Transporte terrestre de H2 por tubería

1. Transporte de hidrógeno
1

2. Indice
1. España, primer hub de hidrógeno
2. Madurez de la tecnología
3. Blending y Reconversión de gasoductos
4. Impacto del H2 en los aceros
5. Compresores
6. Retos en O&M
7. Consideraciones de seguridad y medio ambientales

10. Indice
1. España, primer hub de hidrógeno
2. Madurez de la tecnología
3. Blending y Reconversión de gasoductos
4. Impacto del H2 en los aceros
5. Compresores
6. Retos en O&M
7. Consideraciones de seguridad y medio ambientales

11. PRODUCCIÓN TRANSPORTE ALMACENAMIENTO USO FINAL
Electrólisis Otras tecnologías Por tubería
Marítimo/
Terrestre
Superficie Subterráneo Industria Movilidad
Generación Térmica/
Eléctrica/Gases
Infraestructuras Enagás: Gasoductos Plantas GNL AASS
• PNR Fugas cadena de valor H2
Sector:
(A) Aviación
(C) Carretera
(F) Ferroviario
(M) Marítimo
Alcalina
PEM
SOEC
Hidroducto dedicado
Conversión
gasoducto
Blending
Deblending
Acuífero
Yacimiento
depletado
Cavidad minada con
liner
Cavidad salina (fast-
cycling)
Cavidad salina
CH2
NH3
LH2
Material adsorbente
Hidruro
metálico
Buque NH3
Camión CH2/LH2
Buque LOHC
Licuefacción H2
Buque LH2
(Des)Hidrogenación
LOHC
HRS
Turbina mezcla H2
NH3
Siderúrgica
(Reducción)
Metanol
Siderúrgica (Sust.
Carbón)
Cementera
Caldera
PEMFC micro-CHP
SOFC micro-CHP
FC-Turbina
Combustión NH3 en
central carbón
Metanación Catalítica
SOFC&MCFC
SMR con CCUS
Gasificación carbón
con CCUS
Descomposición por
plasma
DCM
Oxidación con CCUS
Pirólisis biomasa
(A) Motor H2
(M) Motor H2
(M) Motor/FC NH3
(M) HT-PEMFC
(M) FC Metanol
(C) Motor H2
(M) FC
(F) FC
(C) FC
(C&M) Motor
Metanol
Metanación Biológica
Turbina H2
Craqueo NH3
LIHC
Otras
tecnologías
TRL 2-5
Gasificación biomasa sin
CCUS
AEM
Fotoelectrocatálisis
Repurposing Plantas
GNL/
Bunkering
11
Matriz Desarrollo Tecnológico H2
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
Emergente
Media/Prototipo
Demostración
Mercado
TRL
Notas: AEM ‘Anion Exchange Membrane’, CHP ‘Combined Heat and Power’, CCUS ‘Carbon Capture, Utilisation and Storage’, DCM ‘Descomposición Catalítica de Metano’, FC ‘Fuel Cell’, HT ‘High Temperature’, LIHC ‘Liquid Inorganic Hydrogen Carrier’, LOHC ‘Liquid Organic Hydrogen Carrier’, MCFC ‘Molten
Carbonate Fuel Cell’, PEM ‘Proton Exchange Membrane’, SMR ‘Steam Methane Reforming’, SOEC ‘Solid Oxide Electrolyser Cell’, SOFC ‘Solid Oxide Fuel Cell’. CH2 ‘Hidrógeno comprimido’, CcH2 ‘Hidrógeno crio-comprimido’, LH2 ‘Hidrógeno líquido’.

12. Tubería
Soldadura
Válvula
Elemento
blando
Actuador
neumohidráulico
Contador
turbina
Contador
ultrasonidos
Contador
membrana
Contador
Coriolis
Analizador
de
H
2
/impurezas
Computador
de
caudal
Sistemas
informáticos
Detector
de
gas
Regulador
de
presión
Válvula
de
seguridad
Aislador
galvánico
Odorizante
Equipo
de
análisis
Zonificación
Clasificación
de
equipos
Filtro
Intercambiador
de
calor
(7)
Caldera
(7)
Turbocompresor
alimentado
con
H
2
Motocompresor
eléctrico
convencional
Motocompresor
eléctrico
integrado
Yacimiento
depletado
Acuífero
Cavidad
salina
Cavidad
salina
(fast-cycling)
Cavidad
minada
con
liner
Material
completación
y
específico
pozo
Materiales Medición de energía Instrumentación Odoriz. ATEX
ERM/EM EECC AASS (9)
Transversal Gasoductos + ERM + EECC + AASS
(8)
(6)
(5)
(4)
(2,3)
(2)
(2)
(1) Notas:
(1) Pendiente de verificación el tipo más adecuado de
actuador.
(2) En fase de desarrollo de instalaciones para
calibración de contadores.
(3) Contador utilizado en transporte en las rampas de
fuel gas de las ERM.
(4) Pendiente de definición los componentes a
analizar.
(5) En el mercado existen desde hace muchos años,
pero los tamaños y caudales disponibles pueden ser
limitados.
(6) Pendiente de definición si es necesario odorizar en
transporte. Impacto del tipo de odorizante en el uso
final (azufre vs pila de combustible…).
(7) Equipos no necesarios en regulación de presión de
H2.
(8) No existirían compresores para caudales
elevados. Podrían ser necesarias varias unidades
funcionando en paralelo.
(9) En caso necesario por los requerimientos de
almacenamiento, estas tecnologías se podrían
complementar con el almacenamiento de H2 en
forma de amoniaco, LOHC…
12
Nivel de madurez tecnológica nueva red 100 % H2
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
Emergente
Media/Prototipo
Demostración
Mercado
TRL

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1. España, primer hub de hidrógeno
2. Madurez de la tecnología
3. Blending y Reconversión de gasoductos
4. Impacto del H2 en los aceros
5. Compresores
6. Retos en O&M
7. Consideraciones de seguridad y medio ambientales

14. Capacidad de transporte de H2 vs Gas Natural
• En estado gaseoso, la densidad energética del hidrógeno es ligeramente inferior a las del
gas natural (10-20%), a las mismas condiciones de presión y temperatura.
• Mientras que el poder calorífico del gas es del orden de 11 kwh/Nm3, 3 veces superior al
del H2 (3,5 Kwh/Nm3), el hidrógeno se puede trasportar a una velocidad 3 veces superior.
Por ello la capacidad de transporte de una misma tubería con H2 es del orden del 80%
comparada con GN.
• Debido a una menor masa molecular del H2 y mayor caudal volumétrico se necesita más
potencia de compresores para transportar la misma cantidad de energía.
• Las ventajas de reconvertir un gasoducto son:
- Menor coste
- Menor impacto medio ambiental : menor huella en el territorio y menor huella de
carbono asociada a la fabricación de equipos y materiales así como a la construcción.
- Menor tiempo de ejecución

15. Reconversión red de gas natural
Fuente: Sedigas La EU se espera que limite el blending al 3%.
El transporte de H2 o una mezcla de H2 y GN puede provocar la entrada de
hidrógeno atómico en los aceros, lo que puede afectar las propiedades mecánicas de
la tubería. Por lo tanto, antes de inyectar, el operador de la tubería deberá considerar
las posibles implicaciones sobre la integridad de la tubería.

16. Estudio viabilidad blending y/o reconversión
100%
• Realización inspecciones EMAT para ver estado gasoductos, estudios de
integridad.
• Cálculo de la máxima presión de operación (MAOP) y amplitud ciclos de
presión.
• Planificación inspecciones futuras requeridas para seguimiento de los
gasoductos reconvertidos.
• Blending:
– Modelización de los puntos de inyección y flujos.
– Análisis consumidores aguas abajo. Necesidad de deblending (Proyectos de
innovación en membranas).

17. Los ciclos de fatiga
La variabilidad de la generación renovable causa fluctuaciones de presión en las
tuberías de transporte.

18. Los ciclos de fatiga
Los defectos (pequeñas fracturas) en contacto con H2 crecen 10 veces más rápido
que en contacto con gas natural para las mismas variaciones de presión.

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1. España, primer hub de hidrógeno
2. Madurez de la tecnología
3. Blending y Reconversión de gasoductos
4. Impacto del H2 en los aceros
5. Compresores
6. Retos en O&M
7. Consideraciones de seguridad y medio ambientales

20. Efecto de la presencia del hidrógeno en los aceros
• ¿De dónde proviene?
✓ Inclusión de hidrógeno durante la fabricación del acero y/o soldadura.
✓ Como resultado de corrosión (particularmente en presencia de H2S).
✓ Disociación del H2 gaseoso (molecular) en la superficie del acero (absorción y difusión).
Los dos primeros se han abordado mediante mejoras en el control del proceso (soldadura con
bajo H2 o tratamiento térmico) y mediante empleo de aceros con microestructura adecuada.
• Fragilización por hidrógeno. Mecanismo exacto aún objeto de discusión.
✓ Depende de la concentración y presión. Factor determinante: Presión parcial (fugacidad).
Incluso a presiones bajas.
✓ Importancia de la microestructura del acero.
20

21. Fragilización por hidrógeno
• ¿Qué efecto produce?
✓ Reducción de la energía de cohesión en el extremo de un defecto preexistente. Mayor
importancia si cabe en puntos de concentración de tensiones.
• Influencia en las propiedades de los aceros:
✓ Disminución de la tenacidad a la fractura.
✓ Aumento de la velocidad de propagación de grietas por fatiga (FCGR).
✓ Disminución de la ductilidad.
✓ ¿Disminución en su resistencia (YS, UT)? No representativo.
• ASME B31.12 es la principal referencia. Bastante conservador.
• O2 y CO inhibe la adsorción de H2 en el acero. “Pero”: Seguridad.
21

22. Limitaciones en el diseño y operación de hidroductos
• Se penalizan grados altos de material . Implicación: Mayor espesor o menor presión de
diseño/trabajo.
• Para evitar esta penalización, los códigos requieren ensayos de material y soldadura en atmosfera de
H2 a la MAOP. Fácil para nuevo gasoducto, difícil para gasoducto existente.
• TSO’s, Centros de Investigación, grupos de trabajo internacionales (DVGW, EPRG, etc.), están haciendo
ensayos para determinar el efecto del H2 en las conducciones de gas existentes.
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23. Materiales
Estudios en desarrollo en Enagás
• Comportamiento de los materiales y soldaduras:
✓ Estructuras metalúrgicas diferentes entre metal base y soldaduras.
✓ Concentración de tensiones. Tensión local mayor.
✓ FCGR y Tenacidad. Evaluación según mecánica de la fractura.
✓ Seleccionadas tuberías y soldaduras típicas de gasoductos de Enagás.
✓ Verificar aptitud de nuestros gasoductos y/o proponer acciones.
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100 barg
0% ÷ 100% H2

24. Aplicación en infraestructuras existentes y nuevas
• Gasoductos existentes:
✓ ¿MAOP, Linepack (∆P y frecuencia),…? (evaluación específica, ensayos,…)
✓ Integridad: Revisión de los métodos de evaluación y criterios de aceptación.
• Nuevas infraestructuras (tuberías). API 5L/ISO 3183…… + requisitos H2
✓ Nuevas Especificaciones:
➢ Limitación del tamaño de grano.
➢ Aceros muy limpios (limitación de impurezas; S y P).
➢ Durezas en metal base y soldaduras (22 HRC - 250 HB).
➢ Criterios de control y contención de la fractura: Tenacidad, FCGR.
➢ ....
✓ Verificación tensional del diseño y precaución con posibles deformaciones.
• Objetivo final: Poder transportar H2 en condiciones seguras.
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25. Indice
1. España, primer hub de hidrógeno
2. Madurez de la tecnología
3. Blending y Reconversión de gasoductos
4. Impacto del H2 en los aceros
5. Compresores
6. Retos en O&M
7. Consideraciones de seguridad y medio ambientales

26. Sistemas de compression de H2. Notas generales:
• La tecnología de compresión de H2 no es algo nuevo. Existen múltiples procesos donde se comprime
hidrógeno, típicamente en las refinerías e industria química donde esta tecnología es madura y muy
probada con extensas referencias.
• Hay compresores tanto alternativos como centrífugos. Habitualmente los alternativos proporcionan gran
presión y caudales moderados, mientras que los centrífugos vehiculan grandes caudales con saltos de
presión moderados.
• En compresores centrífugos, debido a la baja densidad del H2, se necesitan muchas etapas de compresión
para elevar su presión, esto hace que se puedan requerir varios trenes multietápicos en serie. Por el
contrario, los alternativos son máquinas de desplazamiento positivo y en dos o tres etapas se pueden
conseguir grandes saltos de presión.
• En las aplicaciones concretas de transporte o almacenamiento de H2, la tecnología de compresión no está
tan madura, puesto que se necesitan máquinas muy grandes por caudal o presión y en la mayoría de los
casos son prototipos o están en fase de prueba. La solución actual es montar más unidades comercialmente
probadas de menor tamaño, aportando además una ventaja en cuanto a regulación de caudal.
• Para grandes compresores, lo habitual es que el accionamiento sea mediante motor eléctrico, pero hay
fabricantes que ofrecen turbinas o motores de H2 aunque esta tecnología no está tan extendida.

27. Sistemas de compression de H2.
• Compresor para transporte H2: Compresor centrífugo multietapas con varios cuerpos de compresión
operando en serie o paralelo, con multiplicadora para incrementar su velocidad, sistema auxiliar de gas de
sello, consola de lubricación y variador de frecuencia para operar a velocidad variable.
• Fabricantes: ELLIOTT TURBO, BAKER HUGHES, SIEMENS, MAN, MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES…

28. Sistemas de compression de H2. Aplicaciones:
• Turbina H2: Accionamiento para elevadas potencias y localizaciones con limitada potencia eléctrica o poca
robustez de la red. Elevada potencia específica, encabinadas con sistema de admisión y control de la
combustión, escape con silenciadores, lubricación, refrigeración, detección y extinción de incendios.
• Fabricantes: SIEMENS, BAKER HUGHES, KAWASAKI HEAVY INDUSTRIES…

29. Indice
1. España, primer hub de hidrógeno
2. Madurez de la tecnología
3. Blending y Reconversión de gasoductos
4. Impacto del H2 en los aceros
5. Compresores
6. Retos en O&M
7. Consideraciones de seguridad y medio ambientales

30. 30
Retos de desarrollo nueva red 100 % H2
Operación y Mantenimiento (O&M)
RETOS ACCIONES
• Inspección. Monitorización de zonas de concentración de tensiones
para la detección de Stress Corrosion Cracking (SCC) mediante la
aplicación de tecnologías de inspección orientadas a la búsqueda de
grietas, con el correspondiente aumento en frecuencia de inspección
en servicio, verificaciones programadas y coste de inspección (con
respecto a gas natural). Combinación de tecnologías de inspección.
• En fase inicial de implementación de la metodología "H2 Crack
Management" como parte del modelo de gestión de integridad (ILI
crack detection tool, crack assessment, bend strain assessment…).
• Medición. Ausencia de laboratorios para calibración metrológica de
contadores de H2 y de normativa asociada a su calidad, e idoneidad de
las ecuaciones de estado actuales para el cálculo del factor de
compresibilidad, lo que implica menor precisión en la medida fiscal de
la energía transportada con respecto al escenario actual del del gas
natural.
• Desarrollo de laboratorio en Centro de Metrología e Innovación de
Enagás para calibración de contadores (Proyecto HYLOOP+).
• Participación en proyectos de I+D+i (NewGasMet, Decarb, THOTH2…).
• Participación en el desarrollo de normativa.
• Seguridad:
- Definición de tecnologías de detección de fugas.
- Modelos matemáticos validados con experimentación a gran escala
para cálculo de efectos y consecuencias en fugas de hidrógeno.
- Definición de criterios de odorización y desarrollo de normativa de
forma previa a la construcción de los hidroductos.
• Participación en proyectos de I+D+i (OPTHYCS…).
• Participación en colaboraciones internacionales PIPESAFE y ORDER.
• Participación en el desarrollo de normativa.

31. Indice
1. España, primer hub de hidrógeno
2. Madurez de la tecnología
3. Blending y Reconversión de gasoductos
4. Impacto del H2 en los aceros
5. Compresores
6. Retos en O&M
7. Consideraciones de seguridad y medio ambientales

32. Consideraciones seguridad
Aplicación directiva ATEX:
• La menor energía de ignición y la velocidad de llama del H2 resulta en una
clasificación en una clasificación en una categoría diferente al gas natural.
Esto puede resultar en requerimientos más exigentes a los equipos
(posibilidad de que algunas Zonas 2 en GN pasen a Zona 1, pero no hay
claridad al respecto).
• Cuando se calculan las distancias de seguridad se debe añadir un cierto
margen.
• Se deben evitar los venteos, mejor utilizar antorchas.
• A definir herramienta para los análisis de riesgos (en desarrollo módulo
PipeSafe).

33. Consideraciones medioambientales
Emisiones y sumideros en Teragramos/año (Tg/año).
El H2 tiene una vida corta en la
atmósfera y no es un gas de
efecto invernadero directo, pues
dada la ausencia de momento
dipolar de la molécula de H2, no
refleja la radiación infrarroja.
El efecto invernadero que genera
es indirecto, prolongando la vida
atmosférica del metano (debido a
que reacciona con radicales
hidroxilos, OH-, que son la
principal vía de reducción del
metano en la atmósfera), así
como del ozono troposférico y del
vapor de agua en la estratosfera.

34. • Las medidas para minimizar el impacto de las fugas de H2:
– Mejorar la tecnología para la detección y cuantificación de las fugas de hidrógeno
incluso para umbrales de detección bajos (fugas muy pequeñas), así como apoyo a
iniciativas para el desarrollo de herramientas de cuantificación de las emisiones a lo
largo de toda la cadena de valor del hidrógeno.
– Identificar medidas de mitigación de fugas y mejores prácticas de cara al diseño y a
construcción de las nuevas infraestructuras de H2.
• En este sentido, Enagás es consciente de esta realidad, está desarrollando diversos
proyectos para abordar lo arriba indicado y mitigar así los efectos del uso del
hidrógeno:
➢ Proyecto en desarrollo Decarb, en el cual uno de sus objetivos es desarrollar
capacidades y evaluar tecnologías para la detección de fugas de hidrógeno, con fines
de seguridad y reducción de emisiones. En el banco de emisiones fugitivas del CMI,
está previsto en 2023 el ensayo de algunas tecnologías de detección, en
colaboración con NPL y Universidade Nova de Lisboa.
➢ Proyecto Opthycs, cuyo objetivo principal es el desarrollo de una nueva tecnología
de sensores con fibra óptica que monitorice las instalaciones de manera continua. El
proyecto cuenta con 7 socios y está financiado por la Clean Hydrogen Partnership.
Consideraciones medioambientales

35. ➢ Proyecto en desarrollo The Next Pangea:
– Supervisión de la distribución: Permitirá la detección de fugas mediante el análisis de las variables
de operación.
– Monitorización de la integridad: Desarrollo de sistemas basados en IA/IoT para garantizar la
integridad de las tuberías, incluyendo un sistema de control de la degradación de los tubos por la
presencia de hidrógeno.
➢ Evaluación FEM elementos bridados: Minimización de fugas de hidrógeno a
través de la determinación de pares de apriete de elementos embridados. Mediante
el uso de la herramienta FEM (Finite Element Method).
➢ Propuesta en fase de presentación liderada por SNAM para HORIZON-JTI-
CLEANH2-2023-05-03: Pre-Normative Research on the determination of
hydrogen releases from the hydrogen value chain. Colaboración con otros
transportistas y la industria en el consorcio liderado por SNAM para desarrollar un
proyecto que avance en el desarrollo de metodologías para la cuantificación de las
emisiones de H2 a lo largo de los diferentes elementos de su cadena de valor, así
como la identificación de medidas de mitigación que puedan implementarse a futuro
en su producción, transporte, almacenamiento y uso.
Consideraciones medioambientales