Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto

Equation Chapter 1 Section 1 Trabajo Fin de Grado Grado en Ingeniería de la Energía. Mención de Energías Renovables Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto Dpto. Ingeniería Energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2024 Autor: Pedro Garrigós Garrido Tutor: José Alfredo Iranzo Paricio Sevilla, 2024 iii Trabajo Fin de Grado Grado en Ingeniería de la Energía Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto Autor: Pedro Garrigós Garrido Tutor: José Alfredo Iranzo Paricio Profesor titular Dpto. Ingeniería Energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2024 v Trabajo de Fin de Grado: Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto Autor: Pedro Garrigos Garrido Tutor: José Alfredo Iranzo Paricio El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2024 El Secretario del Tribunal vii A mi familia A mis amigos A mis maestros ix Agradecimientos Gracias Papá y Mamá, por ofrecerme los medios necesarios durante toda mi trayectoria estudiantil, no solo económicos sino personales, por inculcarme en lo más profundo de mi ser la semilla de los valores de la perseverancia, esfuerzo, y humildad, que pienso han germinado y arraigado con fuerza, por el apoyo incansable en aquellos momentos en los que mantenerme en pie por cuenta propia era tarea imposible. Gracias Abuela, por tu sonrisa eterna que ha iluminado y esclarecido mi mente en tantas ocasiones, por tu parsimonia, empatía, sacrificio, apoyo incondicional, colosal humildad, e infinidad de valores que me has transmitido sin siquiera saberlo, de los que estoy tremendamente orgulloso de heredar. Me siento realmente impotente por no poder tenerte a mi lado en el culmen de esta etapa que tanto ha significado para mí, espero que al menos me puedas observar desde arriba, junto con el Abuelo. Gracias Hermanos, Tíos, y Primos, por apoyarme y aconsejarme en cada una de mis decisiones genuinamente, en parte también han sido vuestras. Gracias Amigos y Pareja, por acompañarme durante este tan sufrido pero a la vez disfrutado camino, por aguantar los momentos de frustración y regocijar en los de triunfo. Gracias Alfredo, por tu empeño y ahínco en cada una de tus clases, que hicieron despertar en mí un gran interés por tu ámbito de estudio, y que me motivaron a empezar este proyecto de fin de etapa, el cuál me diste la oportunidad de realizar contigo. Pedro Garrigós Garrido Sevilla, 2024 7.3.20 Sistema de inertización con nitrógeno. 106 7.3.21 Sistema de aire comprimido 107 7.3.22 Batería de aeroenfriadores 107 7.3.23 Sistema de preenfriamiento con nitrógeno 107 7.3.24 Zona de intercambiadores 107 7.3.25 Zona de almacenamiento de hidrógeno 107 7.3.26 Descripción del sistema de captación de agua 108 7.3.27 Puntos de captación y destino. 109 7.3.28 Descripción de las canalizaciones. 109 7.3.29 Descripción de la instalación eléctrica 110 7.3.30 Subestación de planta 110 7.3.31 Régimen de funcionamiento 118 7.3.32 Materias primas y energía empleadas 118 7.3.33 Otras materias primas empleadas 120 7.3.34 Emisiones y vertidos generados 121 7.3.35 Residuos generados 123 7.3.36 Clasificación de atmósferas explosivas (ATEX) 125 7.3.37 Medidas en condiciones de explotación distintas a las normales 126 7.3.38 Otros aspectos del proyecto 128 SECCIÓN 2.2 MEMORIA JUSTIFICATIVA 130 1 Cálculo de la distribución de paneles, inversores, centros de transformación 130 1.1 Cálculo de la distribución de paneles 130 1.1.1 Número de paneles en serie 130 1.1.2 Número de paneles en paralelo 131 1.2 Cálculo de la distribución de inversores 132 1.3 Cálculo de la distribución de centros de transformación 132 2 Cálculo del cableado 135 2.1 Cálculo del cableado de baja tensión en CC 135 2.1.1 Criterio de intensidad 136 2.1.2 Criterio de caída de tensión 139 2.1.3 Criterio de cortocircuito 140 2.2 Cálculo del cableado de baja tensión en CA 140 2.2.1 Criterio de intensidad 141 2.2.2 Criterio de caída de tensión 143 2.2.3 Criterio de cortocircuito 156 2.3 Cálculo del cableado de media tensión en CA 156 2.3.1 Criterio de intensidad 158 2.3.2 Criterio de caída de tensión 160 2.3.3 Criterio de cortocircuito 160 3 Cálculo de la producción eléctrica 165 4 Cálculo de la producción de hidrógeno 172 5 Cálculo del agua de alimentación 174 6 Cálculo de la demanda de combustible 175 7 Análisis de los resultados 180 8 Conclusiones 182 9 Referencias 184 10 Anexo A. Planos 186 11 Anexo B. Fichas técnicas 187 xvii 12 Anexo C. Simulación pvsyst 188 ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1. Acuerdos relevantes en la transición ecológica. Fuente: elaboración propia 2 Tabla 2. Tipologías de hidrógeno según se producción y huella de carbono asociada. Fuente: elaboración propia. 12 Tabla 3. Comparación del LCOH a nivel europeo entre los años 2020 y 2030. Fuente: IRENA, AIE, BNEF. 17 Tabla 4. Performance indicators de los electrolizadores Alcalinos, PEM, AEM, y SOEC. Fuente: elaboración propia 26 Tabla 5. Caracterización de 4 tipos de electrolizadores. Fuente: elaboración propia. 27 Tabla 6. Registro de proyectos de almacenamiento de hidrógeno subterráneo. Fuente: [16] 33 Tabla 7. Comparativa de los diferentes métodos de almacenamiento de hidrógeno más empleados. Fuente: [31] 36 Tabla 8. Capacidad de almacenamiento y condiciones de operación de distintas tecnologías de almacenamiento de H2. Fuente: [15] 36 Tabla 9. Características y rendimiento de los principales procesos de purificación gaseosos. Fuente: [25] 43 Tabla 10. Tipos de pilas de combustibles. Fuente: [2] 49 Tabla 11. Ventajas y desventajas de los e-fuels respecto al hidrógeno. Fuente: elaboración propia. 51 Tabla 12. Propiedades Jet Fuel. Fuente: elaboración propia. 51 Tabla 13. Parcelas ocupadas por la planta fotovoltaica y planta de hidrógeno. Fuente: elaboración propia. 56 Tabla 14. Cruzamientos y paralelimos de la planta fotovoltaica y planta de hidrógeno. Fuente: elaboración propia. 70 Tabla 15. Características principales de la planta fotovoltaica. Fuente: elaboración propia. 73 Tabla 16. Vértices de las 8 parcelas que conforman la planta PSFV EL CARRAL. Fuente: elaboración propia. 78 Tabla 17. Servidumbres a respetar en base a la normativa. Fuente: elaboración propia. 81 Tabla 18. Superficie de módulos, viales, e interna del vallado. Fuente: elaboración propia. 81 Tabla 19. Características técnicas del módulo TSM-NEG9RC.27. Fuente: Datasheet del producto. 82 Tabla 20. Características técnicas de la estructura Soltec SF7. Fuente: Datasheet del producto. 83 Tabla 21. Características técnicas del inversor SG350HX. Fuente: Datasheet del producto. 83 Tabla 22. Características técnicas del centro de transformación MVS3200-LV. Fuente: Datasheet del producto. 84 Tabla 23.Características técnicas de las celdas de media tensión. Fuente: Empresa privada. 85 Tabla 24. Características técnicas del transformador se SSAA. Fuente: Datasheet del producto. 85 Tabla 25. Características técnicas del centro de seccionamiento. Fuente: Empresa Privada. 86 Tabla 26. Secciones empleadas en el cableado de media tensión. Fuente: elaboración propia. 89 Tabla 27. Características técnicas de las botellas terminales. Fuente: Empresa privada. 90 Tabla 28. Vértices del vallado de la planta de hidrógeno. Fuente: elaboración propia. 97 Tabla 29. Equipos y edificaciones de la planta de hidrógeno. Fuente: elaboración propia. 104 xix Tabla 30. Puntos de inicio y final trazado de la tubería de suministro de agua. Fuente: elaboración propia. 109 Tabla 31. Posiciones del parque de 220 kV de la SET AENA 220/30 kV. Fuente: elaboración propia. 111 Tabla 32. Celdas del parque 30kV de la SET AENA 220/30 kV. Fuente: elaboración propia. 111 Tabla 33. Parámetros de diseño de la SET AENA 220/30 kV. Fuente: elaboración propia. 112 Tabla 34. Celdas del edificio eléctrico de la planta de hidrógeno. Fuente: elaboración propia. 113 Tabla 35. Parámetros de diseño del edificio eléctrico de la instalación de hidrógeno EL CARRAL H2. Fuente: elaboración propia. 114 Tabla 36. Características básicas del proyecto EL CARRAL H2. Fuente: elaboración propia. 118 Tabla 37. Consumos de agua. Fuente: elaboración propia. 119 Tabla 38. Consumos eléctricos del electrolizador empleado. Fuente: elaboración propia. 120 Tabla 39. Residuos no peligrosos generados. Fuente: elaboración propia. 124 Tabla 40. Residuos peligrosos generados. Fuente: elaboración propia. 125 Tabla 41. Distribución de estructuras, inversores, y centros de transformación de la planta PSFV EL CARRAL. Fuente: elaboración propia. 134 Tabla 42. Características técnicas del cable PRYSMIAN PRYSOLAR H1Z2Z2K. Fuente: Prysmian. 136 Tabla 43. Factor de corrección por agrupación. Fuente: Prysmian. 137 Tabla 44. Factores de corrección de la intensidad admisible para temperaturas ambiente del terreno diferentes de 25 ºC a aplicar para cables (en conductos enterrados). Fuente: Prysmian. 137 Tabla 45. Factores de corrección de la intensidad admisible para cables soterrados en terrenos de resistividad térmica diferente a 2,5 K·m/W. Fuente: Prysmian. 138 Tabla 46. Factores de corrección por agrupación para cables multiconductores en conductos enterrados (tipo D1) o cables unipolares en un solo conducto. Fuente: Prysmian. 138 Tabla 47. Factores de corrección para distintas profundidades de tendido. Fuente: Tabla 9 de ITC-BT-07. 139 Tabla 48. Longitud máxima de string según criterio de caída de tensión. Fuente: elaboración propia. 140 Tabla 49. Diámetros exteriores mínimos para canalizaciones enterradas bajo tubo. Fuente: ITC-BT-21. 140 Tabla 50. Ficha técnica AL VOLTALENE FLAMEX C PRO (S) - AL XZ1 (S). Fuente: Prysmian. 141 Tabla 51. Factor de corrección por temperatura. Fuente: Prysmian. 142 Tabla 52. Factor de corrección por resistividad térmica. Fuente: Prysmian. 142 Tabla 53. Factores de corrección por agrupamiento de varios circuitos, cables directamente enterrados (tipo D2). Fuente: Prysmian. 142 Tabla 54. Factores de corrección por profundidad. Fuente: Prsymian. 142 Tabla 55. Caída de tensión en el tramo de corriente alterna en baja tensión. Fuente: elaboración propia. 156 Tabla 56. Ficha técnica del conductor AL EPROTENAX H COMPACT – HEPRZ1. Fuente: Prysmian. 157 Tabla 57. Ficha técnica del conductor AL EPROTENAX H COMPACT – HEPRZ1. Fuente: Prysmian. 157 Tabla 58. Factor de corrección por temperatura, cables enterrados en terreno con temperatura distinta de 25ºC. Fuente: Prysmian. 158 Tabla 59. Factor de corrección por resistividad térmica, cables enterrados directamente en terreno con resistividad térmica distinta de 1.5 K*m/W. Fuente: Prysmian. 159 Tabla 60. Factores de corrección por agrupamiento de varios ternas, cables enterrados. Fuente: Prysmian. 159 Tabla 61. Factor de corrección por profundidad, cable directamente enterrado. Fuente: Prysmian. 160 Tabla 62. Densidad máxima admisible de corriente de cortocircuito, en A/mm², para conductores de aluminio. Fuente: ITC-LAT-06. 161 Tabla 63. Cálculo de los criterios de intensidad, tensión, y cortocircuito, cableado de media tensión. Fuente: elaboración propia. 163 Tabla 64. Consumo del electrolizador. Fuente: elaboración propia. 172 Tabla 65. Producción de hidrógeno de la planta. Fuente: elaboración propia. 173 Tabla 66. Producción de LH2 de la planta. Fuente: elaboración propia. 173 Tabla 67. Modelos de AIRBUS empleados en la simulación. Fuente: elaboración propia 175 Tabla 68. Distancia ortodrómica considerada en función del modelo de aeronave. Fuente: elaboración propia 175 Tabla 69. Nº de pasajeros considerado en función del modelo de aeronave. Fuente: elaboración propia 176 Tabla 70. Consumo de combustible por vuelo. Fuente: elaboración propia. 176 Tabla 71. Cálculo de la demanda de combustible en función del nº de pasajeros y la distancia recorrida, para 3 modelos de avión AIRBUS. Fuente: elaboración propia. 177 Tabla 72. Parámetros correctores utilizados en la ecuación de cálculo de combustible. Fuente: elaboración propia 177 Tabla 73. Definición de cada uno de los parámetros correctores. Fuente: elaboración propia. 178 Tabla 74. Vuelos máximos diarios ofertados. Fuente: elaboración propia. 179 xxi ÍNDICE DE FIGURAS Ilustración 1. Evolución de la población mundial. Fuente: OurWorldinData a partir de datos de ONU. 1 Ilustración 2. Emisiones acumuladas de carbono relacionadas con la energía. Fuente: IRENA 3 Ilustración 3. Efectos de la presión y temperatura en el L.I.I. Fuente: [1] 10 Ilustración 4. Efectos de la presión y temperatura en el L.S.I. Fuente: [2] 11 Ilustración 5. Generación de hidrógeno en EU, EFTA, y UK según la tecnología en 2020. Fuente: Clean Hydrogen Monitor 2022, Hydrogen Europe. 13 Ilustración 6. Producción de hidrógeno según la tecnología en el escenario de desarrollo sostenible. Fuente: GECF, 2023. 14 Ilustración 7. Consumo de hidrógeno mundial por sectores en el escenario de desarrollo sostenible. Fuente: IEA, 2018. 14 Ilustración 8. Comparación del LCOH [USD/kg] global en 2019 y 2050 según la tecnología. Fuente: IEA, 2020. 15 Ilustración 9. LCOH, 2030. Fuente: BloombergNEF. 16 Ilustración 10. Potencial de reducción de costes de producción de H2 en los próximos años. Fuente: Irena, 2021. 17 Ilustración 11. Coste de producción del H2 en función del coste de inversión, precio de la electricidad, y horas de operación anuales. Fuente: Irena, 2021. 18 Ilustración 12. Coste del hidrógeno [USD/kg] en dos escenarios distintos, precio de la electricidad medio (65USD/MWh), y bajo (20USD/MWh). Fuente: Irena, 2021. 18 Ilustración 13. LCOE ponderado mundial de proyectos eólicos on-shore. Fuente: Irena, 2022. 19 Ilustración 14. LCOE ponderado mundial de proyectos fotovoltaicos. Fuente: Irena, 2022. 20 Ilustración 15. LCOE ponderado mundial de proyectos eólicos off-shore. Fuente: Irena, 2022. 20 Ilustración 16. Cadena de valor del H2. Fuente: Reduze. 22 Ilustración 17. Esquema conceptual de un electrolizador en sus 3 niveles de diseño. Fuente: [22] 23 Ilustración 18. Diseño del sistema y BOP de una planta para un electrolizador alcalino. Fuente: [28] 24 Ilustración 19. Diseño del sistema y BOP de una planta para un electrolizador PEM. Fuente: [28] 25 Ilustración 20. Diseño del sistema y BOP de una planta para un electrolizador AEM. Fuente: [28] 25 Ilustración 21. Diseño del sistema y BOP de una planta para un electrolizador SOEC. Fuente: [28] 26 Ilustración 22. Desglose de los costes de un electrolizador PEM. Irena, 2020. 28 Ilustración 23. Contrapartidas de la eficiencia, durabilidad y costes de un electrolizador. Fuente: [22] 29 Ilustración 24. Densidad de energía gravimétrica y volumétrica de distintos tipos de almacenamiento. Fuente: [17] 29 Ilustración 25. Esquema básico de una botella de almacenamiento de hidrógeno comprimido. Fuente: Hyfindr. 30 Ilustración 26. Esquema detallado de una botella de almacenamiento de hidrógeno comprimido. Fuente: Hydrogen Storage, Distribution and Cleaning Study in collaboration with AGA AB. 30 Ilustración 27. Esquemas de los 4 tipos de tanques de hidrógeno comprimido. Fuente: [13] 31 Ilustración 28. Esquema del ciclo anual de inyección y descarga de un almacenamiento de H2 subterráneo 32 Ilustración 29. Tiempos de duración aproximados de los distintos tipos de almacenamiento subterráneo. Fuente: [16] 33 Ilustración 30. Relación entre el radio, volumen y masa de H2 almacenada en tanques cilíndricos y semiesféricos. Fuente: Scholarly Community Enciclopedia. 34 Ilustración 31. Componentes de un tanque de LH2. Fuente: Airbus. 35 Ilustración 32. Hidruros metálicos. a) Gráfica presión-composición ideal con su correspondiente b) Diagrama de Van’t Hoff y c) Gráfica presión-composición real con histéresis e inclinación de la meseta. Fuente: [15] 37 Ilustración 33. Densidad de energía gravimétrica y volumétrica de distintos tipos de almacenamiento. Fuente: [15] 38 Ilustración 34. Reacción de hidrogenación-deshidrogenación de los LOHC. Fuente: [19] 38 Ilustración 35. Tiempo de reacción en función de la temperatura en la hidrogenación de la indolina. Fuente: [20] 39 Ilustración 36. Densidad de energía gravimétrica y volumétrica de distintos tipos de almacenamiento. Fuente: [19] 39 Ilustración 37. Valores típicos de distintos LOHC. Temperatura y presión de operación, densidad energética gravimétrica y entalpía de la reacción. Fuente: [21] 40 Ilustración 38. Costes asociados a los LOHC, amoniaco, y LH2. Fuente: IEA [38] 40 Ilustración 39. Límites actuales de la inyección de hidrógeno en las redes de gas natural de distintos países. Fuente: IEA, 2020. 41 Ilustración 40. Comparación de costes de nuevas tuberías de hidrógeno y readaptación de las existentes de GN. Fuente: [10] 41 Ilustración 41. Capacidad de las infraestructuras de gas natural de operar con distintos. Fuente: IRENA, 2018. 42 Ilustración 42. Caída de presión a lo largo de 7 días en tubería debida a la fuga de distintos gases. Fuente [26]. 42 Ilustración 44. Tuberías de hidrógeno actuales (en azul) y previstas (amarillo). Fuente: Fuel Cells and Hydrogen Observatory 43 Ilustración 45. Infraestructura de almacenamiento y transporte de H2 prevista para 2030 y 2040. Fuente: [10] 44 Ilustración 46. Tipos de transporte de hidrógeno por carretera. Fuente: Shell, 2017. 44 Ilustración 47. Ciclo de Claude básico empleado en la licuefacción del hidrógeno. Fuente: [27] 45 Ilustración 48. Consumo de H2 anual en cada uno de los distintos sectores. Fuente: Hydrogen Europe, 2022. 46 Ilustración 49. Previsión de consumo de H2 por países en el 2030. Fuente: Hydrogen Europe, 2022. 47 Ilustración 50. Curva V-I característica de una pila de combustible. Fuente: [2]. 48 Ilustración 51. Hidrógeno necesario en vuelos comerciales. Fuente: [30] 50 Ilustración 52. Procesos de fabricación de e-fuels. Fuente: [30] 50 xxiii Ilustración 53. Distintas tecnologías y escenarios de aplicación del hidrógeno. Fuente: [30]. Densidad de distintos combustibles, hidrógeno comprimido y líquido, y JP-8 (utilizado en aviación) 51 Ilustración 54. Distintas tecnologías y escenarios de aplicación del hidrógeno. Fuente: [30] 52 Ilustración 55. Esquema unifilar general del proyecto. Fuente: elaboración propia. 53 Ilustración 56. Situación y emplazamiento general de las instalaciones. Fuente: Google Earth. 56 Ilustración 57. Situación general y emplazamiento de las instalaciones. Fuente: Google Earth. 57 Ilustración 58. Acceso a la planta de hidrógeno desde la Carretera del Alto. Fuente: Google Earth. 57 Ilustración 59. Acceso a la PSFV por la cara norte a través de caminos cercanos al mirador del aeropuerto. Fuente: Google Earth 58 Ilustración 60. Accesos a la PSFV por la cara sur, a través de entrada cercana al parking del aeropuerto. Fuente: Google Earth. 58 Ilustración 61. Accesos a la PSFV por la cara sur, a través de entrada cercana al parking del aeropuerto. Fuente: Google Earth. 58 Ilustración 62. Esquema de conexión de la instalación. Fuente: Ministerio de Industria, Energía y Turismo, GUIA BT-40 73 Ilustración 63. Vista de pájaro del terreno de implantación de la planta fotovoltaica, y planta de hidrógeno. Fuente: Google Earth. 79 Ilustración 64. Vista de pájaro del terreno de implantación de la planta fotovoltaica, y planta de hidrógeno. Fuente: Google Earth. 79 Ilustración 65. Esquema de funcionamiento de la planta de hidrógeno. Fuente: elaboración propia. 98 Ilustración 66. Componentes de un electrolizador alcalino. 99 Ilustración 67. “Power Station” / Equipo transformador – rectificador montado en skid de 4 MVA. Fuente: Empresa privada 100 Ilustración 68. Equipo de tratamiento de aguas por ósmosis inversa (RO). Fuente: Empresa privada. 101 Ilustración 69. Aeroenfriadores. Fuente: Empresa privada. 102 Ilustración 70. Ciclo Linde. Fuente: Wikipedia 103 Ilustración 71. Layout de equipos y edificaciones de la planta de producción de hidrógeno. Fuente: elaboración propia. 104 Ilustración 72. Ejemplo de tanques verticales para almacenamiento de agua. Fuente: Empresa privada. 106 Ilustración 73. Tanque de nitrógeno líquido y evaporadores. Fuente: Empresa Privada. 107 Ilustración 74. Tanque LH2. Fuente: Cryospain 108 Ilustración 75. Trazado de tubería de agua. Fuente: elaboración propia. 109 Ilustración 77. Zanja para conducción doble al mismo nivel (3.a.). Fuente: elaboración propia. 110 Ilustración 78. Esquema Sistema Antivertido. Fuente: elaboración propia. 117 Ilustración 79. Esquema de proceso del balance de agua de la planta. Fuente: elaboración propia. 119 Ilustración 84. Distribución de consumo de la planta de hidrógeno del mes de Enero. Fuente: elaboración propia. 166 Ilustración 85. Distribución de consumo de la planta de hidrógeno del mes de Febrero. Fuente: elaboración propia. 166 Ilustración 86. Distribución de consumo de la planta de hidrógeno del mes de Marzo. Fuente: elaboración propia. 166 Ilustración 87. Distribución de consumo de la planta de hidrógeno del mes de Abril. Fuente: elaboración propia. 167 Ilustración 88. Distribución de consumo de la planta de hidrógeno del mes de Mayo. Fuente: elaboración propia. 167 Ilustración 89. Distribución de consumo de la planta de hidrógeno del mes de Junio. Fuente: elaboración propia. 167 Ilustración 90. Distribución de consumo de la planta de hidrógeno del mes de Julio. Fuente: elaboración propia. 168 Ilustración 91. Distribución de consumo de la planta de hidrógeno del mes de Agosto. Fuente: elaboración propia. 168 Ilustración 92. Distribución de consumo de la planta de hidrógeno del mes de Septiembre. Fuente: elaboración propia. 168 Ilustración 93. Distribución de consumo de la planta de hidrógeno del mes de Octubre. Fuente: elaboración propia. 169 Ilustración 94. Distribución de consumo de la planta de hidrógeno del mes de Noviembre. Fuente: elaboración propia. 169 Ilustración 95. Distribución de consumo de la planta de hidrógeno del mes de Diciembre. Fuente: elaboración propia. 169 Ilustración 96. Diagrama de Gantt, planta EL CARRAL PSFV. Fuente: PVSyst 170 Ilustración 97. Performance Ratio, planta EL CARRAL PSFV. Fuente: PVSyst 171 Ilustración 98. Distribución anual de consumo eléctrico de la planta de hidrógeno EL CARRAL H2. Fuente: elaboración propia. 172 xxv Notación GEI FV CO2 H2 LCOH LH2 CG2 GN BT MT CC CA PSFV MWp MWn Gases de efecto invernadero Fotovoltaica Dióxido de carbono Hidrógeno Coste nivelado del hidrógeno Hidrógeno licuado Hidrógeno comprimido Gas natural Baja tensión Media tensión Corriente continua Corriente alterna Planta solar fotovoltaica Megavatios pico Megavatios nominales 6 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto la fabricación de los paneles solares. Cuando hay desigualdades entre los módulos de un sistema fotovoltaico, el rendimiento general del sistema puede disminuir. Algunos efectos del mismatching incluyen: • Pérdida de Eficiencia: la presencia de módulos con características eléctricas diferentes puede llevar a la pérdida de eficiencia en todo el sistema. Los módulos menos eficientes pueden limitar el rendimiento general del sistema. • Puntos de Máxima Potencia Independientes: cada módulo solar tiene un punto de máxima potencia (MPP) específico. Si hay discrepancias, algunos módulos pueden operar lejos de su punto MPP, lo que reduce la eficiencia global del sistema. • Estrés en Inversores: las diferencias en la corriente y la tensión de los módulos pueden generar estrés en los inversores, que deben manejar eficientemente las variaciones para convertir la energía generada en electricidad utilizable. • Posibilidad de Daños: módulos que operan fuera de sus especificaciones eléctricas pueden estar sujetos a un mayor estrés, lo que podría resultar en daños a largo plazo. 2.1.3 String box Una string box (caja de strings) es consiste en un cuadro eléctrico utilizado para agrupar y conectar múltiples strings conectados en paralelo. Cada string está compuesto por varios paneles solares conectados en serie, y la string box actúa como el punto de conexión entre strings. El circuito de salida del string box se dirige hacia el inversor. La string box generalmente contiene dispositivos de protección, como fusibles o interruptores, que se utilizan para garantizar la seguridad y la eficiencia del sistema fotovoltaico. Además, puede incluir dispositivos de monitoreo para supervisar el rendimiento de las cadenas solares individuales y el sistema en general. 2.1.4 Estructuras Los paneles fotovoltaicos utilizados en la industria se colocan usualmente sobre estructuras que constituyen el soporte de los mismos, a diferencia de los utilizados en el sector doméstico, que se suelen instalar directamente sobre el tejado, sin uso de estructuras. Dichas estructuras se cimientan sobre apoyos generalmente hincados en el terreno, y su función principal es dotar a los paneles de una inclinación que optimice la producción. La inclinación óptima depende de gran cantidad de factores como la latitud, longitud, perfil de demanda energética, etc… Existen diversos tipos de seguidores, diferenciando principalmente entre fijos y móviles monoeje, y móviles bieje. Las estructuras más utilizadas usualmente son las estructuras fijas y las estructuras móviles monoeje (también conocidas como seguidores). La orientación de las estructuras también depende de diversidad de factores, como el emplazamiento geográfico y el tipo de estructura. En el caso de España, las estructuras fijas se orientan en el eje este-oeste, inclinadas hacia el sur. Por el contrario, las estructuras móviles se orientan en el eje norte-sur, inclinadas, en el caso de que lo estén, también hacia el sur. 2.1.5 Inversores Un inversor fotovoltaico es un dispositivo fundamental en un sistema de energía solar fotovoltaica que convierte la corriente continua (CC) generada por los paneles solares en corriente alterna (CA), que es la forma de electricidad utilizada en la mayoría de los hogares y en la red eléctrica convencional. Su objetivo principal es permitir que la energía solar generada por los paneles sea utilizable para alimentar dispositivos y electrodomésticos en el hogar o para inyectarla en la red eléctrica. Los inversores constan de unos parámetros que los definen: • Potencia Nominal (kW): Representa la potencia máxima de salida del inversor en diferentes condiciones de temperatura. 7 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto • Eficiencia: Indica qué tan eficientemente el inversor convierte la energía solar en electricidad. Se expresa como un porcentaje y representa la relación entre la potencia de salida y la potencia de entrada. • Tensión máxima de entrada (V): es la tensión máxima de entrada que puede soportar el inversor, por encima de esta tensión el posible que se produzcan fallos en su funcionamiento. • Tensión mínima de entrada (V): es la tensión mínima de entrada que puede soportar el inversor, por debajo de esta tensión el posible que se produzcan fallos en su funcionamiento. • Rango MPP (V): es el rango de tensiones en el que el seguidor del punto de máxima potencia trabaja de forma óptima, fuera de este rango, el seguidor no será capaz de optimizar la producción eléctrica. • Frecuencia de Salida (Hz): Representa la frecuencia de la corriente alterna generada por el inversor. En muchos lugares, la frecuencia típica es de 50 o 60 hertzios. • Número de entradas MPP independientes: Los inversores fotovoltaicos modernos a menudo incluyen tecnología MPPT, que optimiza la eficiencia ajustando automáticamente la corriente y la tensión de entrada para maximizar la potencia generada por los paneles solares. El número de entradas MPP limita la cantidad de circuitos que se pueden conectar al seguidor de punto de máxima potencia. • Número máximo de string por entrada MPP: indica el número máximo de conectores o puntos de conexión de cada MPP. • Corriente máxima de entrada (A): representa la intensidad máxima que soporta cada una de las entradas del inversor • Corriente CC máxima de cortocircuito (A): representa la intensidad de cortocircuito máxima que puede soportar cada una de las entradas del inversor. • Corriente máxima de salida (A): representa la intensidad máxima que puede aparecer a la salida del inversor. • Rango de tensión AC (V): consiste en el rango de tensiones al que genera la corriente alterna el inversor. • Protecciones y características de seguridad: incluyen funciones como protección contra sobrecarga, sobretensión, subtensión, cortocircuitos, entre otras, para garantizar el funcionamiento seguro del sistema. • Interfaz de monitoreo: algunos inversores fotovoltaicos cuentan con interfaces de monitoreo que permiten a los usuarios supervisar el rendimiento del sistema en tiempo real y a lo largo del tiempo. Estos parámetros son esenciales para seleccionar un inversor fotovoltaico adecuado para un sistema solar específico, considerando factores como la capacidad de los paneles solares, la configuración del sistema y las condiciones ambientales. Los inversores se dividen en dos grandes grupos: inversores string e inversores centrales. La diferencia entre ambos es principalmente la potencia nominal. Los inversores strings son inversores de menor potencia y con un mayor número de entradas MPP, mientras que los inversores centrales suelen ser inversores de potencias más elevadas y con un menor número de entradas MPP, capaces de soportar grandes corrientes de entrada. La aplicación de un inversor u otro depende de la tipología de la instalación, de las dimensiones y de los requisitos específicos del proyecto. En instalaciones domésticas se utilizarán en la mayoría de los casos inversores strings, sin embargo, en grandes instalaciones fotovoltaicas, no existe una predisposición clara en la elección de uno u otro. 2.1.6 Centros de transformación Los centros de transformación o estaciones de potencia son elementos cuyo objetivo principal es elevar la tensión a entorno 10-50kV, desde los 500-1000V. Están formados por un transformador, encargado de elevar la tensión y por distintas protecciones y elementos auxiliares necesarios. Dentro del centro de transformación hay distintas celdas donde se ubican los elementos de entrada, salida y las protecciones necesarias. Los distintos parámetros que caracterizan a un centro de transformación (CT), son los siguientes: 8 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto • Potencia nominal (MW): se trata de la potencia de diseño del transformador. La potencia nominal del transformador usualmente debe ser mayor a la suma de las potencias nominales de los inversores que se encuentran conectados a éste. • Potencia máxima (MW): se trata de la potencia máxima que puede soportar un centro de transformación en diferentes condiciones de temperatura. • Grupo de conexión: representa el tipo de conexión del devanado de alta y del devanado de baja del transformador. • Corriente máxima de entrada (A): corriente máxima que puede soportar la entrada del centro de transformación. • Frecuencia (Hz): frecuencias de operación posibles a las que puede operar. • Eficiencia (%): representa la capacidad de transformación de la tensión, se expresa como la potencia de salida entre la potencia de entrada. • Tipo de refrigeración: los transformadores pueden disponer de dos tipos de refrigeración, convección natural (ONAN), y/o convección forzada (ONAF). La convección forzada permite evacuar más calor y por lo tanto permite operar en condiciones mas extremas y a mayor potencia. • Tensión LV/MV: relación de transformación del transformador. • Corriente nominal de salida (A): intensidad de salida a potencia nominal. • Protecciones y características de seguridad: incluyen funciones como protección contra sobrecarga, sobretensión, subtensión, cortocircuitos, entre otras, para garantizar el funcionamiento seguro del sistema. 2.1.7 Centros de seccionamiento Los centros de seccionamiento son equipos cuyo objetivo principal es la agrupación de circuitos en un solo circuito de salida, además consta de protecciones eléctricas como interruptores o seccionadores que permiten aislar secciones específicas de un sistema eléctrico. Al igual que los centros de transformación, cuenta con celdas de entrada, celdas de protección y celdas de salida. Estos equipos se utilizan habitualmente para reducir la cantidad de cableado, y agrupar varios circuitos provenientes de distintos centros de transformación en uno solo. 2.1.8 Centros de protección y medida Los centros de protección y medida son en elementos eléctricos que integran dispositivos para medir, monitorear y proteger el sistema eléctrico. Este tipo de centro es esencial para garantizar la seguridad y la operación eficiente. Algunas características clave de un centro de protección y medida incluyen: • Instrumentación de medición: incorpora instrumentos de medición para monitorear parámetros eléctricos, como voltaje, corriente, frecuencia, y otros valores relevantes para el sistema. • Dispositivos de protección: incluye dispositivos de protección, como relés de protección, fusibles, interruptores automáticos, que actúan para desconectar o aislar secciones específicas del sistema en caso de condiciones anormales, como cortocircuitos o sobrecargas. • Comunicación y control: puede contar con sistemas de comunicación y control que permiten la supervisión remota del sistema y la toma de decisiones automáticas para optimizar la operación. • Visualización y registro de datos: puede contar con sistemas de visualización en tiempo real y registro de datos históricos para evaluar el rendimiento del sistema y diagnosticar problemas potenciales. 9 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto 3 HIDRÓGENO El hidrógeno es el elemento químico más ligero, con número atómico igual a la unidad, además de ser también el más abundante en el universo, se caracteriza por ser inflamable, inoloro e incoloro, lo que conlleva medidas de precaución y control estrictas. Se encuentra en forma diatómica en condiciones normales de presión y temperatura, normalmente asociado a átomos de oxígeno formando agua (H2O) o átomos de carbono formando así hidrocarburos (CxHY). Se trata de un elemento poco reactivo en condiciones normales, pero por lo contrario su reactividad aumenta drásticamente a temperaturas elevadas. Una de sus principales propiedades es su altísima densidad energética, se trata del combustible con mayor relación kJ/kg, aunque su densidad es muy baja por lo que la relación kJ/l se convierte en una de sus grandes desventajas. 3.1 Parámetros de peligrosidad del H2 Tal como se ha nombrado en el punto anterior, el hidrógeno es un producto altamente inflamable. Cuando se tratan sustancias de este tipo, se suelen definir unos parámetros de peligrosidad. Los parámetros de peligrosidad afectan a diversos procesos industriales y a operaciones de transporte y almacenamiento, y proporcionar información crucial que ayuda a las autoridades reguladoras, las empresas, los trabajadores y el público en general a comprender y gestionar adecuadamente los peligros relacionados con sustancias inflamables, y de esta forma adoptar medidas de prevención en operaciones con productos inflamables como almacenamiento, transporte, instalaciones eléctricas en atmósferas explosivas, etc. A continuación, se presentan los principales y más importantes parámetros de peligrosidad, definidos por el CNCT (Centro Nacional de Condiciones de Trabajo) en la NTP 379: Productos inflamables: variación de los parámetros de peligrosidad. • Temperatura de inflamación o destello: es la temperatura mínima a la cual un líquido inflamable desprende suficiente vapor para formar una mezcla inflamable con el aire que rodea la superficie del líquido o en el interior del recipiente empleado. Si la temperatura de un líquido está por debajo de su punto de inflamación, no puede existir suficiente concentración de vapor inflamable para que pueda ocurrir la ignición. Sin embargo, debe observarse que, en el caso de formarse nieblas de líquidos inflamables, pueden inflamarse al entrar en contacto con una fuente de ignición, por debajo de su punto de inflamación. (Ejemplo, cerilla al entrar en contacto con hidrógeno pulverizado). Debe tenerse en cuenta que la temperatura de inflamación suele estar definida a nivel del mar, y la variación de la presión atmosférica tiene influencia, un aumento de la presión eleva el punto de inflamación, y una disminución, lo reduce (esta segunda situación debe tomarse en consideración ya que significa que en zonas de mayor altitud las concentraciones se alcanzan con mayor facilidad) • Temperatura de autoignición: es la temperatura mínima, a presión atmosférica, a la que una sustancia en contacto con el aire arde espontáneamente sin necesidad de una fuente de ignición. Este parámetro nos sirve de referencia para operaciones sin fuente puntual de ignición. La temperatura de autoignición también es dependiente la presión. • Energía mínima de ignición (E.M.I.): este parámetro indica la energía mínima necesaria para iniciar la combustión de una mezcla inflamable. Depende de la concentración del combustible en el aire. • Límite inferior de inflamabilidad (L.I.I.): se define como la concentración mínima de vapor o gas en mezcla con el aire, por debajo de la cual, no existe propagación de la llama al ponerse en contacto con una fuente de ignición. El límite inferior de inflamabilidad está relacionado con el punto de inflamación, de forma que este último se puede definir también como la temperatura mínima a la que se puede producir una concentración inflamable. • Límite superior de inflamabilidad (L.S.I): se define como la concentración máxima de vapor o gas en aire, por encima de la cual, no tiene lugar la propagación de la llama, al entrar en contacto con una fuente de ignición. La prevención de explosiones se puede conseguir operando fuera del rango de 10 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto inflamabilidad en procesos con aire. Sin embargo, son más seguros los procesos que se desarrollan por debajo del límite inferior de inflamabilidad, que los que se desarrollan por encima del límite superior de inflamabilidad, ya que en caso de fuga, pérdida o disminución de combustible podría aumentar el contenido de aire y se situarían dentro del campo de inflamabilidad. Ilustración 3. Efectos de la presión y temperatura en el L.I.I. Fuente: [1] 11 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto Ilustración 4. Efectos de la presión y temperatura en el L.S.I. Fuente: [2] 3.2 El hidrógeno como vector energético El actual compromiso sobre el proceso de descarbonización de la economía, que ha de llevar a un sistema neutro en emisiones de GEI en 2050, requiere intervenir en todos y cada uno de los niveles de la cadena energética. El frente en el que los esfuerzos se han centrado y más hincapié se ha hecho hasta ahora ha sido el primer eslabón de la cadena, la generación eléctrica, el cual requiere de cuantiosas inversiones, aunque ofrece también enormes oportunidades. La naturaleza de la economía mundial dependerá de cómo se desarrolle este proceso. El pilar principal de esta transición es la sustitución de combustibles fósiles por fuentes de energía renovable, acompañado de un incremento en la eficiencia de los procesos y equipos, y una reducción de consumo global, tanto a nivel industrial como doméstico. Esta sustitución es más simple, precisamente, en el sector en el que más esfuerzos se están realizando, en la generación eléctrica, ya que la mayor parte de las fuentes de energía renovable son realmente fuentes de electricidad renovable (véase la fotovoltaica y eólica), pero también es necesario progresar en otros sectores, en los que los avances han sido más modestos, concretamente en la industria y transporte, en los que el uso de los combustibles fósiles es más que notable. Para ello será necesario electrificar estos sectores, pero el problema reside en la capacidad y viabilidad técnica y económica de adaptar las tecnologías basadas en combustibles fósiles por otras basadas en electricidad. En estos casos se hace necesaria la presencia de un vector energético adicional: el hidrógeno, que no solo se convierte en una “nueva” forma de transportar energía, sino que además resuelve uno de los problemas que se está comenzando a plantear en el panorama europeo, el de la gestión estacional de generación eólica y fotovoltaica. 12 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto Aunque el hidrógeno es el elemento más abundante en la Tierra (75% del total), es muy difícil encontrarlo de forma aislada, por lo que obtenerlos directamente de la naturaleza es sumamente complicado, sin embargo, si es posible obtenerlo a partir de otras fuentes. El hidrógeno se clasifica en diferentes categorías según su origen y el proceso de producción, para ello se emplean colores: • Hidrógeno Negro: se produce a partir de fuentes de energía altamente contaminantes, como el carbón bituminoso. • Hidrógeno Marrón: se produce a partir de lignito (menor concentración de carbono que el carbón bituminoso), también altamente contaminante. • Hidrógeno Gris: se produce a partir de hidrocarburos, principalmente gas natural, mediante un proceso de reformado con vapor. Es el método de producción de H2 más usado en la actualidad, se estima que alrededor de un 70%. También es contaminante, aunque menos que los dos anteriores. • Hidrógeno Azul: se produce mediante el mismo método que el hidrógeno gris, pero incluye la captura y almacenamiento de carbono (CAC) o la captura y utilización de carbono (CAUC) para mitigar las emisiones de CO2. • Hidrógeno Turquesa: se produce a partir de hidrocarburos, principalmente metano, a través de la pirólisis de estos, así reduciéndose las emisiones de CO2. • Hidrógeno Rosa: se produce a través de la electrólisis del agua, la fuente de electricidad es nuclear. No emite CO2. • Hidrógeno Verde: se produce mediante la electrólisis del agua utilizando electricidad de fuentes renovables, como la fotovoltaica o eólica. No emite CO2 • Hidrógeno Amarillo: al igual que el verde, se produce mediante electrólisis, pero en este proceso la fuente de energía es exclusivamente solar*. • Hidrógeno Blanco: es el hidrógeno que encontramos en la naturaleza generado por reacciones aguaroca comúnmente, dentro de la corteza terrestre. A continuación, se muestra una tabla en la que se presentan los distintos tipos de hidrógeno, ordenados de mayor a menor según los GEI emitidos. Fuente energética Color Tecnología empleada Huella de carbono Carbón bituminoso Negro Gasificación de carbón Alta Lignito Marrón Gasificación de carbón Alta Hidrocarburos Gris Extracción con vapor Media Hidrocarburos Azul Extracción con vapor Baja Hidrocarburos Turquesa Pirólisis Baja Energía nuclear Rosa Electrólisis Muy baja o nula Renovables Verde Electrólisis Muy baja o nula Solar Amarillo Electrólisis Muy baja o nula* Naturaleza Blanco - Nula Tabla 2. Tipologías de hidrógeno según se producción y huella de carbono asociada. Fuente: elaboración propia. *En algunas ocasiones el hidrógeno amarillo se define como aquel producido por electrólisis, alimentado desde la red eléctrica (mix energético que incluye fuentes renovables, pero también fuentes no renovables), en este caso las emisiones son mucho mayores. 13 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto 3.3 Contexto del hidrógeno en Europa El hidrógeno está cobrando cada vez más atención en Europa debido a su gran versatilidad, ya comentada anteriormente. Se puede utilizar como materia prima, combustible o almacenamiento energético, y su rango de aplicaciones es muy alto. Además, en el proceso de consumición de H2 no se emiten GEI, lo que lo convierte en la llave maestra para la descarbonización del sector energético. La UE ha tomado conciencia de la importancia del hidrógeno y del papel fundamental que éste asumirá en el objetivo 2050, alcanzar la neutralidad climática. Sin embargo, la realidad es que actualmente el hidrógeno representa una mínima parte de la contribución energética global, además de ser producido esencialmente a base de combustibles fósiles, lo que da lugar a la liberación anual de entre 70 y 100 millones de toneladas de CO2 en la UE. Ilustración 5. Generación de hidrógeno en EU, EFTA, y UK según la tecnología en 2020. Fuente: Clean Hydrogen Monitor 2022, Hydrogen Europe. En la ilustración 5 se muestra como el H2 es producido principalmente, a partir combustibles fósiles. El captive reforming*, merchant reforming** y el H2 como subproducto de la producción de etileno y estireno representan el 95,6% de la producción de hidrógeno. Tan solo el 0,1% del H2 producido en Europa proviene de la electrólisis del agua. Si se considera también el H2 subproducido en la electrólisis del NaCl o electrólisis cloroalcalina como hidrógeno verde, se podría afirmar que tan solo el 3,8% del hidrógeno producido en Europa es de origen renovable. *El captive reforming consiste en la producción de H2 a partir del reformado con vapor, oxidación parcial, gasificación, y reformado autotérmico de combustibles fósiles, que será usado in-situ. ** El merchant reforming consiste en la producción de H2 a partir del reformado con vapor, oxidación parcial, gasificación, y reformado autotérmico de combustibles fósiles, que será vendido. 14 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto Ilustración 6. Producción de hidrógeno según la tecnología en el escenario de desarrollo sostenible. Fuente: GECF, 2023. Si se comparan la Ilustración 5 y 6, se puede apreciar el gran incremento que se prevé en la producción de hidrógeno verde, tantos en términos absolutos como respecto a otros tipos de tecnologías basadas en combustibles fósiles (principalmente reformado con vapor). En el 2020 la electrólisis del agua como método de producción de H2 representaba solo el 0,1% del total, mientras que en el 2050 se espera que este porcentaje aumente al 48%. A su vez, el uso del reformado con vapor también se verá incrementado en términos absolutos, eso sí, acompañado de métodos de captura y almacenamiento de carbono (CCS), que disminuyen enormemente las emisiones de GEI. Ilustración 7. Consumo de hidrógeno mundial por sectores en el escenario de desarrollo sostenible. Fuente: IEA, 2018. En la ilustración 7 se ve reflejado el gran incremento a nivel mundial del consumo de hidrógeno que se prevé en las próximas décadas, principalmente, en el sector transporte y producción de Synfuel, y por lo contrario, una disminución de su uso en la refinería. 15 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto El aumento del consumo de H2 es inherente a un aumento también en la oferta de este, lo que, unido a una mejora de las tecnologías, principalmente en lo que a la electrólisis se refiere, reducirá los costes de producción de hidrógeno en los siguientes años. La economía de escala es un factor muy a tener en cuenta en los costes de inversión de un proyecto (CAPEX). De hecho, entre el 2010 y el 2020, el precio de los electrolizadores se ha reducido en un 60%, y se espera que su precio se reduzca a la mitad para el año 2030, con respecto a los precios en el 2020, esta evidente disminución de precios será todavía más notoria en los electrolizadores MW-scale. Tal es la reducción de costes que el Levelised Cost of Hydrogen (LCOH) del hidrógeno verde se equiparará al del hidrógeno azul a nivel mundial sobre el 2050, esto significa que será más barato producir hidrógeno verde que azul dentro de unos 25 años a nivel global. A escala nacional, hay países que lograrán producir hidrógeno a partir de la electrólisis a un coste inferior que el hidrógeno azul, incluso gris (recordemos que este es el obtenido a partir de gas natural sin CCS), en el 2030, entre ellos España. Ilustración 8. Comparación del LCOH [USD/kg] global en 2019 y 2050 según la tecnología. Fuente: IEA, 2020. Nota: Natural gas = reformado de metano con vapor (SMR); coal =gasificación de carbón. Coal and coal with CCS aplican únicamente a China. Low-carbon electricity se refiere a electrólisis con generación electrica renovable. Se supone para el cálculo del CAPEX: SMR sin CCUS – USD 910/kW H2 (2019 y 2050); SMR con CCS – USD 1583/kW H2 (2019) y 1282/kW H2 (2050); coal sin CCUS – USD 2672/kW H2 (2019 y 2050); coal con CCS – USD 2783/kW H2 (2019 y 2050); electrolisis – USD 872/kWe (2019) and USD 269/kWe (2050). Suposiciones para el cálculo del OPEX (como % del CAPEX): SMR sin CCS – 4.7% (2019 y 2050), SMR con CCS – 3.0 % (2019 y 2050); coal con y sin CCS – 5.0% (2019 and 2050); electrolisis – 2.2% (2019) y 1.5% (2050). Suposiciones de eficiencia (PCI): SMR sin CCS – 76% (2019 y 2050), SMR con CCS – 69% (2019 y 2050): coal sin CCS – 60% (2019 y 2050), coal con CCS – 58% (2019 y 2050); electrolisis – 64% (2019) y 74% (2050). Suposiciones del número de horas a plena carga: SMR y gasificación de carbón: 8322 horas (2019 y 2050); electrolisis 3000-4000 horas (2019) y 2000-3000 horas (2050). Vida media del stack: 100 000 horas. Vida útil del sistema: 30 años. Suposiciones de los precios del combustible: natural gas – USD 1.4-6.3/GJ (2019) y USD 1.7-7.0/GJ (2050); coal – USD 1.6-3.8/GJ (2019) y USD 1.0-2.2/GJ (2050); electricidad – USD 36-116/MWh (2019) y USD 20-60/MWh (2050). Suposición ratio de captura de CO2: SMR con CCS – 95%, coal con CCS – 90%. Suposición precio CO2: USD 0-15/tCO2 (2019) y USD 180/tCO2 (2050). Suposiciones costes de transporte y almacenamiento de CO2: USD 20/tCO2. Tipo de interés para este análisis es del 8%. 2050 22 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto Ilustración 16. Cadena de valor del H2. Fuente: Reduze. 3.5.1 Producción El hidrógeno puede ser producido mediante diversidad de tecnologías ya comentadas anteriormente, como el reformado de gas natural con vapor, pirólisis o electrólisis, entre otras. La atención se centrará a partir de este punto en el último de los métodos, la electrólisis. La electrólisis consiste en la disociación de la molécula de agua (H2O) en sus dos elementos, hidrógeno y oxígeno, a partir de una corriente eléctrica. La reacción de electrólisis es la siguiente, de carácter endotérmico. 𝐻2𝑂→𝐻2+1 2𝑂2 Los electrolizadores están compuestos por dos elementos básicos, el stack, donde ocurren los procesos electroquímicos y donde el agua es disociada, y el BOP (Balance of Plant), que consta de otros elementos como la fuente de alimentación, cableado, compresor, alimentación de agua, depuradora de agua, purificador de H2. El stack a su vez está formado por los siguientes elementos: • Celdas electrolíticas: suelen disponer de varias celdas electrolíticas dispuestas en serie, donde ocurre la electrólisis del agua. Las celdas electrolíticas están separadas por material aislante, que se sitúa entre electrodos opuestos (ánodo y cátodo de celdas contiguas) • Electrodos: cada celda tiene dos electrodos, ánodo y cátodo. El cátodo suele estar hecho de materiales conductores como el platino o el níquel, mientras que el ánodo puede ser de materiales como el platino, el rutenio o iridio. • Electrolito: El electrolito es una solución acuosa que permite la conducción de iones o bien una membrana sólida. El electrolito acuoso suele ser una solución de KOH o una base fuerte como el NaOH. El electrolito facilita la movilidad de los iones en la celda. • Placas bipolares: se encuentran en cada celda electrolítica, sus funciones son la distribución del agua y la de sujeción del stack. 23 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto • PTL (Porous Difusión Layer): se encuentra adyacente a los electrodos, se trata de una capa porosa de titanio recubierta con platino cuya función principal es facilitar el transporte de agua hacia los electrodos y a su vez la transmisión de electrones desde la placa bipolar hasta los electrodos, también disipa las burbujas de oxígeno que se forman en el electrodo y las transporta hacia el Flow-field • GDL (Gas Difussion Layer): se encuentre entre la PTL y los electrodos, facilita la difusión de los gases y evita la formación de burbujas de gas que podrían obstruir la superficie de los electrodos. Hay diversidad de electrolizadores en el mercado, aunque los más comunes son los alcalinos y los de membrana de intercambio de protones (PEM). Existen varias líneas de investigación en cuanto a los electrolizadores de membrana de intercambio de aniones (AEM) y los de óxido sólido (SOEC) pero su Ilustración 17. Esquema conceptual de un electrolizador en sus 3 niveles de diseño. Fuente: [22] 24 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto participación en el mercado es, a día de hoy, casi inexistente. Electrolizadores alcalinos: el electrolito es una solución acuosa, normalmente KOH o NaOH, al inyectar una corriente eléctrica en las celdas, los iones OH se mueven a través del electrolito desde el cátodo hasta el ánodo, generándose burbujas de hidrógeno en el cátodo y burbujas de oxígeno en el ánodo. Las semirreacciones que se dan en estos electrolizadores son las siguientes: Semirreacción anódica: 2𝑂𝐻−→1 2𝑂2+ +𝐻2𝑂+2𝑒− Semirreacción catódica: 𝐻20+2𝑒−→𝐻2+2𝑂𝐻− Ilustración 18. Diseño del sistema y BOP de una planta para un electrolizador alcalino. Fuente: [28] Electrolizadores PEM: la membrana PEM se sitúa entre el ánodo y el cátodo y su función principal es dejar paso a los protones, mientras que dificulta el paso de los electrones. El electrolito es la propia membrana PEM, que se encuentra impregnada en agua para facilitar el paso de los protones. Otra pieza fundamental de esta tipología de electrolizador es la GDL (Gas Difussion Layer), que como su nombre indica, tiene la función de facilitar la difusión de los gases desde y hacia los electrodos así aumentando la eficiencia, consisten en delgadas láminas porosas situadas en contacto con los electrodos. Las semirreacciones que se dan en estos electrolizadores son las siguientes: Semirreacción anódica: 𝐻20→1 2𝑂2+2𝐻++2𝑒− Semirreacción catódica: 2𝐻++2𝑒−→𝐻2 25 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto Ilustración 19. Diseño del sistema y BOP de una planta para un electrolizador PEM. Fuente: [28] Electrolizadores AEM: al igual que los electrolizadores PEM, utilizan una membrana intermedia, que en este caso permite el paso de iones, y no cationes, como en las PEM. En el cátodo se producen los iones hidroxilo que son transportados hasta el ánodo donde reaccionan para formar burbujas de oxígeno. Se asemeja a la electrólisis alcalina, pero con la membrana AEM se consigue una mayor compacidad disminuyendo así la resistencia óhmica. Las semirreacciones que se dan en estos electrolizadores son las siguientes: Semirreacción anódica: 4𝑂𝐻−→𝑂2+𝐻2𝑂+4𝑒− Semirreacción catódica: 4𝐻2𝑂+4𝑒−→2𝐻2+4𝑂𝐻− Ilustración 20. Diseño del sistema y BOP de una planta para un electrolizador AEM. Fuente: [28] Electrolizadores SOEC: en este caso el electrolito está elaborado con materiales cerámicos, lo que permite la reducción en sus costes de fabricación, además dotan de altas eficiencias energéticas, aunque para ello se deben alcanzar altas temperaturas (alrededor de los 700ºC). Las semirreacciones que se dan en estos electrolizadores son las siguientes: Semirreacción anódica: 2º2− →𝑂2+4𝑒− Semirreacción catódica: 2𝐻20+4𝑒−→2H2+2º2− 26 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto Ilustración 21. Diseño del sistema y BOP de una planta para un electrolizador SOEC. Fuente: [28] A continuación, se presentan dos tablas, una de ellas con los parámetros básicos y más importantes de 4 electrolizadores (Tabla 3), y la segunda con un mayor nivel de detalle acerca de los parámetros (Tabla 4). 2020 2050 Alcalino PEM AEM SOEC Alcalino PEM AEM SOE C Presión de celda <30 <70 <35 <10 >70 >70 >70 >20 Eficiencia del sistema [KWh/kg h2] 50-78 50- 83 57- 69 45-55 <45 <45 <45 <40 Vida útil [miles de horas] 60 50- 80 >5 <20 100 100-120 100 80 Costes de capital para grandes stacks (solo stack, >1 MW [USD/KWe] 270 400 - >2000 <100 <100 <100 <200 Costes de capital del sistema completo (>10 MW) [USD/KWe] 500- 1000 700- 1400 - - <200 <200 <200 <300 Tabla 4. Performance indicators de los electrolizadores Alcalinos, PEM, AEM, y SOEC. Fuente: elaboración propia Alcalino PEM AEM SOEC Temperatura de operación 70-90 ºC 50-80 ºC 40-60ºC 700-850ºC Presión de 1-30 bar < 70 bar < 35 bar 1 bar 27 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto operación Electrolito KOH Membranas PFSA Polímero DVB con KOH o NaHCO3 Itrio estabilizado con circonio (YSZ) Separador ZrO2 estabilizado con PPS Electrolito sólido Electrolito sólido Electrolito sólido Electrodo / catalizador (lado del oxígeno) Acero inoxidable recubierto de níquel Óxido de iridio Níquel o aleaciones de NiFeCo Perovskita Electrodo / catalizador (lado del hidrógeno) Acero inoxidable recubierto de níquel Nanopartículas de platino en carbono negro Níquel Ni / YSZ PTL ánodo Malla de níquel (no siempre presente) Platino recubierto con titanio poroso Espuma de níquel Espuma o Malla de níquel PTL cátodo Malla de níquel Titanio poroso o tela de carbono Espuma de níquel o tela de carbono NO Placa bipolar ánodo Acero inoxidable recubierto de níquel Titanio poroso recubierto de platino Níquel recubierto con acero inoxidable NO Placa bipolar cátodo Acero inoxidable recubierto de níquel Titanio recubierto de platino Acero inoxidable recubierto de níquel Acero inoxidable recubierto de níquel Juntas y sellados PSU, PTFE, EDPM PTFE, PSU, ETFE PTME, Silicona Vidrio cerámico Tabla 5. Caracterización de 4 tipos de electrolizadores. Fuente: elaboración propia. PFSA = Perfluoroacidsulfonic; PTFE = Polytetrafluoroethylene; ETFE = Ethylene Tetrafluorethylene; PSF = poly (bisphenol-A sulfone); PSU = Polysulfone; YSZ = yttriastabilized zirconia; DVB = divinylbenzene; PPS = Polyphenylene En la siguiente ilustración se encuentran desglosados los costes de cada uno de los componentes de un sistema (Stack + BOP). Cabe destacar la similitud de precios entre el stack y el BOP. El BOP en su conjunto tiene un coste, usualmente, algo superior al del propio electrolizador por sí solo. Estos costes dependerán del proveedor y del tipo de electrolizador. 28 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto Ilustración 22. Desglose de los costes de un electrolizador PEM. Irena, 2020. Hay ciertos puntos clave a tener en cuenta en el diseño de los electrolizadores: • Un incremento en la eficiencia del electrolizador supone una reducción de los costes operacionales. Debe ser lo más alta posible • La intensidad que circula por el stack es proporcional al hidrógeno producido • Durabilidad del equipo. Debe ser lo más alta posible. • Costes de inversión (stack y BOP) Estos 4 aspectos están relacionados entre sí, y la mejora en uno de ellos supone un empeoro en los otros aspectos, por lo que el diseño y la optimización de estos parámetros dependerá de la aplicación del electrolizador. Por ejemplo, un electrolizador alimentado por una planta FV, cuyo factor de carga es relativamente bajo comparado con otras tecnologías, no necesitará de una alta durabilidad, por lo que fabricará con materiales más baratos, a cambio de una peor eficiencia. Sin embargo, un electrolizador alimentado por una planta de concentración solar, cuyo factor de carga es más alto, necesitará materiales más caros a cambio de una mejor 29 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto eficiencia ya que el precio de producción eléctrica de este tipo de plantas es alto. Ilustración 23. Contrapartidas de la eficiencia, durabilidad y costes de un electrolizador. Fuente: [22] El diseño de un electrolizador se basa en una constante “puesta en balanza” de distintos aspectos como la eficiencia, durabilidad, OPEX y CAPEX. 3.5.2 Almacenamiento y transporte El hidrógeno es el combustible con mayor proporción kJ/kg, sin embargo, su densidad es lo suficientemente baja como para suponer el mayor de los problemas del transporte y almacenamiento de este elemento. El desafío, en definitiva, radica en aumentar esta densidad ρ (kg/m³). Ilustración 24. Densidad de energía gravimétrica y volumétrica de distintos tipos de almacenamiento. Fuente: [17] Almacenamiento de H2 El almacenamiento se hace necesario para dotar al sistema energético de una mayor flexibilidad, por ejemplo, almacenando H2 en aquellos periodos temporales en los que la oferta sobrepasa a la demanda. Este se puede llevar a cabo mediante el uso de distintas tecnologías, que dependerá en gran medida de su uso final. Las 30 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto principales tecnologías son las siguientes: • Almacenamiento a presión: consiste en la compresión del hidrógeno gaseoso a altas presiones. o Estacionario a pequeña escala: es la técnica más utilizada para almacenar hidrógeno a presión, entre 200 y 900 bar. El hidrógeno es comprimido en botellas, las más comunes son las de 200 bar, su uso es principalmente industrial, aunque también se encuentran en hidrogeneras. Los tanques de hidrógeno tienen costos elevados (500-600USD/kg H2) y penalizaciones energéticas asociadas con la compresión del gas a presiones muy altas. Ilustración 25. Esquema básico de una botella de almacenamiento de hidrógeno comprimido. Fuente: Hyfindr. Ilustración 26. Esquema detallado de una botella de almacenamiento de hidrógeno comprimido. Fuente: Hydrogen Storage, Distribution and Cleaning Study in collaboration with AGA AB. Los tanques de hidrógeno constan de diferentes componentes; el revestimiento (liner) retiene el hidrógeno dentro del tanque, el recubrimiento externo (outer wrapping) aporta estabilidad mecánica al revestimiento, que se ve sometido a altas tensiones debido a las fuertes presiones a las que se almacena el hidrógeno, y además crea un aislamiento térmico adicional, el cuello (neck) consiste en un pequeño tubo por el cuál circula el hidrógeno al ser inyectado y extraído del tanque, suele ir conectado a una válvula que regula el caudal, también existen otros elementos opcionales que suelen tener estos tanques como una apertura secundaria (end plug) en el extremo opuesto a la válvula principal, y sensores de medida. o Existen 4 tipos de tanques: ▪ Tipo I: fabricados exclusivamente de metal, aluminio o acero, solo constan del revestimiento interior. Son los de menor coste y a su vez los más pesados (1kg por 31 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto cada litro de H2), (100kg por cada kg de H2) la presión de diseño es de 200 bar. El costo de una botella tipo I de 50L a 200 bar es de unos 150USD. ▪ Tipo II: el revestimiento interno es más delgado, lo que disminuye el peso en un 40% con respecto a los tanques de tipo I (100kg por cada 1.5kg de H2), y está basado en acero o aluminio, tienen una envoltura externa compuesta de fibra de vidrio o carbono, que permite mayores presiones de almacenamiento (300 bar). El precio es un 50% superior al de los tanques de tipo I. ▪ Tipo III: el revestimiento interno es extremadamente delgado y su única función es la de sellado, apenas soporta tensiones mecánicas, es el revestimiento externo, compuesto de fibra de carbono, el que se encargará por completo de este fin, soportar las altas tensiones. Las presiones de diseño es este tanque rondan los 700 bar. Es mucho %4.2wt aunque el coste es mucho mayor que los anteriores. ▪ Tipo IV: la estructura es muy similar a los tanques tipo III, aunque en este caso dota de un forro interno de polietileno de alta densidad, pueden soportar presiones de hasta 875 bar, y su precio es superior al del resto de tanques. El peso del tanque es de aproximadamente 20 veces el peso del hidrógeno contenido. Por ejemplo, un tanque de 5kg de H2 tiene un peso de unos 100kg (incluyendo BOP, que es un 20% del peso total) 5%wt en adelante. Los tanques I y II son utilizados para aplicaciones estacionarias, mientras que los tanques III y IV para aplicaciones móviles. Aunque estos son los principales y más usuales, existen otros tipos, enfocados a nichos específicos y/o en fase de desarrollo, como la aviación o industria naval. o Estacionario a gran escala: consiste en la compresión de grandes volúmenes de hidrógeno gaseoso a altas presiones (en torno a 200 bar), aunque también es posible almacenar otros compuestos derivados del hidrógeno como amoniaco o metano, que podría ser producido, contribuyendo así a la descarbonización, mediante la reacción de Sabater (siendo el CO2 necesario como producto de la reacción obtenido mediante de tecnologías de CCS), y consumido tras extraerlo del subsuelo. El despliegue de esta prometedora tecnología, que permite albergar grandes cantidades de H2, supondría el fin a uno de los grandes problemas actuales, el desacople entre la producción y la demanda energética, por ello son numerosas las líneas de investigación relativas a esta forma de almacenamiento. Para regular estas fluctuaciones, el exceso de producción eléctrica podría ser usada para la producción y almacenamiento de H2, que sería usado posteriormente en periodos de mayor demanda energética. El tiempo de respuesta de esta tecnología es mucho mayor que el de los pequeños depósitos, por lo que su carácter cíclico es limitado. Ilustración 27. Esquemas de los 4 tipos de tanques de hidrógeno comprimido. Fuente: [13] 38 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto Ilustración 33. Densidad de energía gravimétrica y volumétrica de distintos tipos de almacenamiento. Fuente: [15] Sus aplicaciones son principalmente estacionarias, debido al elevado peso de estos metales, aunque existen excepciones como los submarinos alemanes 212a, que lo aprovechan para facilitar la sumersión. Esta tecnología se utiliza en sistemas P2P (Power to Power), conectada a un electrolizador aguas arriba y una pila de combustible o turbina de gas aguas abajo. Como la presión de operación de los electrolizadores se encuentra en el rango de operación del ciclo de absorción de los hidruros metálicos, no es necesario un compresor. Además, la presión de operación de una pila de combustible también se encuentra dentro del rango de presiones del ciclo de desabsorción. • LOHC (Liquid Organic Hydrogen Carriers): consiste en el almacenamiento de hidrógeno en el interior de estos compuestos, generalmente aromáticos, a través de un proceso de hidrogenacióndeshidrogenación. Ilustración 34. Reacción de hidrogenación-deshidrogenación de los LOHC. Fuente: [19] El proceso de hidrogenación se basa en añadir moléculas de hidrógeno a un compuesto, y casi en la totalidad de los casos se trata de un proceso reversible. La reacción de hidrogenación es exotérmica (se libera calor), mientras que la deshidrogenación es endotérmica. Estos procesos tienen una rápida cinética, del orden de minutos-horas. 39 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto Ilustración 35. Tiempo de reacción en función de la temperatura en la hidrogenación de la indolina. Fuente: [20] La entalpía de ambas reacciones es la misma por ser un proceso reversible, por lo que el calor producido en la primera fase puede ser aprovechado en la segunda fase teóricamente, aunque uno de los desafíos tecnológicos principales consiste en ser capaz de aprovechar el calor liberado en la hidrogenación para el proceso de deshidrogenación. Existen diversidad de LOHC (C6H6, C6H12, C6H5CH13, etc…) cada uno de ellos con características distintas (toxicidad, inflamabilidad, densidad…) aunque con un punto en común de gran importancia, se encuentran en estado líquido en condiciones ambientales, lo que evita el costoso proceso de licuefacción característico del LH2, con el que comparten densidad de energía volumétrica [KWh/l]. Ilustración 36. Densidad de energía gravimétrica y volumétrica de distintos tipos de almacenamiento. Fuente: [19] 40 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto Ilustración 37. Valores típicos de distintos LOHC. Temperatura y presión de operación, densidad energética gravimétrica y entalpía de la reacción. Fuente: [21] Gracias a sus condiciones de operación, esta tecnología puede aprovechar la infraestructura existente de transporte y almacenamiento combustibles fósiles como el diésel, lo que reduce enormemente los costos de inversión. Además, los LOHC son de fácil manejo y tienen una alta estabilidad cíclica, lo que ofrece grandes beneficios. Ilustración 38. Costes asociados a los LOHC, amoniaco, y LH2. Fuente: IEA [38] Transporte de H2. El transporte de H2 es crucial ya que los puntos de demanda no siempre cumplen con las características ideales para emplazar una planta de producción de H2, y es necesario trasladarlo desde aquellos puntos en los que la producción de H2 es más favorable. Por supuesto, sería inviable, por motivos obvios, la construcción de una planta electrolizadora en todos y cada uno de los puntos de consumo. Otro aspecto esencial a destacar es que el transporte de pequeñas moléculas como el hidrógeno es menos costoso que el transporte de electricidad. En definitiva, al igual que el almacenamiento, el transporte también jugará un papel clave en el desarrollo de la economía del hidrógeno. Habiendo sido analizadas las diferentes tecnologías de almacenamiento de H2, se procede a continuación a desarrollar los distintos tipos de transporte: • Transporte gaseoso a través de red de tuberías: consiste en el transporte de hidrógeno gaseoso a presión mediante tuberías. Es el método menos costoso de operar, principalmente a partir de largas distancias (miles de kilómetros), pero la construcción de nueva infraestructura y/o adaptación de la red de gas natural existente supone grandes inversiones. 41 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto El hidrógeno puede ser transportado en su forma más pura, o mezclado con gas natural en pequeñas cantidades (blending), evitando así la construcción desde cero de una nueva infraestructura, y aprovechando la ya existente, aunque pequeñas adaptaciones serían necesarias. El porcentaje de hidrógeno de la mezcla de H2-GN condicionará la cantidad de modificaciones de la red actual, a mayor porcentaje, mayores modificaciones. Los estudios indican que la mezcla con bajos porcentajes de H2 en volumen (hasta el 5%) pueden ser implementados de manera prácticamente inmediata sin necesidad de modificaciones, y hasta un 15% es posible sin realizar grandes cambios, siendo un 20% la capacidad máxima de la mayoría de calderas europeas. Ilustración 39. Límites actuales de la inyección de hidrógeno en las redes de gas natural de distintos países. Fuente: IEA, 2020. La dificultad reside en satisfacer a un rango de consumidores, desde domésticos a industriales, cuyos límites de blending son distintos, a través de una misma red. Se estima que las infraestructuras dedicadas al hidrógeno supondrían costes entre un 10 y un 50% superiores a los que supone las infraestructuras equivalentes para el gas natural, dependiendo de factores como el diámetro o circunstancias geográficas específicas. Sin embargo, la adaptación de la red de gas natural actual mediante actualizaciones técnicas, tendría un sobrecoste de entre un 10 y un 25 % del que supondría una nueva red. Ilustración 40. Comparación de costes de nuevas tuberías de hidrógeno y readaptación de las existentes de GN. Fuente: [10] El porcentaje de blending, determinado por los organismos regulatorios de cada país, tiene ciertos problemas asociados a tener en cuenta en la gestión y aplicación segura: o Fragilización del metal (embrittlement): es el fenómeno en el cual el hidrógeno, cuando se pone en contacto con un material metálico, puede causar una disminución de la ductilidad del 42 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto material, volviéndolo quebradizo. Esto puede llevar a fracturas y fallas en componentes metálicos, lo que es una consideración crítica en la industria cuando se trabaja con hidrógeno. Una solución a este problema sería el uso o Tolerancias de las infraestructuras: se trata del blending máximo que aceptan los distintos equipos durante su uso de polímeros reforzados con fibras (FRP). Ilustración 41. Capacidad de las infraestructuras de gas natural de operar con distintos. Fuente: IRENA, 2018. En la ilustración se muestra que el porcentaje de admisible puede ir desde un 70% en las tuberías de plástico hasta un 1% en turbinas de gas de actuales. o Fugas: al tratarse de una molécula muy pequeña, su facilidad de fuga es muy alta, lo que además de producir pérdidas significantes si no se utilizan los aislamientos necesarios, supone un peligro al ser un gas altamente inflamable. Sin embargo, se han realizado estudios experimentales [26] que demuestran que el ratio de fuga del hidrógeno es similar al del gas natural, al menos a presiones bajas. Ilustración 42. Caída de presión a lo largo de 7 días en tubería debida a la fuga de distintos gases. Fuente [26]. o Extracción: la separación de ambos componentes de la mezcla es un proceso de elevado coste, que puede ser necesario en aplicaciones donde se requiera una alta pureza, como en el caso de ciertas pilas de combustibles o aplicaciones químicas; o en aquellos equipos con límites de blending estrictos, lo que no ocurre actualmente. Existen distintos tipos de 43 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto metodología de separación, las principales son la adsorción con ciclos PSA, la destilación criogénica, y la separación mediante membranas. Además, el hidrógeno presenta características diferentes al gas natural en cuanto a velocidad de llama, combustión, etc… lo que dificulta el manejo de la mezcla y la adaptación de equipos debido a estos motivos, a parte de los ya nombrados anteriormente. Tabla 9. Características y rendimiento de los principales procesos de purificación gaseosos. Fuente: [25] A continuación, se presenta la situación actual, y los escenarios europeos 2030 y 2040 del transporte de hidrógeno mediante tuberías. Ilustración 43. Tuberías de hidrógeno actuales (en azul) y previstas (amarillo). Fuente: Fuel Cells and 44 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto Hydrogen Observatory • Transporte de hidrógeno gaseoso en tanques: consiste en el transporte de cantidades del orden de centenas kilos mediante depósitos de hidrógeno comprimido, generalmente en camiones. Debido a la baja densidad energética volumétrica del CGH2 respecto a otros combustibles*, se buscan formas de transporte que maximicen la cantidad que es posible desplazar. Una de ellas son los en los llamados tube trailers, que consisten en depósitos de gas a presión agrupados, generalmente en camiones. Estos depósitos de acero, que se colocan en una estructura protectora, generalmente tienen un peso neto alto y capacidad de 500 a 1000kg de hidrógeno gaseoso. Es decir, cada tube trailer podía alimentar a entre 100 y 200 automóviles propulsados por hidrógeno. Ilustración 45. Tipos de transporte de hidrógeno por carretera. Fuente: Shell, 2017. Aunque estas características del transporte de hidrógeno gaseoso por carretera implican limitaciones, se trata de una opción viable en ausencia de un sistema de gasoductos de distribución. Por ejemplo, Hyundai ha planteado un sistema de estaciones de repostaje de hidrógeno en Suiza, según el cual el hidrógeno se comprime en el lugar de producción y se almacena en depósitos que son recogidos por Ilustración 44. Infraestructura de almacenamiento y transporte de H2 prevista para 2030 y 2040. Fuente: [10] 45 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto camiones y transportados a las estaciones de servicio. Otra posibilidad es el transporte mediante trenes, aunque se trata de un medio menos habitual debido a la limitada red ferroviaria. *Un depósito típico de 60L de gasolina de coche convencional, contiene unos 2300 MJ, mientras que un depósito de H2 del mismo volumen a 300 bar (presión típica en automovilismo) contiene únicamente unos 150MJ. • Transporte de hidrógeno líquido en tanques: consiste en el transporte de hidrógeno líquido en grandes tanques a muy bajas temperaturas, en torno a -253ºC. Es una alternativa viable para el transporte a largas distancias, principalmente mediante buques, parecidos a los buques metaneros de GNL. El transporte de LOHCs y amoniaco también se realiza mediante buques parecidos a los de transporte de gas natural, la única diferencia reside en las condiciones de temperatura en los tanques empleados, ya vistos en puntos anteriores. El amoniaco se transporta en estado líquido, a temperaturas por debajo de su punto de ebullición (- 33,4ºC a 1bar), su ventaja con respecto a otros combustibles como el hidrógeno es su poca inflamabilidad y mayor densidad energética volumétrica. Por otra parte, los LOHCs se almacenan a temperatura ambiente y no requieren de una gran infraestructura de licuefacción como el amoniaco, GNL, o el H2. El principal problema del almacenamiento y transporte en estado líquido, en concreto del hidrógeno, es el fenómeno del boil-off, que consiste en la evaporación del hidrógeno líquido en el interior del tanque debido a su calentamiento durante el trayecto. Se estima que las fugas de hidrógeno son de alrededor del 1% del contenido total por cada día, lo que equivaldría a unas fugas de un 20-30% en el trayecto España-Estados Unidos. Además, el proceso de licuefacción tiene costes muy elevados, hasta el 30% de la energía licuada es consumida por los propios equipos de licuefacción con la tecnología actual. Existen distintos ciclos de licuefacción: Linde–Hampson, Claude y Brayton. El primero y el último son utilizados en pequeña escala, mientras que el ciclo de Claude, a gran escala, siendo este el más empleado. Ilustración 46. Ciclo de Claude básico empleado en la licuefacción del hidrógeno. Fuente: [27] El ciclo de Claude consta de distintos procesos: o Compresión: el hidrógeno alimentado a una presión de entre 10 y 25 bar, y es comprimido hasta unos 20-80 bar aproximadamente, esto disminuye la energía consumida aguas abajo por los distintos equipos, aumentando la eficiencia del proceso. o Pre-cooling: en algunos ciclos se preenfría el hidrógeno antes de entrar a los intercambiadores principales, lo que reduce la energía consumida durante el proceso de compresión. o Intercambiadores de calor: en estos equipos el hidrógeno es enfriado hasta temperaturas criogénicas al intercambiar calor con un refrigerante, que usualmente es nitrógeno líquido. Se utilizan intercambiadores de placa ya que son capaces de resistir bajas temperaturas. 46 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto o Turbina de expansión: el hidrógeno gaseoso es expandido en la turbina, reduciendo su temperatura y generando así trabajo utilizado en otros componentes del ciclo, lo que aumenta la eficiencia. o Válvula de expansión: finalmente el hidrógeno gaseoso a 20K se somete a una pequeña expansión final que lo licúa. o Separador: en este tanque se separa el hidrógeno líquido del hidrógeno gaseoso que ha quedado sin licuar durante el proceso, y es recirculado nuevamente al inicio del ciclo, aumentado así la eficiencia. 3.5.3 Usos finales Las propiedades del hidrógeno, ya comentadas a lo largo del proyecto, convierten a este elemento en una herramienta multiusos. Son numerosas y variadas las aplicaciones que este tiene, principalmente en la industria. Ilustración 47. Consumo de H2 anual en cada uno de los distintos sectores. Fuente: Hydrogen Europe, 2022. 47 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto Ilustración 48. Previsión de consumo de H2 por países en el 2030. Fuente: Hydrogen Europe, 2022. El sector que más hidrógeno consume es y seguirá siendo el sector de la acería, la fabricación de aceros consume alrededor del 50% del hidrógeno global y actualmente es uno de los procesos industriales que más CO2 emite. Hay dos métodos de producción de acero, el proceso horno de cuba-horno de oxígeno básico (BFBOF), con unas emisiones de 1.9t CO2 / t acero y el proceso de horno de arco eléctrico (EAF), con unas emisiones aproximadas de 0.4 t CO2 / t acero, que varía según el origen de la electricidad. En el primero de ellos se utilizan combustibles fósiles mientras que en el segundo la alimentación es eléctrica (renovable o no). En el proceso de fabricación de acero mediante H2, el hidrógeno actúa como agente reductor produciendo hierro directamente reducido (DRI), que es convertido posteriormente en acero en un horno de arco eléctrico (EAF), eliminando totalmente las emisiones de CO2 si el hidrógeno empleado es verde y también la electricidad. El segundo sector que más hidrógeno consume es la industria del amoniaco, para producir 1 tonelada de NH3, se necesitan 180kg de H2 y 800kg de N2. Las emisiones se deben en un 95% a la producción de H2, por lo que es crucial que el hidrógeno utilizado tenga origen renovable. El amoniaco tiene un potencial incluso superior al del hidrógeno como vector energético, ya que básicamente, es más fácil y barato transportarlo y almacenarlo, y tiene una mayor densidad. Además, es un elemento totalmente imprescindible en la industria de los fertilizantes. El tercer sector con un mayor consumo de H2 es el de la refinería. Se utiliza principalmente para el hidrotratamiento y la hidrocracking. El hidrotratamiento es una de las etapas clave del proceso de refinación del diésel. El hidrocracking es un proceso de craqueo catalítico en el cual, mediante la adición de hidrógeno, las moléculas de hidrocarburos de cadena larga se rompen en moléculas más cortas. Actualmente el hidrógeno empleado en esta industria se obtiene a partir del SMR, sin embargo, la subida de los precios de los combustibles fósiles estos últimos años está provocando que el uso de la electrólisis ya sea competitivo en términos económicos respecto al SMR en algunos casos. Otro de los usos importantes del hidrógeno es la producción de metanol, con usos parecidos al del amoniaco, como producto químico o materia prima, además también es un buen vector energético y e-fuel. En su producción se emplea CO2, lo que combinado con el uso de hidrógeno verde, lo convierte en una tecnología 54 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto 5. Se diseñará y dimensionará la planta de hidrógeno “EL CARRAL H2”, cuya potencia vendrá condicionada por la potencia nominal de la planta fotovoltaica. Se comenzará, al igual que con la planta fotovoltaica, determinando las afecciones cercanas y así el emplazamiento exacto de la planta de hidrógeno, anexa a la fotovoltaica. Posteriormente se dimensionará el equipo de electrólisis y todos los elementos auxiliares necesarios para la producción. 6. Se realizarán simulaciones de la demanda eléctrica y producción de hidrógeno de la planta. 7. En base a estos resultados, se estimará el número de vuelos que dicha producción de hidrógeno es capaz de satisfacer. 8. Se analizarán los resultados obtenidos y se aportará una conclusión final. 55 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto 2 ANTECEDENTES El proyecto de la planta de producción de hidrógeno verde “EL CARRAL H2”, consistirá en la construcción y puesta en marcha de una planta de producción de hidrógeno verde mediante el proceso de electrólisis, de 130 MW de potencia. La planta incluirá varios módulos de electrólisis de tecnología alcalina junto al resto de equipos auxiliares y edificaciones necesarias para el funcionamiento de éstos. Las fuentes de energía del proyecto serán provenientes de producción renovable a través de una conexión a red general de distribución, y una subestación dedicada anexa a las instalaciones “SUBESTACIÓN AENA 220/30 kV”, objeto de este proyecto. A su vez la planta de hidrógeno será alimentada por una planta fotovoltaica de 151.8MWp, “EL CARRAL PSFV” también objeto de este proyecto. Se incluye la descripción técnica que representan tanto la instalación de la planta fotovoltaica como la de la planta de producción de hidrógeno por electrólisis, y la subestación, en los aspectos técnicos, y eléctricos. Así como información relevante a los aspectos ambientales de la planta, como el uso de materias primas, los residuos y efluentes generados, las sustancias que intervienen en los procesos y otros aspectos relacionados con la seguridad de la instalación. 56 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto 3 SITUACIÓN Y EMPLAZAMIENTO El conjunto de instalaciones estará situado en terrenos del municipio de Madrid (Madrid) en la zona norte del aeropuerto de Barajas, estas consistirán en una planta fotovoltaica, una subestación ya existente y una planta de hidrógeno. Nº de finca Término municipal Polígono Parcela Referencia Catastral Clase Superficie de la parcela 1 Madrid - - 17308K4VK5813B Características especiales 7.826.377 m2 2 Madrid - - 17308K3VK5813B Características especiales 15.513.304 m2 Tabla 13. Parcelas ocupadas por la planta fotovoltaica y planta de hidrógeno. Fuente: elaboración propia. La implantación se realiza en las propias parcelas del aeropuerto, en terrenos no explotados actualmente. El acceso a la instalación se podrá realizar desde el propio aeropuerto, aprovechando los viales ya construidos y totalmente operativos. En caso de que fuese necesario el transporte de equipos pesados, el terreno se adecuará para soportar el peso de estos equipos. En cualquier caso, la adecuación de accesos a las instalaciones excede los límites de este proyecto por lo que no se entrará en detalle en términos de obra civil. Ilustración 55. Situación y emplazamiento general de las instalaciones. Fuente: Google Earth. 57 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto Ilustración 56. Situación general y emplazamiento de las instalaciones. Fuente: Google Earth. ACCESOS A LA INSTALACIÓN Ilustración 57. Acceso a la planta de hidrógeno desde la Carretera del Alto. Fuente: Google Earth. 58 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto Ilustración 58. Acceso a la PSFV por la cara norte a través de caminos cercanos al mirador del aeropuerto. Fuente: Google Earth Ilustración 59. Accesos a la PSFV por la cara sur, a través de entrada cercana al parking del aeropuerto. Fuente: Google Earth. Ilustración 60. Accesos a la PSFV por la cara sur, a través de entrada cercana al parking del aeropuerto. Fuente: Google Earth. 59 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto Estos son solo algunos de los accesos, el aeropuerto dispone de más accesos por los que se podrá acceder a este, y por lo tanto a la planta fotovoltaica y la planta de hidrógeno, sin embargo las imágenes no se encuentran disponibles. Todos los accesos a las instalaciones, tanto planta fotovoltaica como planta de hidrógeno, solo se podrán realizar a través del aeropuerto, no será posible acceder sin transcurrir por las carreteras internas de éste. 60 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto 4 NORMATIVA DE APLICACIÓN El diseño, cálculo y justificación del presente proyecto, cumplirá las normas y regulaciones que se listan a continuación: 4.1 Normativa ambiental − Ley 34/2007, de 15 de noviembre, de calidad del aire y protección de la atmósfera. − 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. − Real Decreto 9/2005, de 14 de enero, por el que se establece la relación de actividades potencialmente contaminantes del suelo y los criterios y estándares parala declaración de suelos contaminados. − Real Decreto 508/2007, de 20 de abril, por el que se regula el suministro de información sobre emisiones del Reglamento E-PRTR y de las autorizaciones ambientales integradas. − Real Decreto 100/2011, de 28 de enero, por el que se actualiza el catálogo de actividades potencialmente contaminadoras de la atmósfera y se establecen las disposiciones básicas para su aplicación. − Ley 22/2011, de 28 de julio, de residuos y suelos contaminados por la que se deroga la Ley 10/1998, de 21 de abril, de Residuos. − Real Decreto 773/2017, de 28 de julio, por el que se modifican diversos reales decretos en materia de productos y emisiones industriales. − Real Decreto Legislativo 1/2001, de 20 de julio, por el que se aprueba el texto refundido de la Ley de Aguas. − Real Decreto 670/2013, de 6 de septiembre, por el que se modifica el Reglamento del Dominio Público Hidráulico aprobado por el Real Decreto 849/1986, de 11 de abril, en materia de registro de aguas y criterios de valoración de daños al dominio público hidráulico. − Ley de 37/2003, de 17 de noviembre, del Ruido − Real Decreto 1513/2005, de 16 de diciembre, por el que se desarrolla la Ley 37/2003, de 17 de noviembre, del Ruido, en lo referente a la evaluación y gestión del ruido ambiental − Real Decreto 1367/2007, de 19 de octubre, por el que se desarrolla la Ley 37/2003, de 17 de noviembre, del Ruido, en lo referente a zonificación acústica, objetivos de calidad y emisiones acústicas 61 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto − Ley 21/2013, de 9 de diciembre, de evaluación ambiental − Real DECRETO Legislativo 1/2001, de 20 de julio por el que se aprueba el Texto Refundido de la Ley de Aguas (TSLA) Real Decreto 849/1986, de 11 de abril, por el que se aprueba el Reglamento del Dominio Público Hidráulico (RDPH). 4.2 Normativa de seguridad y salud − Partes no derogadas de la Orden de 9 de marzo de 1971 por la que se aprueba la Ordenanza General de Seguridad e Higiene en el Trabajo − Orden de 20 de febrero de 1997 por la que se modifica el anexo del real decreto 159/1995, de 3 de febrero, que modifico a su vez el real decreto 1407/1992, de 20 de noviembre, relativo a las condiciones para la comercialización y libre circulación intracomunitaria de los equipos de protección individual − Real Decreto 39/1997, de 17 de enero, por el que se aprueba el Reglamento de los servicios de prevención − Real Decreto 485/1997, de 14 de abril, sobre disposiciones mínimas en materia de señalización de seguridad y salud en el trabajo − Real Decreto 486/1997, de 14 de abril, por el que se establecen las disposiciones mínimas de seguridad y salud en los lugares de trabajo − Real Decreto 487/1997, de 14 de abril, sobre disposiciones mínimas de seguridad y salud relativas a la manipulación manual de cargas que entrañe riesgos, para los trabajadores − Real Decreto 773/1997, de 30 de mayo, sobre disposiciones mínimas de seguridad y salud relativas a la utilización por los trabajadores de equipos de protección individual − Real Decreto 840/2015, de 21 de septiembre, por el que se aprueban medidas de control de los riesgos inherentes a los accidentes graves en los que intervengan sustancias peligrosas. − Real Decreto 1215/1997, de 18 de julio, por el que se establecen las disposiciones mínimas de Seguridad y Salud para la utilización por los trabajadores de los equipos de trabajo − Real Decreto 1627/1997, de 24 de octubre, por el que se establecen disposiciones mínimas de seguridad y salud en las obras de construcción − Real Decreto 780/1998, de 30 de abril, por el que se modifica el Real Decreto 39/1997, de 17 de enero, por el que se aprueba el Reglamento de los servicios de prevención − Real Decreto 614/2001, de 8 de junio, sobre disposiciones mínimas para la protección de la salud y seguridad de los trabajadores frente al riesgo eléctrico 62 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto − Real Decreto 1311/2005, de 4 de noviembre, sobre la protección de la salud y la seguridad de los trabajadores frente a los riesgos derivados o que puedan derivarse de la exposición a vibraciones mecánicas − Real Decreto 604/2006, de 19 de mayo, por el que se modifican el Real Decreto 39/1997, de 17 de enero, por el que se aprueba el Reglamento de los Servicios de Prevención, y el Real Decreto 1627/1997, de 24 de octubre, por el que se establecen las disposiciones mínimas de seguridad y salud en las obras de construcción. − Real Decreto 330/2009, de 13 de marzo, por el que se modifica el Real Decreto 1311/2005, de 4 de noviembre, sobre la protección de la salud y la seguridad de los trabajadores frente a los riesgos derivados o que puedan derivarse de la exposición a vibraciones mecánicas − Real Decreto 899/2015, de 9 de octubre, por el que se modifica el Real Decreto 39/1997, de 17 de enero, por el que se aprueba el Reglamento de los Servicios de Prevención − Ley 54/2003, de 12 de diciembre, de reforma del marco normativo de la Prevención de Riesgos Laborales − Real Decreto 286/2006, de 10 de marzo, sobre la protección de la salud y la seguridad de los trabajadores contra los riesgos relacionados con la exposición al ruido 4.3 Normativa urbanística − R.D. 314/2006, de 17 de marzo, por el que se aprueba el Código Técnico de la Edificación y sus documentos básicos. − Plan general de ordenación urbana de . − Código de Urbanismo de la Comunidad de Madrid 4.4 Instalaciones eléctricas − Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico − Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico − Normativa Técnica Particular de la Compañía Eléctrica de la zona. − Normas UNE, UNE-EN y IEC aplicables. − Recomendaciones UNESA aplicables. − Procedimientos de Operación de Red Eléctrica de España. − Instrucciones técnicas de los fabricantes y suministradores de equipos. 63 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto − Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica − Real Decreto 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico − Real Decreto 7/2006, de 23 de junio, por el que se adoptan medidas urgentes en el sector energético − Real Decreto 23/2020, de 23 de junio, por el que se aprueban medidas en materia de energía y en otros ámbitos para la reactivación económica. − Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica − Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica − Real Decreto 2351/2004, de 23 de diciembre, por el que se modifica el procedimiento de resolución de restricciones técnicas y otras normas reglamentarias del mercado eléctrico − Real Decreto 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico − Real Decreto 7/2006, de 23 de junio, por el que se adoptan medidas urgentes en el sector energético − Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento Unificado de Puntos de Medida del Sistema Eléctrico y sus Instrucciones Técnicas Complementarias (Orden 12 de abril de 1999) y Procedimientos Técnicos (Resolución de 12 de febrero de 2004 de la Secretaría de Estado de Energía, Desarrollo Industrial y Pequeña y Mediana Empresa) − Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica − Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico − Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables − Real Decreto 1183/2020, de 29 de diciembre, de acceso y conexión a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica 70 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto Medio Natural- Madrid Hasta X = 452410.6877 Y= 4484967.9773 17 Dirección General del Medio Natural- Madrid Via pecuaria vereda Vallado 17308K4VK5813B0001LJ Paralelismos Desde X = 452329.9949 Y = 4484426.9551 Hasta X = 452337.1319 Y= 4484082.0508 18 Dirección General del Medio Natural- Madrid Via pecuaria vereda Parcela 17308K4VK5813B0001LJ Paralelismos Desde X = 449355.3805 Y = 4483832.4612 Hasta X = 449877.0918 Y= 4486504.6715 19 Dirección General del Medio Natural- Madrid Via pecuaria vereda Vallado 17308K4VK5813B0001LJ Paralelismos Desde X = 449911.6119 Y = 4484869.4719 Hasta X = 449510.6429 Y= 4484467.3041 20 Confederación Hidrográfica del Tajo Agua fluyente Vallado 17308K4VK5813B0001LJ Paralelismos Desde X = 449876.8573 Y = 4485543.1522 Hasta X= 450838.4616 Y= 4485195.2793 21 Confederación Hidrográfica del Tajo Agua fluyente Vallado 17308K4VK5813B0001LJ Paralelismos Desde X = 451546.787 Y = 4485200.0031 Hasta X= 452303.564 Y= 4484892.2758 22 Confederación Hidrográfica del Tajo Agua fluyente Vallado 17308K4VK5813B0001LJ Paralelismos Desde X = 452267.8589 Y = 4485977.9613 Hasta X= 452303.564 Y= 4484892.2758 23 Confederación Hidrográfica del Tajo Agua fluyente Vallado 17308K3VK5813B0001PJ Paralelismos Desde X = 452329.9949 Y = 4484426.9551 Hasta X= 452017.2021 Y= 4483955.5237 24 Dirección General del Medio Natural- Madrid Via pecuaria vereda Vallado 17308K4VK5813B0001LJ Paralelismos Desde X = 449911.6119 Y = 4484869.4719 Hasta X = 452410.6877 Y= 4484967.9773 25 Dirección General del Medio Natural- Madrid Via pecuaria vereda Vallado 17308K4VK5813B0001LJ Paralelismos Desde X = 452329.9949 Y = 4484426.9551 Hasta X = 452337.1319 Y= 4484082.0508 Tabla 14. Cruzamientos y paralelimos de la planta fotovoltaica y planta de hidrógeno. Fuente: elaboración propia. 71 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto En la anterior tabla no se incluirán los cruzamientos y paralelismos con instalaciones del propio aeropuerto (por ejemplo, cruce de líneas de la PSFV con las carreteras internas del aeropuerto) ni entre los distintos elementos de la propia planta (por ejemplo, cruzamientos de línea de BT con MT), pero si se tendrán en cuenta en el diseño del cableado y en las servidumbres correspondientes. 72 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto 6 PLANTA FOTOVOLTAICA 6.1 Objeto El proyecto de la planta solar fotovoltaica EL CARRAL PSFV, consistirá en el diseño y dimensionamiento de instalación de una planta de generación de 151.80 MWpico/127.42 MWn, con módulos fotovoltaicos de tecnología monocristalina, seguimiento solar a un eje horizontal y módulos bifaciales, que se construirá en el término municipal de . Las principales características de la planta son: DATOS GENERALES Potencia instalada en transformadores (MVA) 121,6 Potencia pico (MWp) 151.8 Potencia Instalada en inversores (kW) 127.4 MÓDULOS - STRINGS Potencia pico del módulo (Wp) 440 Número de módulos en serie por string 27 Número de strings 12778 Número de módulos 345006 Potencia instalada en módulos (KWp) 151802.64 ESTRUCTURA DE SOPORTE DE LOS MÓDULOS Tipo Seguidor horizontal 2V Composición 2 strings de 27 módulos Número de módulos por estructura 54 Potencia pico por estructura/seguidor (Wp) 23760 Número de estructuras/seguidores 6389 INVERSORES Potencia nominal 352 kWca Número de inversores 362 Potencia instalada en inversores (kW) 127424 Tensión nominal de salida (V) 800 CENTROS DE TRANSFORMACIÓN Tensiones nominales @40ºC (kV) 0,8/10-35 kV Número de inversores medio por centro 9.5 Potencia nominal @40ºC (kVA) 3200 Número de centros de transformación 38 Potencia total en transformadores @40ºC (MVA) 121.6 73 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto Tabla 15. Características principales de la planta fotovoltaica. Fuente: elaboración propia. 6.2 Antecedentes La finalidad del parque fotovoltaico será la de verter la energía generada a la planta de hidrógeno directamente, mediante conexión a la red de distribución de AT. En base a la GUIA BT-40, la instalación es de la tipología “Instalación Interconectada tipo c2”, y sigue el esquema 15 de dicha guía “Instalación generadora y suministro asociado, conexiones independientes a la Red de Distribución en AT del generador y el suministro asociado” Ilustración 61. Esquema de conexión de la instalación. Fuente: Ministerio de Industria, Energía y Turismo, GUIA BT-40 El alcance del punto 6.4 de la sección 2.1 vendrá dado por la instalación generadora (solar fotovoltaica) propiamente dicha, la transformación de la corriente continua (c.c.) en alterna (c.a.), y la elevación de la tensión hasta niveles de 30 kV, así como la evacuación hasta la planta de hidrógeno. El método de funcionamiento de una planta solar fotovoltaica consiste en el aprovechamiento de la energía del sol para su transformación en energía eléctrica, la cual, posteriormente, podrá ser cedida a la red de distribución o transporte para ser consumida por el usuario que se conecte a la misma, o podrá ser evacuada de forma directa a otras instalaciones sin paso previo por la red general, como es nuestro caso. Debido al auge de las energías renovables, y más concretamente a la explicada anteriormente, surge la necesidad de desarrollar una ingeniería específica que se centre en la infraestructura de evacuación de las instalaciones de generación de energías renovables que se enmarcan en el presente proyecto de ejecución. 74 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto La planta de generación eléctrica con fuentes renovables que servirá de base para la ingeniería de ejecución de este proyecto será la siguiente: EL CARRAL PSFV 127.42 MW instalados (151.80 MW pico) 6.3 Situación y emplazamiento 6.3.1 Localización, emplazamiento y superficie de parcelas La planta fotovoltaica EL CARRAL PSFV estará situada en el término municipal de Madrid (Madrid). Las coordenadas geométricas de los vértices del vallado de la planta fotovoltaica son: VALLADO VÉRTICES COORDENADA X COORDENADA Y 1 1 449667.38 4484032.36 2 449659.09 4484072.11 3 449874.37 4484223.91 4 449867.46 4484304.61 5 449855.09 4484329.77 6 449833.58 4484347.15 7 449881.58 4484359.58 8 449889.48 4484402.16 9 449752.89 4484401.98 10 449747.99 4484503.49 11 450026.49 4484502.66 12 450136.91 4484556.80 13 450118.14 4484484.16 14 450281.29 4484416.65 15 450293.95 4484455.04 16 450403.68 4484414.19 17 450403.97 4484378.53 18 450460.84 4484373.55 19 450542.54 4484162.55 20 450523.43 4483969.52 75 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto VALLADO VÉRTICES COORDENADA X COORDENADA Y 21 450470.86 4483963.38 22 450476.29 4484010.72 23 449550.03 4484546.90 24 449791.03 4484777.64 25 449865.64 4484802.47 26 449907.85 4484798.48 27 449991.84 4484756.71 28 450073.04 4484706.12 29 450131.39 4484638.83 30 450124.13 4484590.14 31 450055.33 4484548.62 2 32 449806.99 4485679.77 33 449778.36 4485806.15 34 449861.99 4485906.48 35 449889.67 4485899.39 36 449891.20 4485829.28 37 449920.83 4485790.18 38 450042.08 4485775.29 39 450048.98 4486173.68 40 449969.92 4486199.42 41 449967.18 4486358.46 42 450006.54 4486364.99 43 450017.57 4486437.00 44 449960.67 4486393.61 45 449945.90 4486447.27 46 449968.36 4486448.53 76 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto VALLADO VÉRTICES COORDENADA X COORDENADA Y 47 449968.07 4486469.59 48 449954.15 4486470.77 49 449952.41 4486563.82 50 450714.42 4487005.56 51 450785.59 4485315.46 52 450596.30 4485361.91 53 450461.09 4485339.15 54 450335.08 4485374.05 55 449927.71 4485632.99 3 56 451587.16 4484029.48 57 451574.15 4484438.44 58 451848.61 4484442.45 59 451832.97 4484372.37 60 451843.52 4484272.49 61 451897.55 4484025.40 4 62 451929.12 4484021.17 63 451867.03 4484374.16 64 451882.42 4484449.45 65 452293.88 4484434.58 66 452309.56 4484417.82 67 452213.75 4484073.00 68 452130.60 4484071.75 69 452096.34 4484002.80 5 70 451540.30 4484484.04 71 451541.23 4484798.30 72 451864.26 4484802.25 77 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto VALLADO VÉRTICES COORDENADA X COORDENADA Y 73 451896.69 4484753.65 74 451917.56 4484662.44 75 451905.83 4484573.28 76 451857.73 4484474.10 6 77 451548.15 4484860.91 78 451545.15 4485157.07 79 451645.73 4485198.22 80 451759.31 4485179.66 81 451749.77 4485036.58 82 451777.64 4484932.90 83 451837.61 4484831.59 84 451583.87 4484837.63 7 85 451553.34 4485350.66 86 451552.67 4486228.62 87 451744.22 4486210.29 88 451751.63 4486174.69 89 451774.73 4486152.70 90 451878.78 4486122.63 91 451752.87 4485258.99 92 451620.52 4485295.15 93 451633.61 4485352.96 94 451601.92 4485368.21 8 95 451815.51 4485226.17 96 451919.50 4486119.87 97 451957.05 4486180.18 98 452081.51 4486107.75 78 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto VALLADO VÉRTICES COORDENADA X COORDENADA Y 99 452234.79 4485963.36 100 452326.50 4485843.26 101 452299.82 4484933.99 102 452172.28 4484977.25 103 452142.96 4485071.36 9 104 449898.30 4485629.30 105 450337.10 4485374.60 106 450462.39 4485339.08 107 450592.26 4485350.85 108 450789.25 4485248.33 109 450837.46 4485248.33 110 450754.02 4486722.95 111 450726.82 4487015.67 112 449952.35 4486564.74 113 449953.70 4486401.51 114 449969.66 4486198.28 115 450049.88 4486159.25 116 450041.63 4485780.40 117 449897.82 4485788.87 118 449898.30 4485629.30 119 450337.10 4485374.60 Tabla 16. Vértices de las 8 parcelas que conforman la planta PSFV EL CARRAL. Fuente: elaboración propia. Los informes de compatibilidad urbanísticas de los terrenos del término municipal de Madrid deberán ser aprobados autorizando así los terrenos a su uso como instalaciones de producción de energía renovables. La planta se ejecutará en suelo de topografía sensiblemente plana y lejos de emplazamientos de clasificación ambiental especial (ZEPA y LIC). A su vez, cumplirá con las indicaciones del plan general de ordenación del Ayuntamiento de Madrid. 79 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto La topografía del terreno es suave (principalmente llano) en su mayoría sin resaltes importantes, estando dentro de los máximos admitidos por los sistemas fotovoltaicos, como se puede observar en las siguientes imágenes. Sin embargo, ciertas zonas presentan pendientes excesivamente pronunciadas que superan las permitidas por el fabricante de las estructuras utilizadas (17% dirección N-S), por lo que se ha evitado la instalación de estructuras en dichas zonas. Ilustración 62. Vista de pájaro del terreno de implantación de la planta fotovoltaica, y planta de hidrógeno. Fuente: Google Earth. Ilustración 63. Vista de pájaro del terreno de implantación de la planta fotovoltaica, y planta de hidrógeno. Fuente: Google Earth. En cuanto a las características hidrológicas de la planta, se observan tres arroyos de importancia que atraviesan zonas cercanas a la planta: el Arroyo de la Vega, en la zona norte, el Arroyo de las Zorreras, en la zona media, y el Arroyo de Valdebebas, en la zona sur. Se han respetado todas las servidumbres establecidas tanto con los arroyos como con el resto de elementos como carreteras, edificios, etc… recogidas en la normativa nacional y autonómica. El terreno pese a ser mayoritariamente despejado, consta de algunos pequeños arbustos, y algún árbol de tamaño medio (en torno a 4-5 metros). Se ha establecido una servidumbre de 5 metros respecto a los árboles. Las servidumbres de las líneas eléctricas de la planta vienen recogidas en el Reglamento ITC-BT- 07 e ITC-LAT 06. A modo de resumen, las aplicables en la planta fotovoltaica son las siguientes: LÍNEAS DE MUY BAJA TENSIÓN (<1 kV) NORMA GENERAL La norma no especifica profundidades mínimas 86 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto 6.4.4.4.8 Limitación de los campos magnéticos Los centros de transformación se encuentran en el interior de los recintos de la planta, por lo que no son accesibles por el público en general, y no se encuentran próximos a edificios de otros usos. Por lo que no se considera necesario, la realización de un estudio de los campos magnéticos en las proximidades de estos, conforme lo indicado en el apartado 4.7 de la ITC-RAT 14. 6.4.4.5 Centros de seccionamiento Los centros serán de tipo interior, en edificio prefabricado y contarán con las celdas suficientes, según sea necesario para la agrupación de líneas de media tensión. 6.4.4.5.1 Celdas de media tensión Cada centro posee los tipos de celdas siguientes: Dos o tres líneas para las entradas, con interruptor-seccionador Una de protección para la salida, con interruptor automático e interruptorseccionador Las principales características de las celdas de línea y protección son las siguientes: Aislamiento SF 6 Tensión asignada 36 kV Corriente nominal 630 A Corriente admisible asignada de corta duración 20 kA / 3s Tensión soportada asignada a frecuencia industrial (1 min) 70 kV Tensión soportada asignada a impulso tipo rayo 170 kV Tabla 25. Características técnicas del centro de seccionamiento. Fuente: Empresa Privada. 6.4.4.5.2 Ventilación Para la evacuación del calor generado en el interior del centro de seccionamiento, deberá posibilitarse una circulación de aire. El edificio contará con rejas de ventilación en las fachadas. Se construirán de modo que impidan el paso de pequeños animales, la entrada de agua de lluvia y los contactos accidentales con partes en tensión si se introdujeran elementos metálicos por las mismas. La ventilación del centro se realizará por convección natural mediante las rejas de entrada y salida de aire dispuestas para tal efecto. 6.4.4.5.3 Servicios auxiliares Cada centro contará con un cuadro de baja tensión, que alimentarán los servicios auxiliares de cada centro, tales como, alumbrado, fuerza y los equipos de protección del centro. Este cuadro será alimentado desde la red de servicios auxiliares de la planta. 6.4.4.5.4 Protección contra incendios Se incluirá un extintor de CO2 por centro. 6.4.4.5.5 Limitación de los campos magnéticos Los centros de seccionamiento se encuentran en el interior de los recintos de la planta, por lo que no son accesibles por el público en general, y no se encuentran próximos a edificios de otros. Por consiguiente, no se considera necesario, la realización de un estudio de los campos magnéticos en las proximidades de estos, conforme lo indicado en el apartado 4.7 de la ITC-RAT 14. 87 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto 6.4.5 Conductor de baja tensión para corriente continua El conductor de corriente continua tendrá las siguientes características generales: Designación: ........................................ PRYSMIAN PRYSOLAR H1Z2Z2-K Tensión asignada cc:.................................................. 1,0/1,0 kV; 1,8 kV máx Material Conductor:.......... Cobre recocido estaño. Clase 5, según UNE 60228 Aislamiento: ................................ Elastómero termoestable libre de halógenos Cubierta exterior: ........................ Elastómero termoestable libre de halógenos Temperatura máxima del conductor: 90ºC (120ºC por 2000h), 250ºC cortocircuito La sección utilizada en todos los cables de string es de 6mm2. Los cálculos necesarios para la justificación de las secciones de cable empleado en cada uno de los circuitos de baja tensión continua se presentarán en la sección 2.2. 6.4.6 Conductor de baja tensión para corriente alterna El conductor de corriente alterna de baja tensión tendrá las siguientes características generales: Designación: ..... AL VOLTALENE FLAMEX CPRO (S) – AL XZ1 (S) Tensión asignada c.a: .......................................... 0,6/1 kV; 1,2 kV máx Material Conductor:...................... Aluminio clase 2, según UNE 60228 Aislamiento: ........................... Mezcla de polietileno reticulado (XLPE) Cubierta exterior: ......................................... Mezcla libre de halógenos Temperatura máxima del conductor en servicio permanente: ......... 90ºC La sección utilizada en todos los cables de baja tensión de corriente alterna es de 630mm2. Los cálculos necesarios para la justificación de las secciones de cable empleado en cada uno de los circuitos de baja tensión alterna se presentarán en la sección 2.2. 6.4.7 Conductor de media tensión Los centros de transformación se conectarán entre ellos, con los centros de seccionamiento, el centro de protección y medida y la subestación mediante líneas subterráneas de 30 kV, conductores unipolares de aluminio tipo Al HEPRZ1, tensión 18/30 kV . Designación: ................................................................................ AL RH5Z1 Tensión nominal: ............................................................................. 18/30 kV Material conductor: ............................... Aluminio clase 2, según UNE 60228 Aislamiento: ......................................................................................... HEPR Pantalla: .......................................... Capa extrusionada de material conductor Cubierta exterior: ............................................. Poliolefina libre de halógenos Temperatura máxima del conductor en servicio permanente: ............... 105 ºC Las secciones escogidas para los cables de media tensión se encuentran en el rango de 240mm2- 500mm2 Los cálculos necesarios para la justificación de las secciones de cable empleado en cada uno de los circuitos de media tensión se presentarán en la sección 2.2. 88 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto CIRCUITO Desde Hasta Longitud (m) Sección (mm2) CIRCUITO 1 CT1 CT2 324.00 240 CT2 CT3 199.00 240 CT3 CT4 184.00 240 CT4 CT5 232.00 240 CT5 CT6 504.00 240 CT6 SET 852.00 400 CIRCUITO 2 CT8 CT7 365.00 240 CT7 CT10 209.00 240 CT10 CS 8.00 240 CS CT11 236.00 240 CT11 CT12 144.00 240 CT12 PC2 386.00 400 PC2 SET 866.00 500 CIRCUITO 2' CT9 CS 368.00 240 CS CT11 236.00 240 CT11 CT12 144.00 240 CT12 PC2 386.00 400 PC2 SET 866.00 500 CIRCUITO 3 CT22 CT19 337.00 240 CT19 CT16 227.00 240 CT16 PC1 204.00 240 PC1 CT13 263.00 240 CT13 PC2 90.00 240 PC2 SET 866.00 240 CIRCUITO 4 CT21 CT20 65.00 240 CT20 CT18 233.00 240 CT18 CT17 220.00 240 CT17 CT15 309.00 240 CT15 CS 34.00 240 CS PC1 293.00 400 PC1 PC2 356.00 500 PC2 SET 866.00 500 CIRCUITO 4' CT14 CS 305.00 240 89 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto CIRCUITO Desde Hasta Longitud (m) Sección (mm2) CS PC1 293.00 400 PC1 PC2 356.00 500 PC2 SET 866.00 500 CIRCUITO 5 CT38 CT37 292.00 240 CT37 CT36 199.00 240 CT36 CS (PC6) 148.00 240 CS (PC6) CT35 18.00 240 CT35 PC7 231.00 400 PC7 SET 227.00 400 CIRCUITO 5' CT32 PC5 221.00 240 PC5 CS (PC6) 209.00 240 CS (PC6) CT35 18.00 400 CT35 PC7 231.00 400 PC7 SET 227.00 400 CIRCUITO 6 CT23 CT24 173.00 240 CT24 CT26 230.00 240 CT26 CT25 258.00 240 CT25 CT29 237.00 240 CT29 CT28 302.00 240 CT28 PC3 19.00 400 PC3 PC4 210.00 500 PC4 PC7 939.00 400 PC7 SET 227.00 500 CIRCUITO 7 CT27 PC3 167.00 240 PC3 CT31 (PC4) 211.00 240 CT31 (PC4) CT30 300.00 240 CT30 CT34 420.00 240 CT34 CT33 283.00 240 CT33 PC5 180.00 240 PC5 PC7 462.00 400 PC7 SET 227.00 400 Tabla 26. Secciones empleadas en el cableado de media tensión. Fuente: elaboración propia. 90 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto A la planta “EL CARRAL H2” le llegarán un total de 7 circuitos procedentes de la planta solar fotovoltaica EL CARRAL PSFV. 6.4.7.1 Tendido El tendido se efectuará sobre terrenos totalmente accesibles, por terrenos tanto de dominio público como particulares. Los conductores irán, en general, instalados directamente enterrados, a una profundidad no inferior a 0,8m del nivel del suelo en terrizo, ni de 1m en calzada o caminos. Los cruzamientos con carreteras se realizarán con los conductores enterrados bajo tubo de PEHD. Irá Se situarán arquetas a ambos lados del cruzamiento. En general, en los tramos bajo tubo se dispondrán arquetas tipo A1, para registros de tendido en alineaciones, y tipo A2 para empalmes o cambios de dirección. Habrá una arqueta cada 40 metros como máximo, en cambios de dirección o en punto de acometida. 6.4.7.2 Tubos En la planta se utilizarán tubos de polietileno de diferentes diámetros para el tendido de los circuitos por las zanjas como se representa en los planos de detalle de las zanjas. 6.4.7.3 Empalmes Los empalmes serán necesarios en aquellos puntos, distintos a centros de seccionamiento o centros de transformación, en los que se realice un cambio de sección en el cableado. Serán adecuados para el tipo de conductor empleado y aptos igualmente para la tensión de servicio. Los empalmes para conductores con aislamiento seco podrán estar constituidos por un manguito metálico que realice la unión a presión de la parte conductora, sin debilitamiento de sección ni producción de vacíos superficiales. El aislamiento podrá ser constituido a base de cinta semiconductora interior, cinta autovulcanizable, cinta para compactar, trenza de tierra y nuevo encintado de compactación final, o utilizando materiales termorretráctiles, o premoldeados u otro sistema de eficacia equivalente. 6.4.7.4 Terminaciones Las botellas terminales serán adecuadas para el tipo de conductor empleado y aptos igualmente para la tensión de servicio. Sus características serán: Tensión asignada Uo/U 18/30 kV Tensión más elevada de la red Um 36 kV Tensión a impulsos tipo rayo entre conductor y pantalla 170 kV cresta Tabla 27. Características técnicas de las botellas terminales. Fuente: Empresa privada. 6.4.7.5 Puesta a tierra En los extremos de la línea se colocará un dispositivo que permita poner a tierra los conductores en caso de trabajos o reparación de averías, con el fin de evitar posibles accidentes originados por existencia de cargas de capacidad. Las pantallas de los cables estarán puestas a tierra en los dos extremos de las líneas de forma permanente de forma que permiten mejorar la puesta a tierra de los centros de transformación. 91 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto 6.4.8 Protecciones 6.4.8.1 Baja tensión en corriente continua Se instalarán fusibles para la protección de sobreintensidades en el lado de corriente continua de los inversores en cada uno de los polos. Los fusibles serán del tipo PV según la norma UNE-EN 60269-6:2016 fusibles de baja tensión parte 6: requisitos suplementarios para los cartuchos fusibles utilizados para la protección de sistemas de energía fotovoltaica. Además, el inversor también estará equipado con protectores contra sobretensiones en el lado de corriente continua. Por último, el inversor también estará equipado con un dispositivo para la detección de la resistencia de aislamiento en corriente continua con el que poder detectar si hay alguna falta. 6.4.8.2 Baja tensión en corriente alterna Los circuitos de corriente alterna estarán protegidos a la salida del inversor y en el cuadro de baja tensión de los centros de transformación. En el lado de corriente alterna, el inversor estará equipado con protecciones contra intensidades de cortocircuito, así como sobretensiones. 6.4.8.3 Media tensión Se utilizarán seccionadores que se ajustarán a lo indicado en la Norma. Sus características serán las adecuadas a la intensidad máxima del circuito donde hayan de instalarse. Además de las protecciones existentes en la cabecera de la línea se dispondrán protecciones contra sobreintensidades y sobretensiones. Se instalarán cortacircuitos fusibles de acuerdo con la norma y una intensidad nominal acorde a las necesidades de la instalación. 6.4.9 Sistema de puesta a tierra El sistema de puesta a tierra se ha configurado según la ITC-BT-18, así como la ITC-RAT 13. De manera resumida se deberán poner a tierra, los siguientes elementos: Marcos de módulos y estructuras Carcasas de los inversores Partes metálicas de los centros de transformación. Partes metálicas de los centros de protección y medida, así como el neutro del secundario del transformador de SSAA Elementos auxiliares con envolventes metálicas accesibles que son susceptibles de quedar en tensión. 6.4.9.1 Resistividad del terreno Se ha considerado una resistividad del terreno de 1.5 K*m/W 6.4.9.2 Marcos de módulos y estructuras Se realizará un trazado de malla equipotencial sobre la extensión del campo solar con cable aislado de 35 mm2. Esta red recorre todas las estructuras de forma transversal. Al paso por cada seguidor, se realizará una conexión con el mismo, mediante latiguillo de cable de cobre aislado y unión con terminal atornillado. 92 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto La malla equipotencial discurrirá por los pasillos de la planta fotovoltaica y se realizarán uniones equipotenciales mediante cable aislado de 16 mm2 entre las diferentes mesas que forman una hilera, de manera que se garantizará la equipotencialidad entre todas las estructuras. Los marcos de los módulos estarán conectados a esta malla equipotencial mediante la conexión con los perfiles metálicos que componen las estructuras. 6.4.9.3 Inversores La puesta a tierra de las carcasas de los inversores se conectará a la malla equipotencial mediante cable de 16mm2 y unión a las estructuras mediante terminal atornillado. 6.4.9.4 Centros de transformación En los centros de transformación se realizarán dos puestas a tierras, la de protección y la de servicio. Estas deberán ser independientes y estar separadas al menos 15m con la finalidad de evitar que durante la evacuación de un defecto a tierra en el centro de transformación se transfieran tensiones pudiendo quedar las masas de la instalación sometidas a tensiones de contacto peligrosas. Para que se verifique lo anterior, en la zona de influencia del electrodo de protección sobre el de servicio, el conductor de la puesta a tierra de servicio será de cobre aislado con aislamiento RV-K y bajo tubo de PVC. La red de tierra de protección se realizará mediante un electrodo de cobre desnudo con forma de anillo rectangular de 50 mm2 de sección, enterrado no menos de 0,5m. A esta red de tierra de protección se conectarán la malla equipotencial y las pantallas de los conductores de media tensión. La red de tierra de servicio para la puesta a tierra del neutro del transformador de servicios auxiliares se realizará mediante una hilera de picas de acero cobrizado. La justificación de la solución adoptada para la red de tierra de protección y la tierra de servicio de los centros de transformación vendrán detalladas en el anexo de cálculo de la instalación de media tensión. 6.4.9.5 Centros de protección y medida Solamente dispondrá de una tierra de protección que se realizará mediante un electrodo de cobre desnudo con forma rectangular de 50 mm2 de sección, enterrado a no menos de 0,5m. Esta tierra deberá estar separada con respecto a las tierras de los centros de transformación al menos a 15m. 6.4.9.6 Elementos auxiliares La puesta a tierra del sistema de CCTV será mediante electrodos locales compuestos de cable desnudo y picas de tierra. Desde estos electrodos se dará también tierra al vallado perimetral. Los edificios de control y almacén contarán también con electrodos locales compuestos de cable desnudo y picas de tierra. 6.4.9.7 Materiales Los principales componentes del sistema de puesta a tierra serán: Electrodo enterrado, en centros de transformación y protección y medida: formado por conductor de cobre desnudo de 50 mm2 Picas: Picas de acero recubiertas de cobre: 14 mm de diámetro y 2 metros de altura Latiguillo de conexión a equipos: 16 mm2 de sección transversal Latiguillo de conexión a equipos: 35 mm2 de sección transversal 93 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto 6.4.10 Instalación de seguridad y videovigilancia Se instalará un sistema de videovigilancia (CCTV) en tiempo real distribuido por la planta. El sistema de cámaras estará concebido de tal manera que en el mismo pueda habilitarse un barrido de toda la extensión de la planta, con detector de movimiento configurable. Dicho sistema será autónomo y será gestionado por un servidor web integrado o sistema equivalente. Todos los canales de CCTV irán grabados sobre un disco duro, y el conexionado de los equipos grabadores será IP. Las cámaras serán de tipo térmicas analógicas, las cuales se convertirán en digitales para poder transmitir la señal a través de fibra óptica. Serán válidas para instalaciones exteriores, a prueba de corrosión, agua, polvo y empañamiento de la lente. Las cámaras se instalarán en lugares altos quedando a una altura sobre el nivel del suelo que sea suficiente para evitar obstáculos. También permitirán el cambio automático de color a blanco y negro cuando las condiciones de luminosidad sean bajas. Se estima una actividad diaria en un turno de trabajo para labores de vigilancia, mantenimiento y limpieza, lo que garantizará la observación constante del parque. Durante la construcción se estiman medidas adicionales de seguridades, a pesar de realizar un cercado de seguridad perimetral, mediante vigilancia permanente. 6.4.11 Instalación de monitorización y comunicaciones El sistema de control y monitorización de la planta estará basado en un sistema PPC (Power Plant Controller) en el que se incluirá un SCADA para la monitorización y el sistema de control, así como todos los equipos necesarios para comunicar con el resto de los sistemas de la planta. El sistema integrará la información procedente de los componentes suministrados por diferentes contratistas, permitiendo la operación y monitorización global del funcionamiento de la planta, la detección de fallos y modificaciones del funcionamiento de distintos componentes. El sistema de Control y Monitorización permitirá supervisar en tiempo real la producción de la planta, permitiendo atender de forma inmediata cualquier incidencia que afecte o pueda afectar a la producción y permitiendo la optimización de la capacidad productiva al operador. En la medida de lo posible se cablearán mediante fibra óptica todos los componentes de los cuales se solicite señalización, evitando en la medida de lo posible la utilización de contactos procedentes de relés auxiliares. La recepción de información por parte de los inversores será mediante los cables de alimentación. 6.4.12 Estaciones meteorológicas Se instalarán estaciones meteorológicas en la planta con la finalidad de disponer de las condiciones ambientales en las instalaciones de monitorización y control de la planta. Se instalará un número de estaciones meteorológicas siguiendo una relación de 3 estaciones meteorológicas por cada 50 MWp por lo que se tendrían que instalar un total de 7 en la PSFV EL CARRAL pues la potencia pico instalada es de 151.80 MWp. Las estaciones meteorológicas vendrán dotadas como mínimo de los siguientes componentes: Un (1) piranómetro el cual mida la irradiancia en el plano horizontal (GHI) Un (1) piranómetro el cual mida la irradiancia en el plano inclinado en el que se encuentren los paneles (POA) Una (1) estación meteorológica multiparamétrica con sensor de temperatura ambiente, humedad, presión velocidad y dirección del aire Una (1) sonda de temperatura de panel Un (1) mástil y accesorios de montaje. 94 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto Todos los sensores de las estaciones meteorológicas se conectarán directamente al PPC. 6.4.13 Obra civil 6.4.13.1 Preparación del terreno y movimientos de tierra El estudio de la orografía empleado para la implantación de la planta muestra zonas con inclinaciones de terreno que impiden la instalación de seguidores. Se ha decidido no realizar movimientos de tierra en estas zonas, por ello la obra civil se limitará a los viales internos, a las explanaciones de los edificios y a las canalizaciones. Se realizarán los trabajos de desbroce y preparación mínimos e indispensables del terreno para el soporte de las estructuras de los módulos fotovoltaicos, afectando lo menos posibles a la topografía. La terminación superficial será el terreno natural. En la medida de lo posible, no se retirará la capa vegetal, salvo en los casos descritos anteriormente donde se retirará dicha capa y se esparcirá dentro de los límites del cerramiento. Se priorizará disponer los excedentes de tierra provenientes de excavaciones en las zonas de terreno donde sea necesario rellenarlas. En caso de generarse excedentes, estos se dispondrán en vertederos autorizados para ello por la autoridad competente. Para la ejecución de los caminos se retirará la capa de Nivel 0 del terreno, manto vegetal, para garantizar la capacidad portante del terreno. 6.4.13.2 Drenaje Se realizará el sistema de drenaje de aguas pluviales para evitar la acumulación de aguas y se le dará salida conforme al perfil natural del terreno donde sea necesario. Se ejecutarán los caminos enrasados al nivel del suelo. El sentido de drenaje de la parcela será paralelo a los caminos. Será suficiente con que el desnivel del vial respecto al terreno colindante sea mayor a 15 cm. 6.4.13.3 Excavación de zanjas La excavación de las zanjas para las canalizaciones se realizará mediante procedimientos mecánicos con la pala de una retroexcavadora o emplea de una zanjadora de disco. Deberá dejarse la superficie del fondo de la zanja limpia y firme. Se eliminará del fondo todos los materiales sueltos o flojos y se rellenan huecos y grietas. Se quitan las rocas sueltas o disgregadas y todo material que se haya desprendido de los taludes. En el caso de cruzamientos con líneas eléctricas, conducciones de agua, gas o cualquier otro tipo de elementos, habrá presente personal de ayuda a la excavación para evitar la rotura de los elementos de cruce. Al menor signo de presencia de los elementos, se parará la excavación mecánica y se procederá a la excavación manual, siempre sin dañar los elementos de cruce. 6.4.13.4 Vallado El vallado perimetral que se ejecutará poseerá las siguientes características: Cerramiento cinegético soldado 245/17/15 (2,45m de altura, 17 alambres horizontales, 30 cm de separación entre alambres verticales) con galvanización. Espacio libre desde el suelo hasta la malla de, al menos, 15 cm y con cuadros de tamaño mínimo de 300 cm², para permitir el paso de la fauna. Carecerá de elementos cortantes o punzantes en todo el trazado del vallado. 95 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto Los postes del vallado perimetral serán metálicos de acero galvanizado. Los postes se soportarán mediante cimentaciones de hormigón de Ø30 cm. La separación de los postes de vallado será de 3 metros como máximo entre postes intermedios y un máximo de 100 metros entre postes jabalcones, de arranque o de escuadra (esta distancia podrá variar dependiendo del suministrador, siempre que se garantice el correcto funcionamiento, mediante previa justificación del mismo). Se colocarán postes de escuadra en las esquinas del cerramiento y postes de arranque al inicio del cerramiento. Se colocarán placas anticolisión metálicas de color con alto contraste con el entorno (blanca), de forma rectangular, colocadas en la parte superior de los vallados, sujetas de forma que se evite el desplazamiento y con una separación máxima de 8 metros. Los postes serán provistos de terminales para la PAT. Alambres: o El diámetro de los alambres será de 2,50 mm o Las puertas se localizarán en las inmediaciones de acceso a planta con un ancho de 6 m. 6.4.13.5 Caminos En el diseño de los caminos se deberá tener en cuenta la conexión con la vía pública más cercana. Los viales serán perimetrales e interiores. Los caminos serán de 4 m de ancho para pasos de un único sentido de circulación. Además, deben permitir el radio de curvatura de los camiones para una buena logística de la obra. Los caminos internos y perimetrales serán de tierra de al menos 4m de ancho y llegarán a todos los edificios. Se deberá respetar una distancia de los seguidores a los caminos, de al menos, 2m. Para la ejecución del firme se retirará la capa de Nivel 0 del terreno, de manto vegetal. En el vaciado practicado se verterá tierra compacta. Se finalizará el vial con una capa de zahorra compacta de 20 cm de espesor, inclinada hacia un lado en el sentido natural de la evacuación de aguas del terreno (o aquella que el estudio hidrológico final determinará para la mejor conservación del drenaje natural del terreno). 6.4.13.6 Cimentaciones de estructura Las estructuras se anclarán al suelo de forma directa, aunque en caso de que puntualmente se encuentren obstáculos que obliguen a hacer una perforación previa al hincado, se realizará siguiendo los pasos a continuación: 1. Definir el punto donde se realizará la perforación previa, así como el diámetro de la bronca y la profundidad de cada una, en función del perfil del pilote (Según especificaciones del proyecto). 2. Alinear la máquina y la broca marcando la longitud deseada. 3. Perforar hasta alcanzar la longitud deseada. Es aconsejable, si es posible y no se encuentran rechazos, perforar hasta 20 cm menos que la longitud de empotramiento de la hinca. 102 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto generación de hidrógeno, se ha considerado un sistema de refrigeración seca, mediante una batería de aeroenfriadores. Estos equipos intercambian calor mediante convección forzada con el aire ambiente, que circula a través de los paneles de intercambio impulsado por ventiladores de tiro inducido. El agua de refrigeración que intercambia calor entre los electrolizadores y los aeroenfriadores, circula en circuito cerrado sin pérdidas ni consumos de agua continuos asociados. Sin embargo, las tareas de limpieza y mantenimiento preventivas sí pueden incurrir en un consumo puntual de agua para la purga del sistema. Como medida adicional, se prevé la posibilidad de que periodos puntuales, de elevada temperatura ambiente, dónde los equipos aeroenfriadores no puedan evacuar todo el calor requerido por la planta, se añada un sistema de enfriamiento adiabático. Este sistema auxiliar, funciona atomizando un pequeño caudal de agua que se evapora sobre los paneles de intercambio, con el fin de disminuir la temperatura de bulbo húmedo del aire e incrementar así la potencia de intercambio global del sistema. 7.3.7 Sistema de inertización por nitrógeno El sistema de electrólisis y los equipos de purificación requieren de un sistema de purga para evacuar el hidrógeno y oxígeno remanente en los equipos en el caso de arranques y paradas programadas, o en el caso de paradas de emergencia. Esto es debido a que oxígeno e hidrógeno son gases inflamables, y como medida de seguridad y protección, se requiere que, en caso de parada, sean retirados por completo de los equipos. La inertización con nitrógeno consiste en hacer pasar una corriente de este gas inerte a través de todos los componentes del electrolizador y equipos auxiliares en contacto con oxígeno e hidrógeno, para evacuar los restos de estos gases que pudieran quedar en el proceso de parada, y eliminar los riesgos de explosión e incendios asociados a la acumulación de estos gases inflamables. 7.3.8 Licuefacción y almacenamiento de hidrógeno. El hidrógeno generado en el proceso será almacenado en una serie de tanques situados en un área reservada para ello. El objetivo es almacenar la cantidad de hidrógeno necesario para garantizar una producción continua y dar fiabilidad de suministro a los consumidores de hidrógeno asociados a la planta, en este caso, la flota de aviones del aeropuerto. Debido a la baja densidad del hidrógeno, el hidrógeno será licuado mediante un proceso de licuefacción, basado en un ciclo Linde con preenfriamiento. Desde el edificio de electrólisis partirá una tubería con el hidrógeno a una presión de 30 bar hacia la instalación de licuefacción, posteriormente, mediante una tubería criogénica, el hidrógeno licuado se transportará hacia la zona de almacenamiento. Se dispondrá de varios tanques de hidrógeno líquido, para facilitar la disponibilidad de Ilustración 68. Aeroenfriadores. Fuente: Empresa privada. 103 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto suministro y la operabilidad a la hora del llenado de los aviones. Estos tanques almacenarán el hidrógeno líquido a una temperatura de -255K y 1 bar. Los tanques estarán dispuestos en exteriores y separados de las instalaciones principales, por motivos de seguridad inherentes al uso del hidrógeno. Ilustración 69. Ciclo Linde. Fuente: Wikipedia 7.3.9 Distribución de hidrógeno. Tras el almacenamiento, se distribuirá el hidrógeno a los tanques de almacenamiento líquido dispuestos en el interior de los aviones, mediante tuberías criogénicas. 7.3.10 Descripción de equipos y edificaciones Dentro de la parcela objeto del proyecto, se localizarán los equipos de electrólisis, junto a todos los equipos auxiliares, edificaciones y el resto de sistemas necesarios para el funcionamiento de la planta de producción. La superficie estimada para la implantación de la planta es de 5,6 Ha. 104 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto Ilustración 70. Layout de equipos y edificaciones de la planta de producción de hidrógeno. Fuente: elaboración propia. 1 Módulos de electrólisis 7 Tanques de agua de proceso 13 Zona de compresores 2 Edificio de electrolizadores 8 Aeroenfriadores 14 Almacén / Taller 3 Transformadores de potencia 9 Sistema de bombas de agua 15 Sala de control / Oficinas 4 Edificio eléctrico 10 Compresores de aire de servicio 16 Zona de almacenamiento de H2 5 Tanques de agua bruta 11 Sistema de inertización (N2) 17 Edificio PCI 6 Planta trat. de aguas 12 Tanques de electrolito (KOH) 18 Viales Tabla 29. Equipos y edificaciones de la planta de hidrógeno. Fuente: elaboración propia. 7.3.11 Edificio de electrolizadores. Es el edificio principal, que contiene 30 electrolizadores de 4 MW cada uno, siendo estos los equipos principales del proceso de la planta, cada uno incluyendo los stacks, junto a los skids de separación y purificación de hidrógeno. Todos los equipos relacionados con el hidrógeno se encuentran únicamente en este edificio, de modo que la nave dispondrá de las medidas de seguridad necesarias para la operación segura del hidrógeno. Además de sistemas de protección contra incendios, la edificación contará con sistemas de evacuación y venteo de gases inflamables en la zona superior de la nave por la propia geometría de esta, así como cumplirá con las directivas ATEX para instalaciones susceptibles de generar atmósferas explosivas. Adicionalmente, aprovechando la estructura del edificio de electrolizadores, se reservan espacios en este edificio para la ubicación de los siguientes elementos auxiliares de la planta: • Compresores de aire de servicio de la planta • Compresores para almacenamiento de hidrógeno • Almacén y taller de la planta 105 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto El edificio se desarrolla en un solo nivel y compone un volumen de base rectangular con una cubierta inclinada a dos aguas, junto a un volumen adicional para los elementos auxiliares, esta zona tendrá una altura inferior a la cubierta principal. La estructura será a base de perfiles de acero laminado de distintos tamaños para formar los pórticos y correas de acero conformado para sujetar los cerramientos de fachada y cubierta. La cimentación será a partir de losa superficial de hormigón armado. 7.3.12 Edificio eléctrico. El edificio eléctrico contiene la sala de equipos eléctricos (cuadro de BT, celdas de MT…), los transformadores para los equipos auxiliares y la sala de racks. La estructura será a base de perfiles de acero laminado de distintos tamaños para formar los pórticos para soportar un forjado de chapa colaborante que será la cubierta. El edificio dispondrá de suelo técnico en la zona de equipos y celdas para una correcta conexión de éstos. Los equipos transformadores-rectificadores, o “Power Stations” necesarios para alimentar los electrolizadores se localizan en intemperie junto a la nave de electrólisis. Se dispone de 30 “Power Stations” alrededor del edificio principal. 7.3.13 Edificio de la planta de tratamiento de aguas Contiene los skids con las membranas de ósmosis inversa, filtros de área, descalcificadores, bombas de agua y todos los equipos necesarios para el tratamiento de agua previo al electrolizador. La estructura será a base de perfiles de acero laminado de distintos tamaños para formar los pórticos para soportar un forjado de chapa colaborante como cubierta. 7.3.14 Sala de control / Edificio administrativo Contiene la sala de control y los espacios administrativos requeridos para la gestión de la planta. También incluye las dotaciones necesarias para dar servicio a los trabajadores de la planta, siendo estas: aseos, vestuarios y un comedor. Junto al edificio se sitúan los aparcamientos para el personal de planta. La estructura será en perfiles de acero laminado de distintos tamaños para formar los pórticos para soportar un forjado de chapa colaborante que será la cubierta. El edificio contará con falso techo para el paso de las instalaciones. 7.3.15 Edificio sistema contra incendios. Este edificio se compone de una única estancia para ubicar los equipos del grupo de bombeo del sistema contra incendios (PCI), así como toda la valvulería e instrumentaciones requeridas por el sistema de protección. 7.3.16 Tanques de agua bruta y filtrada El agua bruta procedente de la EDAR se almacenará en dos tanques verticales de acero al carbono de 200 m3 de capacidad. La altura de cada tanque será inferior a 6 metros. A su vez dicho agua, tras pasar por una etapa de filtrado, se almacenará en otros dos tanques verticales de 200 m3 de capacidad. Estos tanques en su conjunto darán suministro a la planta durante varios días en caso de ocurrir interrupciones en el suministro de agua. Además de suplir de agua al sistema de generación de hidrógeno, esta agua será usada para los servicios auxiliares como reemplazos del sistema de refrigeración, tareas de limpieza de equipos, así como provisión de agua para el sistema de protección contra incendios (PCI). 7.3.17 Tanques de agua de proceso Para proveer al electrolizador de un flujo constante de agua purificada, en casos de 106 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto interrupciones en el suministro, así como posibles problemas con la planta de tratamiento, se dispondrá de cuatro tanques de agua para el proceso, de 100 m3 de capacidad. Debido a que el agua usada en la electrólisis ha sido desionizada, deben usarse tanques de acero inoxidable, o polietileno de alta densidad (HDPE), de forma que mantengan una atmósfera inerte y no añadan impurezas, por corrosión, antes de la entrada al electrolizador. Ilustración 71. Ejemplo de tanques verticales para almacenamiento de agua. Fuente: Empresa privada. 7.3.18 Sistemas de bombeo de agua Para el trasiego de agua entre todos los procesos que involucran la generación de hidrógeno, es necesario disponer de grupos de bombas de distinta tipología y capacidad. Generalmente, se dispondrá de grupos de bombas en configuración 2x100% para cada uno de los procesos, es decir, dos bombas en paralelo dónde una de ellas queda en modo reserva para funcionar en caso de fallo de la bomba principal, como es habitual en instalaciones industriales. Los principales equipos de la planta que necesitan de un grupo de bombeo son los siguientes: • Bombas de aspiración de los tanques de agua bruta y de proceso: • Bombas de agua del circuito principal de refrigeración. • Bombas de trasiego de electrolito y trasiego de efluentes generados. • Bombas de alta presión para el proceso de osmosis inversa. • Bombas de trasiego de agua de rechazo de la osmosis al punto de vertido. 7.3.19 Tanques drenaje del electrolito (KOH). En operaciones de mantenimiento, será necesario drenar los sistemas que contienen la solución acuosa (electrolito) que utiliza el electrolizador. Este drenaje se hará por gravedad hasta unos depósitos que se hallan por debajo del nivel del suelo, y dispondrán de su correspondiente cubeto de retención. Se han considerado 3 tanques horizontales de polietileno de alta densidad (HDPE) de 30.000 L de capacidad cada uno. 7.3.20 Sistema de inertización con nitrógeno. El aporte de nitrógeno al sistema de inertización se hará mediante un tanque de nitrógeno líquido de 5.000 litros de capacidad. Este depósito alimentará la inertización durante el tiempo requerido por el fabricante de electrolizadores. La capacidad equivalente del tanque criogénico asciende a 7.240 Nm3 de nitrógeno en fase gas. El sistema está localizado en exteriores, anexo al edificio de electrolizadores. Junto al tanque se ubican los evaporadores, necesarios para pasar nitrógeno líquido a fase gaseosa en el proceso de inertización. El tanque debe ser de fácil acceso para el suministro periódico mediante un camión cisterna, con lo que estará localizado próximo a uno de los viales perimetrales de la planta. 107 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto Ilustración 72. Tanque de nitrógeno líquido y evaporadores. Fuente: Empresa Privada. 7.3.21 Sistema de aire comprimido La instalación de aire comprimido está planteada para alimentar una red que funcionará a la presión necesaria para el accionamiento de la valvulería y elementos automáticos en el edificio de electrolizadores, así como otros equipos anexos. En una sala dedicada a ello se ubicarán dos grupos compresores de aire dentro del edificio de electrolizadores. De la sala partirán conductos flexibles de plástico y resistentes al fuego hacia los diferentes elementos automáticos. Asegurando así su accionamiento incluso en los momentos de mayor solicitación. 7.3.22 Batería de aeroenfriadores Se estima según datos del fabricante de equipos de electrólisis que la necesidad de evacuación de calor de los equipos es de 60 MWth térmicos, incluyendo además los compresores y otros equipos que requieren refrigeración. Para evacuar esta cantidad de calor serán necesarios aeroenfriadores trabajando en serie ocupando un área estimada de 5900 m2. 7.3.23 Sistema de preenfriamiento con nitrógeno El aporte de nitrógeno al sistema de preenfriamiento se hará mediante un tanque de nitrógeno líquido. Este depósito alimentará al ciclo cerrado de preenfriamiento con nitrógeno cuando sea necesario. 7.3.24 Zona de intercambiadores El hidrógeno será preenfriado antes de ser expandido mediante una válvula. El preenfriamiento se realizará mediante tres intercambiadores de flujo cruzado en cascada, dos de ellos intercambiarán calor con el hidrógeno frío del propio ciclo, y uno de ellos intercambiará calor con nitrógeno líquido que experimentará un cambio de fase. 7.3.25 Zona de almacenamiento de hidrógeno Se ha diseñado una zona de almacenamiento capaz de cubrir la producción de 48 horas de operación a plena carga de la planta, lo cual se traduce, en 3 días de operación. En capacidad, supone un almacenamiento total de 97.10 toneladas de hidrógeno. Se dispondrá de varios tanques dispuestos horizontalmente, cada uno de los tanques del sistema incorporará sensores de presión y temperatura con el fin de controlar la carga/descarga de los tanques, 108 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto conocer el estado en cada momento e identificar potenciales fugas y problemas durante la operación. Ilustración 73. Tanque LH2. Fuente: Cryospain 7.3.26 Descripción del sistema de captación de agua Para el proyecto EL CARRAL H2 se prevé obtener el agua necesaria para el proyecto de la EDAR situada en la zona norte del aeropuerto. Adicionalmente, los vertidos generados por el agua de rechazo del proceso de osmosis serán canalizados de vuelta a la toma de aguas residuales de dicha EDAR para ser tratados por las instalaciones, de modo que se requiere el diseño de una canalización de doble dirección, captación de agua y retorno de efluentes. El diseño del trazado se realizará buscando la ruta más directa, pero utilizando caminos públicos, así como minimizando la ocupación de parcelas, como muestra la ilustración 75. La longitud aproximada del trazado es de 2830 metros. 109 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto Ilustración 74. Trazado de tubería de agua. Fuente: elaboración propia. Respecto al proceso productivo, cabe señalar que no se añaden contaminantes al agua durante el proceso de producción, el agua de rechazo no incrementará los valores de contaminantes bioquímicos en el agua tratada por la EDAR. Sin embargo, el agua de rechazo concentra las sales contenidas en el agua de entrada a la planta, por lo que el principal parámetro a controlar en la corriente de vertido es la conductividad. 7.3.27 Puntos de captación y destino. El punto de captación se localizará en una de las arquetas de control o punto de control similar del agua de la EDAR tras pasar por los procesos de depuración fisicoquímicos. En esa zona será necesaria la instalación de una estación de bombeo, con dos bombas auto aspirantes, alimentación eléctrica y todos los elementos auxiliares necesarios para el bombeo. El punto de destino serán los tanques de agua bruta de la planta. Los puntos de captación en la EDAR y destino de la canalización en la planta se muestran de forma provisional en las coordenadas de la siguiente tabla. Punto Coordenadas UTM (Huso 29) X Y Punto de captación (EDAR Arroyo de la Vega) 450546.96 4487411.93 Punto de destino (Tanque de agua bruta planta H2) 450711.79 4484930.05 Tabla 30. Puntos de inicio y final trazado de la tubería de suministro de agua. Fuente: elaboración propia. 7.3.28 Descripción de las canalizaciones. La canalización de captación consistirá en una tubería de polietileno (PE) para la tubería de 110 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto captación, y otra tubería para la línea de retorno de efluentes. Las dimensiones de tubería son provisionales. Ambas tuberías discurrirían en zanja, por el mismo trazado, paralelas a caminos públicos preferentemente. Se usará una zanja para conducción en mismo nivel para la canalización. La profundidad mínima de la zanja se determinará de forma que las tuberías resulten protegidas de los efectos del tráfico, de la temperatura exterior y de las cargas externas. Como norma general, bajo las calzadas o en terreno de tráfico rodado posible, la profundidad mínima será tal que la generatriz superior de la tubería (distancia H) quede por lo menos a 1 metro de la superficie; en aceras o lugares sin tráfico rodado puede disminuirse este recubrimiento a 60 centímetros. Ilustración 75. Zanja para conducción doble al mismo nivel (3.a.). Fuente: elaboración propia. 7.3.29 Descripción de la instalación eléctrica La planta de producción de hidrógeno recibirá la energía eléctrica necesaria para el proyecto a través de una planta de generación fotovoltaica, así como de la red eléctrica para otras fuentes de energía renovables a través de acuerdos PPA. Por ello, las instalaciones eléctricas contempladas en este proyecto engloban la instalación de una subestación, localizada en la zona noroeste de la planta de hidrógeno Por otra parte, el edificio eléctrico descrito en el apartado 7.3.12, se compone de equipo de celdas para la llegada de la alimentación del suministro eléctrico través de la subestación. También incluirá los transformadores para alimentar a los consumos auxiliares de la planta, así como celdas de salida para la alimentación en media tensión de los equipos transformadores-rectificadores, que alimentan los electrolizadores. Con referencia a la utilización a la que se destina los edificios proyectados, la nave de los electrolizadores y la zona de almacenamiento quedan clasificadas en su totalidad como local con riesgo de incendio o explosión en función del uso, tal y como se recoge en el vigente Reglamento de Baja Tensión, por lo que la instalación eléctrica de estas áreas estará realizada conforme a la ITC-BT-29, al ser clasificadas como Zona 2. Por ello, y en cumplimiento de la legislación vigente, se prevé para los mismos que los equipos tengan certificado CE Ex de acuerdo a la clasificación de área. 7.3.30 Subestación de planta La subestación AENA 220 kV es una subestación ya existente de tipo GIS, que será ampliada con el objeto de poder interconectar la planta fotovoltaica EL CARRAL PSFV y la red de distribución, con la planta de hidrógeno EL CARRAL H2. La subestación se encuentra a unos cientos de metros de la planta de hidrógeno. La ampliación de la subestación AENA, de aquí en adelante, SET AENA 220/30 kV estará formada por un parque interior de 220 kV (ya existente) con aislamiento en gas SF6 (GIS) que constará de una nueva posición línea-transformador, formada por un transformador de potencia 120/130 MVA ONAN/ONAF. Por otro lado, contará con una línea de evacuación, que transportará la energía en 30kV a las celdas de 30kV, que estarán situadas en el propio edificio eléctrico de la planta de hidrógeno. El parque de 220 kV estará formado por las instalaciones ya existentes y una nueva posición 111 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto línea-transformador, junto con la aparamenta correspondiente. El parque de 30 kV tipo GIS tendrá un grupo de celdas de distribución y los equipos necesarios para el control y explotación de la subestación. Tanto las celdas de 30 kV como los equipos de control se ubicarán en el interior del edificio. La subestación contará con un edificio en el que se ubicarán los equipos necesarios para el control y explotación de la subestación. La subestación objeto del proyecto estará constituida por: • Parque de 220 kV (solo se detallarán datos de la nueva posición, al no disponer del resto de datos) • Línea 30kV • Transformación • Parque de 30 kV (interior) • Sistema de servicios auxiliares • Sistema de puesta a tierra • Sistemas de control y protecciones • Sistemas de comunicaciones • Sistema de medida El parque de 220 kV de la subestación tendrá una configuración de simple barra, en tecnología GIS y dispondrá de las siguientes posiciones: Posición Nº de Interruptores Línea-transformador 1 Tabla 31. Posiciones del parque de 220 kV de la SET AENA 220/30 kV. Fuente: elaboración propia. El parque de 30 kV de la subestación tendrá una configuración de simple barra, en tecnología GIS y dispondrá de las siguientes posiciones: Celdas Nº de Interruptores Celda transformador 2 Celdas líneas 7 Celda acoplamiento 2 Celda transformador de servicios auxiliares 1 Tabla 32. Celdas del parque 30kV de la SET AENA 220/30 kV. Fuente: elaboración propia. 7.3.30.1 Parámetros de diseño de la instalación Como criterios básicos de diseño se adoptarán las siguientes magnitudes eléctricas: Características Unidad Posiciones de 220 kV Posiciones de 30 kV Instalación Intemperie Intemperie/Interior Tecnología AIS GIS Tensión nominal kV 220 30 Tensión más elevada para el material (Um) kV 245 36 Frecuencia nominal Hz 50 50 Tensión soportada a frec. industrial kV 460 70 Tensión soportada rayo kV 1050 170 Línea de fuga fase-fase específica nominal mínima mm/kV 31 31 Intensidad nominal posición barras A 630 3150 118 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto Potencia por módulo 30 módulos de 4 MW Producción nominal de hidrógeno líquido 2004 kg/h Presión de salida de hidrógeno 30 bar Grado de pureza del hidrógeno >99,9 % Producción anual de hidrógeno - 5840 h/año 9747.22 ton/año CONSUMO ELÉCTRICO Potencia instalada (Electrólisis + Auxiliares) 130 MW Energía aportada por autoconsumo fotovoltaico 276600 MWh Energía aportada por red - 5840 h/año 372000 MWh Tensión de alimentación MT / BT 30 kV / 400 V CONSUMO DE AGUA Escenario de producción (horas/año) 5840 h Consumo de agua bruta 170651 m3/año ALMACENAMIENTO DE HIDRÓGENO Capacidad de almacenamiento (horas eq.) 48 h Capacidad de almacenamiento (ton de H2) 97.10 Ton Presión de almacenamiento 1 bar Volumen necesario almacenamiento 1105 m3 Tabla 36. Características básicas del proyecto EL CARRAL H2. Fuente: elaboración propia. 7.3.31 Régimen de funcionamiento La planta de generación de hidrógeno funcionará principalmente siguiendo la curva de producción fotovoltaica asociada a la planta solar anexa a las instalaciones, sin embargo, para llegar a las 5840 horas de funcionamiento a potencia nominal (16 horas diarias), es necesario la hibridación con otras fuentes de energía renovable que complementen la energía aportada por el parque solar. 7.3.32 Materias primas y energía empleadas Las materias primas que se consumen en el proceso principal en continuo son agua y electricidad. También se utiliza nitrógeno para la inertización del sistema en arranques y paradas diarios. Adicionalmente se emplean dosificaciones químicas en las etapas de tratamiento de agua (antiincrustante) así como en los equipos de refrigeración de agua (hipoclorito sódico). La potasa contenida en el electrolito (KOH) de los electrolizadores, no se consume por el proceso de manera continua, pero debe ser repuesta al final de la vida útil de los módulos. La energía necesaria para el proyecto vendrá de fuentes renovables, en este caso de una planta solar fotovoltaica en autoconsumo, conectada físicamente a la planta, así como otras plantas de generación renovable mediante acuerdos PPA. Siendo el agua la materia prima principal del proceso, se incluye a continuación un análisis detallado del uso de agua en el presente proyecto. 7.3.32.1 Balance de agua de proceso El agua necesaria para la producción de hidrógeno provendrá de la EDAR Arroyo de la Vega de Madrid, mediante una estación de bombeo y una canalización hasta la parcela de la planta. Los valores definitivos de vertido y por lo tanto de agua bruta total consumida, dependerán de los límites en calidad del agua de vertido que el organismo competente establezca para el presente proyecto. 119 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto En términos generales el balance de agua se define según los siguientes pasos: En primer lugar, el agua bruta proveniente de la EDAR es almacenada en los tanques de agua bruta, se bombea a la planta de tratamiento, dónde pasa por una etapa de filtros de arena y etapas de desinfección. Una vez tratada se almacena en los tanques de agua filtrada. Para continuar el proceso de tratamiento el agua pasará por un proceso de ósmosis inversa en dos pasos, junto a una etapa de electrodesionización, para eliminar el resto de sales presentes. Una vez desmineralizada, la corriente principal se almacena en los tanques de agua de proceso, dónde es bombeada a los electrolizadores, mezclándose con el electrolito (KOH) para entrar a los módulos de electrólisis donde se separará la molécula en hidrógeno y oxígeno. Del primer paso de ósmosis, se produce un agua de rechazo que concentra las sales contenidas en el agua bruta. Los minerales contenidos en el agua bruta (principalmente carbonatos, bicarbonatos, cloruros, sulfatos, calcio y magnesio) son separados de la corriente principal en el proceso de ósmosis. Hay que indicar que el proceso de desmineralización no incorpora contaminantes al agua, sólo separa una fracción pura de agua dejando sus minerales en el rechazo. El esquema completo de balance de agua se muestra en la Ilustración 18, con todos los procesos y componentes involucrados desde la entrada de agua en el sistema hasta la producción de hidrógeno. Ilustración 77. Esquema de proceso del balance de agua de la planta. Fuente: elaboración propia. Para los escenarios de operación de la planta establecidos en 5840 horas equivalentes al año respectivamente, se estiman los siguientes valores de consumo de agua, suministro y vertidos de rechazo del proceso de ósmosis: 5840 h/año Consumo de agua de proceso 129286 m3 Suministro de agua bruta 168071 m3 Tabla 37. Consumos de agua. Fuente: elaboración propia. 7.3.32.2 Balance de energía El consumo de electricidad de la planta se dedica principalmente a alimentar los equipos de electrólisis, así como los equipos auxiliares. Debido a la degradación de los módulos de electrólisis, estimada en un 1.84% anual (considerando 5840h) según el fabricante, el consumo eléctrico de los electrolizadores se va incrementando hacia el final de su vida útil. El efecto es una pérdida de la eficiencia del ciclo de producción de hidrógeno. Para expresar valores de consumo eléctrico o de otro tipo en referencia al inicio de la vida útil de un equipo, se utilizará el término “BoL” “Beginning of Life”. Por su parte, se usará la expresión 120 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto “EoL” “End of Life” para valores al final de vida útil. Considerando una vida útil del electrolizador de 40.000h, y para el escenario de operación de la planta a 5840 horas equivalentes al año, se estima una vida útil de 7 años respectivamente antes del cambio de membranas. Para estos valores se obtienen los siguientes consumos eléctricos anuales (suma de autoconsumo de la planta fotovoltaica y consumos de red). 5840 h/año Degradación anual membranas 1.84% Consumo eléctrico inicial (BoL) 4.99 kWh/Nm3 Consumo eléctrico final (40.000 h) (EoL) 5.58 kWh/Nm3 Tabla 38. Consumos eléctricos del electrolizador empleado. Fuente: elaboración propia. 7.3.33 Otras materias primas empleadas 7.3.33.1 Nitrógeno El consumo de nitrógeno tiene lugar en paradas de la planta. Debido al modo de operación de la planta conectado a una planta fotovoltaica y por tanto basado en horas de sol, el electrolizador funcionará de forma intermitente. Por ello, habrá arranques y paradas diarias que consumirán nitrógeno durante un breve periodo de tiempo. En función de los datos dados por el fabricante, se espera un consumo asociado a las paradas periódicas del equipo (con una duración en segundos), así como un consumo de nitrógeno en hipotéticas paradas de emergencia, donde el flujo de nitrógeno debe mantenerse varios minutos. Además, también se consumirá nitrógeno en el ciclo de licuefacción, con el objeto de reponer el nitrógeno de preenfriamiento. 7.3.33.2 Electrolito (Solución de potasa). En operaciones de mantenimiento, podría ser necesario drenar sistemas que contienen el electrolito de la planta de electrólisis (solución 15-25 % peso de hidróxido de potasio). Una vez terminada la operación de mantenimiento, la solución acuosa puede ser bombeada desde los tanques de drenaje electrolito de vuelta a los electrolizadores. En cualquier caso, son operaciones de trasvase, y no hay un consumo de electrolito a lo largo de toda la vida útil del equipo. Sólo cuando sea necesario purgar el equipo por la acumulación de impurezas, se utilizará el sistema para trasvasar el electrolito a bidones y llevarlo a tratamiento mediante un gestor autorizado. Esta operación puede ser necesaria en cada reemplazo de las membranas del electrolizador al final de su vida útil estimada de 40.000 h, o tener una frecuencia aún menor. 7.3.33.3 Antiincrustante (Osmosis inversa) El proceso de osmosis inversa requiere de la dosificación de una sustancia antiincrustante en continuo durante su periodo de funcionamiento para evitar el deterioro prematuro de las membranas de ósmosis. Esta sustancia consiste en una mezcla acuosa a base de agentes complejantes, álcalis y dispersantes. El producto se diluye en el flujo de agua tratada mediante una bomba dosificadora. El consumo de esta sustancia es residual en comparación con el volumen de agua tratado. Se prevé la instalación de dos depósitos para la dosificación de esta sustancia, dentro del edificio de tratamiento de aguas, junto a los equipos de ósmosis inversa. 121 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto 7.3.34 Emisiones y vertidos generados 7.3.34.1 Emisiones a la atmósfera No se prevé el aprovechamiento comercial del oxígeno generado como subproducto de la electrolisis. De este modo el oxígeno generado será venteado a la atmósfera mediante canalización de venteo desde el módulo de electrólisis correspondiente. El nitrógeno para inertización de los electrolizadores en situaciones de parada y el empleado en la licuefacción, también será venteado a la atmósfera puntualmente, siendo un gas inerte e inocuo. En el hipotético caso de que se generen situaciones anómalas como sobrepresiones en los electrolizadores o en el ciclo de licuefacción, el hidrógeno contenido será venteado a la atmósfera mediante canalización especialmente diseñada para una evacuación segura. Se debe indicar que este venteo solo se realizará en caso de anomalías y que serán minimizados, pues supone una pérdida en el rendimiento del proceso de producción. Según contempla la Ley 34/2007, de 15 de noviembre, de calidad del aire y protección de la atmósfera en su Art. 3 g.) se define la palabra Emisión como sigue: “Descarga a la atmósfera continua o discontinua de materias, sustancias o formas de energía procedentes, directa o indirectamente, de cualquier fuente susceptible de producir contaminación atmosférica.” Dada la naturaleza de los venteos, oxígeno, nitrógeno e hidrógeno, ninguno de ellos tiene consideración en la normativa como gases contaminantes ni se encuentran recogidos dentro del Inventario Nacional de Gases de Efecto Invernadero ya sea como gases de efecto invernadero u otros precursores o emisiones indirectas, por lo tanto, dado que no son susceptibles de generar contaminación atmosférica, no puede considerarse una emisión. Por lo tanto, la planta de producción de hidrógeno no contempla ningún foco de emisiones canalizadas a la atmósfera en su proceso. Respecto a emisiones difusas, se podrán producir en las instalaciones por los vehículos de combustión que circulen dentro de la planta en tareas de mantenimiento y servicio puntuales. Para la minimización de las emisiones difusas se deberán realizar revisiones periódicas y mantenimiento preventivo (control de calidad de combustión de los motores) a los vehículos implicados. 7.3.34.2 Suelos y aguas subterráneas Como en la mayoría de actividades industriales, las principales causas de contaminación de suelos tendrán lugar como consecuencias de fugas o derrames accidentales. En este sentido, se dispondrá de un sistema de contención antes derrames accidentales, que evitará que cualquier accidente provoque que se superen los medios de contención diseñados y, por tanto, no pueda llegar al suelo. En caso de rotura o fuga de algún depósito de almacenamiento en general, se actuará según lo dispuesto en los procedimientos e instrucciones internas de la instalación y se procederá por cualquier medio a la contención inmediata de los líquidos o productos almacenados. En el caso de los tanques de electrolito, cada uno de ellos contendrá su propio cubeto de retención, adicionalmente, en la zona en la que situarán los tanques, por debajo de la cota suelo, se dispondrá de un acabado en hormigón con lámina de impermeabilizante. Tanto la zona de almacenamiento en tanques de hidrógeno como el suelo del edificio de almacén tendrán un acabado de hormigón y con una lámina de impermeabilizante, lo que hará que cualquier derrame accidental quede retenido el tiempo suficiente para que se actúe en la recogida del mismo y no pueda alcanzar el terreno natural. Esta impermeabilización se conseguirá mediante la colocación de una lámina de polietileno bajo cota del suelo terminado, de hormigón con mallazo, con objeto de impedir el paso hacia el terreno subyacente de efluentes potencialmente contaminantes. 122 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto 7.3.34.3 Vertido de aguas residuales El proceso de producción de hidrógeno por electrólisis requiere de un agua filtrada y desionizada, es decir sin sales disueltas, por lo que la instalación comprende una planta de tratamiento de aguas para llegar al nivel de pureza requerido por los electrolizadores. El proceso de tratamiento de aguas generará por lo tanto una corriente de agua de rechazo, que concentrará las sales contenidas en el agua de entrada a la planta. Hay que indicar que este proceso de desmineralización no incorpora contaminantes al agua, sólo separa una fracción de agua pura para el proceso, dejando los minerales/sales contenidas en el agua de entrada, en una corriente de agua rechazo con una mayor concentración de sales. Las corrientes de efluentes generadas por la actividad son las siguientes: • Aguas de rechazo del tratamiento de aguas: Se trata de la corriente de rechazo de la planta del tratamiento de aguas, se redirige mediante una tubería a un tanque de homogeneización. Es un vertido constante durante las horas de operación de la planta y constituye el principal efluente del vertido. Estas aguas no entran en contacto con sustancias contaminantes, su composición depende del agua de entrada al sistema, por ello, el principal parámetro a controlar es la conductividad, incrementada tras el proceso de ósmosis. • Aguas pluviales: Recogida de agua de lluvia por los edificios y los viales de la planta. Serán recogidas por una red de drenaje específica y dirigidas a un separador de hidrocarburos. Tras este tratamiento irán dirigidas al tanque de homogenización, y de ahí al colector común de efluentes. • Aguas de limpieza de equipos: Las tareas de mantenimiento y limpieza de equipos mecánicos generan un vertido intermitente que se vierte a la red de drenaje de pluviales, pasando por el separador de hidrocarburos, y posteriormente por el tanque de homogenización. 7.3.34.4 Vertido a red de saneamiento La suma de efluentes generados en la actividad será bombeada a la red de captación de la propia EDAR Arroyo de la Vega de Madrid, por medio de una canalización subterránea desde el tanque de homogeneización hasta la EDAR. El punto de recolección de esta agua estará localizado en la zona oeste de la parcela objeto, donde se localizará, a una cota inferior al nivel del suelo, el separador de hidrocarburos, y el tanque de homogeneización, así como las arquetas de control y mantenimiento necesarias. 7.3.34.5 Sistema de control de vertido de aguas residuales Para garantizar un buen funcionamiento de la red de recogida de efluentes, se implantarán las siguientes medidas relativas a la prevención y el control de los vertidos: • Se comprobará al inicio del funcionamiento de la planta si el sistema implantado para los rechazos de agua funciona adecuadamente. • Se comprobará que no existan fugas en las tuberías ni en las instalaciones de almacenamiento para no generar de tal modo un vertido al suelo. • Se instalarán arquetas de control para toma de muestras en diversos puntos de la red de recogida de efluentes • Se realizará un análisis diario de la conductividad, pH y los parámetros que se precisen, de la corriente de rechazo de la planta de tratamiento, controlando los límites establecidos por la red receptora. • Se realizarán análisis químicos de manera mensual de la calidad del vertido, por un laboratorio acreditado a tal efecto. 123 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto • Se realizará cualquier otra medida que la autoridad competente determine necesaria para el control de vertidos. 7.3.34.6 Aguas sanitarias El uso de agua sanitaria por parte del personal de planta está contemplado en el edificio de sala de control y edificio administrativo. Dentro de las instalaciones se prevé la instalación de aseos y vestuarios. Las aguas sanitarias contaminadas en este caso serán vertidas a una fosa séptica, dimensionada según las necesidades de uso de la planta. Se propone esta opción dada la naturaleza aislada del proyecto, y con el objeto de no contaminar las aguas pluviales y de rechazo de osmosis. Por lo tanto, no habrá vertido de aguas sanitarias contaminadas al entorno, y la fosa séptica será vaciada periódicamente por un gestor autorizado de residuos. 7.3.35 Residuos generados La práctica totalidad de actividades industriales, independientemente del proceso productivo o sector, genera residuos asociados tanto a las operaciones de producción propiamente dicho como a las operaciones auxiliares y de mantenimiento. Para la actividad de generación de hidrógeno, los focos generadores de residuos son los siguientes: • Planta de tratamiento de aguas: Como consecuencia del mantenimiento de la instalación se generarán residuos en los lavados de las membranas de osmosis, y residuos debido al lavado de los filtros de arena y de carbón activo, que serán gestionados por gestor autorizado en tareas periódicas de mantenimiento. • Transformadores: Las tareas de mantenimiento de los transformadores pueden generar residuos de aceite mineral, que serán tratados a través de gestor autorizado. • Edificio administrativo: La actividad genera residuos como tóneres de impresión, lámparas, papel y cartón, plásticos de embalajes, que serán clasificados y retirados. • Tareas de limpieza de equipos: Generarán envases de plástico y papel contaminado que serán debidamente clasificados y retirados. • Derrames accidentales: Como consecuencia de las tareas de mantenimiento se pueden producir derrames, en su limpieza, se generarán absorbentes contaminados que serán debidamente clasificados y retirados. Los residuos se gestionarán adecuadamente, mediante empresas autorizadas. Los contratos de tratamiento de residuos se conservarán durante un periodo mínimo de cinco años. La gestión de los residuos atenderá a la jerarquía de residuos dispuesta en el artículo 8 de la Ley 22/2011, de 28 de julio, de residuos y suelos contaminados. Los residuos peligrosos se almacenarán en una zona habilitada en el interior del edificio de electrólisis, en la sala dedicada a almacén. El área tendrá una solera de hormigón sobre una lámina impermeable, y estará cubierta y cerrado. La zona de almacenamiento de residuos estará correctamente señalizada, diferenciando los residuos por su código LER, en sus correspondientes envases o contenedores, o zonas acotadas. Los residuos que puedan producir derrames accidentales se dispondrán dentro de cubetos de recogida. En esta zona de almacenamiento se contará con material absorbente para solventar posibles derrames accidentales durante la manipulación de los diversos residuos líquidos. Se separarán físicamente los residuos que sean incompatibles evitando el contacto entre ellos en un hipotético derrame. 124 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto 7.3.35.1 Clasificación LER de residuos no peligrosos La clasificación de residuos según la Lista Europea de Residuos (Códigos LER), es una relación de residuos armonizada a nivel europeo. Estos se clasifican mediante códigos de seis cifras para los residuos, y de cuatro y dos cifras para los subcapítulos y capítulos respectivamente. Los capítulos y subcapítulos definen los tipos de actividades que generan los residuos. Para los residuos no peligrosos, su clasificación según los códigos LER y la cantidad generada en la instalación se identifica en la tabla siguiente: Código LER Descripción Cantidad (kg/año) Tipo de almacenamiento Destino final 16 02 14 16 02 16 Residuos de aparatos eléctricos o electrónicos Aprox. 100 kg/año Contenedor homologado de 120 l Gestor autorizado para el tratamiento de este residuo/ 20 03 01 Mezclas de residuos municipales Aprox. 100 kg/año En contenedor clasificado de 1 m3 A través de servicio municipal de recogida y tratamiento de residuos. 20 01 01 Papel y cartón procedente de oficinas y embalajes. Aprox. 100 kg/año En contenedor clasificado de 1 m3 A través de servicio municipal de recogida y tratamiento de residuos. 20 01 39 Plástico procedente de oficinas y embalajes. Aprox. 100 kg/año En contenedor clasificado de 1 m3 A través de servicio municipal de recogida y tratamiento de residuos. Tabla 39. Residuos no peligrosos generados. Fuente: elaboración propia. 7.3.35.2 Clasificación LER de residuos peligrosos Para los residuos peligrosos, su clasificación según los códigos LER y la cantidad generada en la instalación se identifica en la tabla siguiente: Código LER Descripción Cantidad (kg/año) Tipo de almacenamiento Destino final 08 03 12* 08 03 17* Residuos de cartuchos de tinta peligrosos y tóner Aprox. 10 kg/año Contenedor homologado de 60 l Gestor autorizado para el tratamiento de este residuo 16 13 02* Carbón activo usado Aprox. 100 kg/año En zona de almacenamiento de residuos, sobre suelo pavimentado y bajo techo. Se almacenarán en contenedores homologados. Proveedor de la instalación de tratamiento de aguas 06 02 04* Electrolito, solución de hidróxido de potasio (KOH) Aprox. 1.000 kg/año Se almacenarán en contenedores homologados y dispondrán de sistema de retención. Gestor autorizado para el tratamiento de este residuo 13 03 07* Aceites minerales no clorados de aislamiento y transmisión de calor Aprox. 300 kg/año En zona de almacenamiento de residuos, sobre suelo pavimentado y bajo techo. Se almacenarán en Gestor autorizado para el tratamiento de 125 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto contenedores homologados y dispondrán de sistema de retención. este residuo. 15 02 02* Absorbentes, materiales de filtración (incluidos los filtros de aceite no especificados en otra categoría), trapos de limpieza y ropas protectoras contaminados por sustancias peligrosas Aprox. 50 kg/año En zona de almacenamiento de residuos, sobre suelo pavimentado y bajo techo. Se almacenarán en contenedores homologados y dispondrán de sistema de retención. Gestor autorizado para el tratamiento de este residuo 15 01 10* Envases que contienen restos de sustancias peligrosas o están contaminados por ellas. Aprox. 20 kg/año En zona de almacenamiento de residuos, sobre suelo pavimentado y bajo techo. Se almacenarán en contenedores homologados. Gestor autorizado para el tratamiento de este residuo 19 08 10* Mezclas de grasas y aceites procedentes de la separación de agua/sustancias aceitosas Aprox. 200 kg/año Separador de hidrocarburos Gestor autorizado para el tratamiento de este residuo 20 01 21* Residuos de tubos fluorescentes Aprox. 10 kg/año Contenedor homologado de 60 l Gestor autorizado para el tratamiento de este residuo / Proveedor Tabla 40. Residuos peligrosos generados. Fuente: elaboración propia. 7.3.36 Clasificación de atmósferas explosivas (ATEX) El Real Decreto 681/2003, sobre la protección de la salud y la seguridad de los trabajadores expuestos a los riesgos derivados de atmósferas explosivas en el lugar de trabajo define “atmósfera explosiva” como la mezcla con el aire, en condiciones atmosféricas, de sustancias inflamables en forma de gases, vapores, nieblas o polvos, en la que, tras una ignición, la combustión se propaga a la totalidad de la mezcla no quemada. Las principales sustancias presentes en la instalación son el hidrógeno y el oxígeno. El hidrógeno es altamente inflamable, por lo que existe la posibilidad de formación de una atmósfera explosiva. Además, hay que tener en cuenta la duración de esa posible atmósfera, y sobre todo se tiene que dar la presencia, grado de dispersión y concentración determinadas de la mencionada sustancia inflamable. Por otro lado, los procedimientos de evaluación y clasificación de zonas ATEX deben identificar y analizar tanto la existencia y probabilidad de formación de una atmósfera explosiva como la existencia y probabilidad de activación de todas las posibles fuentes de ignición. Para la ejecución de la instalación de hidrógeno y desde el punto de vista de la seguridad, se tendrán en cuenta las recomendaciones de las siguientes normas: • UNE-EN 60079-10-1. Atmósferas explosivas. Parte 10-1: Clasificación de emplazamientos. Atmósferas explosivas gaseosas. 126 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto • UNE-EN 60079-14. Material eléctrico para atmosferas de gas explosivas. Parte 14: Instalaciones eléctricas en emplazamientos peligrosos (a excepción de las minas). • UNE-EN 1127-1. Atmósferas explosivas. Prevención y protección contra la explosión. Parte 1: Conceptos básicos y metodología. Del estudio de las prescripciones técnicas de las normas anteriores se obtendrán las características técnicas que deben cumplir las instalaciones eléctricas y de protección para que el emplazamiento en el que se ubicará la instalación de hidrógeno sea seguro. Las normas UNE-EN 60079-10-1:2010 y UNE 202007:2006 IN serán los elementos básicos para llevar a cabo la clasificación de una zona peligrosa, la identificación de las fuentes de escape y la definición del grado de escape. Dentro del edificio de electrolizadores se delimitará un área perimetral alrededor de los electrolizadores, de los skids de separación líquido-gas, así como las etapas de purificación. Asimismo, el edificio dispondrá de las medidas necesarias para evitar concentraciones de hidrógeno y/o oxígeno que den lugar a atmósferas explosivas, entre otros: Sensores de detección de fugas de hidrógeno, venteos de seguridad, cubierta del edificio con ventilación forzada en la cumbrera y en general los sistemas necesarios según la normativa vigente. 7.3.36.1 Definición de zonas atex Para lugares con presencia de gases o vapores inflamables, en este caso hidrógeno y oxígeno, la clasificación de zonas ATEX se definen en función de la probabilidad de la generación de una atmósfera explosiva en los siguientes tipos: • Zona 0: Presencia permanente o durante largos periodos de tiempo de atmósferas explosivas. • Zona 1: Susceptible de formarse atmósferas explosivas en condiciones normales de trabajo. • Zona 2: Presencia poco probable de atmósferas explosivas y por cortos periodos. En función de esta clasificación, se define como zona 1 el interior de todos los edificios y contenedores exteriores donde haya presencia de hidrógeno y oxígeno, así como la playa de almacenamiento. Mientras que se definen como zona 2, las zonas elevadas donde se localizan los venteos de hidrógeno y oxígeno. Respecto a las estaciones de compresión de hidrógeno, al tratarse de unidades contenerizadas, la clasificación de las zonas se determina de forma más conservadora, es decir, se considera como zona ATEX toda el área desde el suelo hasta el techo del contenedor, y lateralmente de pared a pared del y todos los equipos instalados dentro del sistema. Los equipos diseñados para tratar hidrógeno vendrán clasificados deben estar certificados según ATEX 2014/34/EU. y con elementos adecuados al tipo de clasificación y marcado correspondiente por cada fabricante. 7.3.37 Medidas en condiciones de explotación distintas a las normales Se precisa identificar las medidas previstas para condiciones de operación de la planta de hidrógeno distintas de las normales. Dentro de las condiciones anormales de operación de la planta se distinguen entre situaciones previstas, así como accidentes (fugas, derrames). Se identifica de igual forma su posible incidencia sobre el medio ambiente y la salud de las personas. También se determinan los procedimientos propuestos por el titular de la instalación para gestionar estos escenarios. 127 Diseño y dimensionamiento de una instalación híbrida fotovoltaica – hidrógeno para cubrir la demanda de H2 como combustible en un aeropuerto 7.3.37.1 Situaciones previstas 7.3.37.1.1 Puesta en marcha de la instalación Las situaciones de arranque y parada pueden tener lugar de forma diaria siguiendo el régimen de operación descrito en el apartado 7.3.31 de modo que la puesta en marcha es una situación rutinaria que no precisa de procedimientos ni medidas especiales o distintas a las normales. Como medidas a llevar a cabo en la puesta en marcha, se seguirán las tareas contenidas en la documentación técnica y especificaciones de la planta. Siguiendo los protocolos y medidas de seguridad contenidas en dicha documentación, se pretende que los elementos de seguridad y control (válvulas, bombas, sensores…), estén en un estado adecuado para su funcionamiento y no se produzcan emisiones, fugas o derrames incontrolados en esta situación. 7.3.37.1.2 Parada temporal de mantenimiento. Se prevé una parada de mantenimiento anual prevista para los meses de invierno, de menor producción solar. La duración de esta parada temporal es de una semana, adicionalmente se considera una semana extra para prevenir posibles paradas de mantenimiento más largas (15 días). El jefe de planta deberá comunicar la situación de parada de mantenimiento al responsable de medioambiente de la autoridad competente. De este modo, y teniendo en cuenta los trabajos que se prevén realizar, se dispondrá de los medios de retención y envasado necesarios según los tipos de residuos que se vayan a generar. En esta parada de mantenimiento se verificará el estado de los módulos de electrólisis, se comprobarán todos los aparatos y tanques a presión de la planta, así como se realizará el mantenimiento preventivo de todos los equipos mecánicos y eléctricos en función de las especificaciones de cada fabricante. En esta parada temporal por mantenimiento, se realizará una purga con nitrógeno más exhaustiva, en todos los equipos involucrados en la producción de hidrógeno para prevenir posibles accidentes. Como medidas a llevar a cabo en esta condición, se seguirán las tareas contenidas en el Plan de Mantenimiento Preventivo de la planta. Siguiendo los protocolos y recomendaciones del plan de mantenimiento, así como las medidas de seguridad contenidas en él, se garantiza que los elementos de seguridad y control (válvulas, bombas, sensores…), estén en un estado adecuado para su funcionamiento y no se produzcan emisiones, fugas o derrames incontrolados en las tareas de mantenimiento. 7.3.37.1.3 Cese definitivo de la actividad Cuando se produzca una parada definitiva de un proceso productivo, se evaluarán los posibles riesgos de emisiones accidentales, tomando las medidas de mantenimiento preventivo necesarias para minimizar el riesgo. En este supuesto, la titularidad de la instalación presentará, con una antelación mínima de 3 meses, una comunicación ante el órgano ambiental competente. Asimismo, tras el cese definitivo, el titular realizará una evaluación del estado del suelo y la contaminación de las aguas subterráneas por sustancias peligrosas relevantes utilizadas, producidas o emitidas por la instalación durante su funcionamiento y comunicará los resultados de la evaluación al órgano competente. En el caso de que se haya causado una contaminación significativa del suelo o las aguas subterráneas respecto a lo indicado previamente en el informe base del suelo, el titular tomará las medidas necesarias para hacer frente a dicha contaminación con el objeto de recuperar el estado inicial el emplazamiento de la instalación, siguiendo lo establecido en la legislación aplicable y vigente en el momento del cese, y consideran la viabilidad técnica de tales medidas.