GN+H2 - Inyección de hidrógeno a la red de gas natural

Abstract

Para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, es fundamental incrementar el uso de energías renovables. En su “primera transformación de la matriz energética”, Uruguay ha descarbonizado casi completamente su generación de energía eléctrica. Sin embargo, la generación con fuentes renovables no programables puede generar excedentes de forma estacional, lo que hace necesaria la búsqueda de alternativas de almacenamiento. Sumado a esto, el país se encuentra en la etapa de avanzar sobre la descarbonización de aplicaciones dependientes de fuentes fósiles y difícilmente electrificables. En esta línea, una opción es la producción de hidrógeno (H2) verde, mediante la electrólisis a partir de energía renovable, el cual que puede inyectarse en la red de gas natural (GN) ya existente. Esta alternativa es actualmente implementada en al menos diez países. Para la mezcla de GN+H2, es esencial mantener la seguridad operacional, la integridad de los equipos y las instalaciones, la eficiencia energética, la potencia térmica y las emisiones dentro de los límites reglamentarios, sin afectar al usuario final. Este estudio tiene como objetivo identificar el porcentaje máximo de hidrógeno admisible en la red de GN bajo condiciones locales, asegurando una operación segura y estable. Para determinar este límite de inyección de H2, se emplearon diversas técnicas. En primer lugar, se evaluaron los materiales de la infraestructura nacional de transporte y distribución de gas natural para determinar su compatibilidad con hidrógeno, considerando problemas como la fragilización por hidrógeno (FPH) en aceros y pérdidas por permeación en polímeros como el polietileno de alta densidad (PEAD). Paralelamente, a partir de la composición real del gas natural, se realizó un análisis teórico de la combustión para determinar la intercambiabilidad con mezclas GN+H2, evaluando parámetros críticos como la velocidad de llama laminar e índices Wobbe y Weaver. Seguidamente, se utilizaron modelos numéricos avanzados (CFD) para simular el comportamiento de estas mezclas. Adicionalmente se montó una bancada experimental, donde se ensayaron mezclas controladas de GN y H2 en un quemador atmosférico tipo Bunsen, donde se evaluó la estabilidad y la velocidad de llama. Finalmente, una vez determinado el límite admisible de H2 en la red de gas natural, se estimó el ahorro potencial de emisiones de CO2 e importación de gas natural, así como el aumento en la demanda de energía eléctrica nacional. En cuanto a los materiales, desde la estación de transferencia en adelante, no se presentan limitaciones en en la fracción de H2, tanto en los tramos de acero ni en PEAD para el transporte y distribución de mezclas de GN y H2. El análisis no consideró la diversidad de materiales presentes en instalaciones internas ni equipos. En cuanto a la combustión, a partir de la composición promedio del GN en Uruguay, se obtuvo que mezclas con hasta un 20 % de H2 en volumen permiten una operación segura sin requerir modificaciones en los artefactos domésticos, manteniendo una intercambiabilidad aceptable según el índice de Wobbe (dependiendo de la composición del GN). La fracción admisible se reduce a 9 % considerando todo el espectro de composiciones registradas durante 3 años. En el banco experimental se lograr ensayar de forma satisfactoria mezclas con hasta 50 % de H2. La inyección de H2 a la red de GN hasta alcanzar una fracción de 20 % genera un ahorro de 7.2 % en la importación de GN y consecuentemente una reducción estimada de 11.3 Gg de emisiones de CO2 (2.97 % de las emisiones generadas por el sector residencial), contribuyendo así a los objetivos de descarbonización. La demanda de energía eléctrica aumentaría en aproximadamente 78 GWh por año para satisfacer la producción de hidrógeno mediante electrólisis. A modo de ejemplo, este consumo eléctrico representa un 5.5 % de la energía eléctrica exportada en 2022 o un 32 % de la exportada en el 2023.