𝟑𝟗𝟑𝒌𝑾∙𝟑𝟔𝟎𝟎𝒔=𝟏𝟒𝟏𝟒,𝟖 𝒌𝑱∙𝟏𝑴𝑱 𝟏𝟎𝟎𝟎𝒌𝑱=𝟏,𝟒𝟏𝟒 𝑴𝑱 Ecuación 8 Tabla 0-1: Resultados de los valores de energía generada a partir de los datos de producción y capacidad. Capacidad del electrolizador (Nm3/h) Producción H2 (kg/d) Energía generada (kWh) Energía generada (MJ) 1 2,143 9,432 1,414 Cálculo de la temperatura de salida del compresor A continuación, los siguientes cálculos para la temperatura de salida del compresor van a partir de los siguientes datos: • 𝑄 = 1𝑁𝑚3 ℎ • 𝑃1=30 𝑏𝑎𝑟 • 𝑃2=300, dado que la relación de compresión es 1:10. • 𝜂𝑖𝑠 =0,85, constante isentrópica del proceso de compresión. • 𝑇1=40º𝐶, proveniente del hidrógeno almacenado en el tanque de 30 bar. El subíndice “s” indicará que el parámetro que se haya establecido contendrá un valor asociado correspondiente a la situación en la que el proceso se desarrollara de forma insentrópica. Todos los parámetros termodinámicos de cada corriente han sido hallados por la herramienta de software EES, a la temperatura y presión de la corriente correspondiente. Las ecuaciones necesarias para llevar a cabo el cálculo de la temperatura de salida del compresor son: 𝜂𝑖𝑠 =ℎ2𝑠 −ℎ1 ℎ2−ℎ1 Ecuación 9: Definición de la constante isentrópica en función de las entalpías de las corrientes 𝑠2𝑠 =𝑠1 Ecuación 10: Definición de proceso isentrópico Anexo 38 38 𝐹 = 𝑄 22,4 ∙3600 = 1,24 E-05 kmol/s Ecuación 11: Conversión del caudal a kmol/s 𝑊 =𝐹∙(ℎ2𝑠 −ℎ1) Ecuación 12: Cálculo del trabajo del compresor Una vez obtenido el valor de h2 y p_2, resolvemos mediante iteración el cálculo de T_2, la cual contiene un valor de final de 382,6 ºC. Resumiendo, para pasar en una sola de etapa de 30 a 300 bar, la temperatura del proceso a la salida será de 382,6 ºC. Por otro lado, hay que añadir otro compresor más, el cual nos llevará la presión de la línea de proceso de 300 bar a 500 bar. Realizando la resolución anterior obtenemos un valor de temperatura a la salida del segundo compresor de 174ºC. Finalmente, si queremos descargar a 700 bar de presión para recargar turismos necesitamos un compresor extra tras el almacenamiento de alta presión llevan la presión de 500 bar a 700 bar. La temperatura de salida tras esta última compresión sería de 96,18ºC. Posteriormente, realizamos el cálculo del trabajo para cada uno de los compresores instalados en la estación: Tabla 0-2: Valores de los trabajos de cada uno de los compresores Compresor W (kW) C-101 0,1105 C-102 0,0254 C-103 0,0160 Balance de energía en el tren de intercambiadores En este apartado se realizarán los balances de energía necesarios para determinar la temperatura de salida del hidrógeno en cada intercambiador para poder almacenarlo a la temperatura exigida por el tanque de alta presión, por lo que de esta manera podremos tener una estimación de cuántos intercambiadores hay que instalar en nuestra planta antes del almacenamiento a 500 bar y el calor (Q) extraído del sistema. En primer lugar, vamos a partir de: • El fluido caloportador que se empleará será agua. • Se han ido suponiendo los saltos de temperatura del agua en cada uno de los intercambiadores, teniendo en cuenta no provocar el cruzamiento en el perfil de temperaturas. En E-101 sale a 180ºC, E-102 sale a 100 ºC y en E-103 a 55ºC. • La cp del agua será constante durante todo el intercambio (4,184 kJ/(kg*K)) al igual que la cp del hidrógeno (14,41 kJ/(kg*K)), siendo ambos valores cogidos a T=25ºC y p= 1 bar (datos extraídos de la herramienta de software EES). • Suponemos que el agua que entra en cada intercambiador está a 20ºC. • Al trabajar con un caudal de 2,48E-05 kg/s de proceso, nuestro caudal de líquido caloportador también lo será, por que supondremos que trabajaremos a 1E-04 kg/s de agua de refrigeración. • La temperatura de la que partiremos en la línea de proceso serán 382,6ºC. Aplicando el balance de energía: 𝑄 =𝑚𝑙𝑖𝑞 ∙𝑐𝑝𝑙𝑖𝑞 ∙(𝑇2𝑙𝑖𝑞 −𝑇1𝑙𝑖𝑞)=𝑚𝐻2 ∙𝑐𝑝𝐻2 ∙(𝑇2𝐻2 −𝑇1𝐻2) Ecuación 13: Cálculo de la temperatura de salida del hidrógeno a la salida del intercambiador Realizando el cálculo: Tabla 0-3: Resultados de las temperaturas de salida de la línera de proceso Intercambiador Temperatura de salida del hidrógeno (ºC) E-101 199,2 E-102 104,8 E-103 56,1 Por lo tanto, necesitaríamos un total de 3 intercambiadores antes del tanque de almacenamiento de alta presión, dos intercambiadores tras el primer compresor y uno tras el segundo intercambiador, para que la temperatura de la línea de proceso esté dentro del rango de temperaturas de trabajo del tanque. Posteriormente, podemos realizar el cálculo del calor intercambiado en cada uno de los intercambiadores con el balance de energía: Tabla 0-4: Valores de los calores intercambiados en cada intercambiador Intercambiador Q (kW) E-101 0,0651 E-102 0,0335 E-103 0,0418 Referencias 40 40 REFERENCIAS [1] (INFORME Sobre Una Estrategia Europea Para El Hidrógeno | A9-0116/2021 | Parlamento Europeo, n.d.) [2] (de Industria & Turismo, 2019) [3] (UNE-EN 17124, 2022) [4] (UNE-EN 17127, 2022) [5] (Norma EN 17268, n.d.) [6] (BOE-A-2006-15345 Real Decreto 919/2006, de 28 de Julio, Por El Que Se Aprueba El Reglamento Técnico de Distribución y Utilización de Combustibles Gaseosos y Sus Instrucciones Técnicas Complementarias ICG 01 a 11., n.d. , p. 15, p. 16): [7] (BOE-A-2006-15345 Real Decreto 919/2006, de 28 de Julio, Por El Que Se Aprueba El Reglamento Técnico de Distribución y Utilización de Combustibles Gaseosos y Sus Instrucciones Técnicas Complementarias ICG 01 a 11., n.d. , p. 27) [8] (BOE-A-2006-15345 Real Decreto 919/2006, de 28 de Julio, Por El Que Se Aprueba El Reglamento Técnico de Distribución y Utilización de Combustibles Gaseosos y Sus Instrucciones Técnicas Complementarias ICG 01 a 11., n.d. ,p. 38) [9] (BOE-A-2006-15345 Real Decreto 919/2006, de 28 de Julio, Por El Que Se Aprueba El Reglamento Técnico de Distribución y Utilización de Combustibles Gaseosos y Sus Instrucciones Técnicas Complementarias ICG 01 a 11., n.d. , p. 40) [10] ]: (BOE-A-2006-15345 Real Decreto 919/2006, de 28 de Julio, Por El Que Se Aprueba El Reglamento Técnico de Distribución y Utilización de Combustibles Gaseosos y Sus Instrucciones Técnicas Complementarias ICG 01 a 11., n.d. , p. 44) [11] (BOE-A-2006-15345 Real Decreto 919/2006, de 28 de Julio, Por El Que Se Aprueba El Reglamento Técnico de Distribución y Utilización de Combustibles Gaseosos y Sus Instrucciones Técnicas Complementarias ICG 01 a 11., n.d. , p. 59) [12] (BOE-A-2006-15345 Real Decreto 919/2006, de 28 de Julio, Por El Que Se Aprueba El Reglamento Técnico de Distribución y Utilización de Combustibles Gaseosos y Sus Instrucciones Técnicas Complementarias ICG 01 a 11., n.d. , p .70) [13] (BOE-A-2006-15345 Real Decreto 919/2006, de 28 de Julio, Por El Que Se Aprueba El Reglamento Técnico de Distribución y Utilización de Combustibles Gaseosos y Sus Instrucciones Técnicas Complementarias ICG 01 a 11., n.d. , p. 91) [14] (BOE-A-2013-10949 Real Decreto 815/2013, de 18 de Octubre, Por El Que Se Aprueba El Reglamento de Emisiones Industriales y de Desarrollo de La Ley 16/2002, de 1 de Julio, de Prevención y Control Integrados de La Contaminación., n.d.) [15] .(What Is Deionized Water? – Fresh Water Systems, n.d.) [16] (Sadi & Deymi-Dashtebayaz, 2019) [17] (Farzaneh-Gord et al., 2012) [18] (Caponi et al., 2022) [19] (Tian et al., 2022) [20](Webinar: Hidrogeneras o Hidrolineras: Proyectos Pioneros Para El Impulso de Hidrogeno Renovable Como Combustible y Motor de La Movilidad Sostenible - My ATA Insigths, n.d.) [21] (CETIL DISPENSING TECHNOLOGY, S.L. | E30 H2 A, n.d.) [22] (The Future of Hydrogen – Analysis - IEA, n.d.) [23](Metal Diaphragm Compressors | Sera GmbH, n.d.) [24] (J2601_202005: Fueling Protocols for Light Duty Gaseous Hydrogen Surface Vehicles - SAE International, n.d.) [25] (Classified by Alfa Laval as: Business PRINTED CIRCUIT HEAT EXCHANGER Installation, Operation and Maintenance Manual PRINTED CIRCUIT HEAT EXCHANGER Installation, Operation and Maintenance Manual Installation, Operation and Maintenance Manual, n.d.) [26] (Compressed Hydrogen Storage | MAHYTEC, n.d.) [27] (Metal Diaphragm Compressors | Sera GmbH, n.d.) [28] (Mobile Hydrogen Filling Station | Sera GmbH, n.d.) [29] (Apostolou & Xydis, 2019) [30] Esmeralda Portillo Estévez. Anexos I y II, Tema 6 “Análisis económico de procesos químicos”. Referencias 42 42 [31] (Hydrogen Electrolyser EL1N - H2B2 Electrolysis Technologies, n.d.)