Ingeniería Básica de una plataforma flotante para la producción de Hidrógeno y Amoníaco off-shore con estación de carga para buques

Equation Chapter 1 Section 1 Trabajo Fin de Grado Grado Ingeniería Química Ingeniería Básica de una plataforma flotante para la producción de Hidrógeno y Amoníaco off-shore con estación de carga para buques. Autor: Juan Santos Moreno Tutor: Jose Alfredo Iranzo Paricio Dpto. Ingeniería Energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2025 iii Trabajo Fin de Grado Grado Ingeniería Química Ingeniería Básica de una plataforma flotante para la producción de Hidrógeno y Amoníaco off-shore con estación de carga para buques. Autor: Juan Santos Moreno Tutor: Jose Alfredo Iranzo Paricio Profesor titular Dpto. de Ingeniería Energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2025 v Trabajo Fin de Grado: Ingeniería Básica de una plataforma flotante para la producción de Hidrógeno y Amoníaco off-shore con estación de carga para buques. Autor: Juan Santos Moreno Tutor: Jose 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, 2025 El Secretario del Tribunal vii A mi familia A mis maestros Agradecimientos Este Trabajo Fin de Grado marca el cierre de una etapa muy importante en mi vida, y no habría sido posible sin el apoyo, el cariño y la confianza de muchas personas a las que quiero dedicar estas líneas. En primer lugar, a mi familia, por estar siempre ahí, por su apoyo incondicional, por enseñarme el valor del esfuerzo y por darme la tranquilidad necesaria para crecer personal y académicamente. Gracias por confiar en mí incluso cuando yo dudaba. Gracias Papá, por ayudarme a buscar siempre mi mejor versión, costase lo que costase, no sólo en el ámbito académico y profesional si no en mi día a día. Gracias Mamá, por enseñarme a luchar hasta el final, independientemente de lo difícil que fuera el desafío al que me enfrentaba, verte luchar y superar el cáncer me hizo tener fuerza para afrontar quizá los que han sido los años más duros de mi etapa cómo estudiante, y tener fuerzas para, cómo te prometí, acabar la carrera en dos años a pesar de que me quedaban más de 30 asignaturas. Gracias Carlos, por estar siempre, aún cuando parece que no lo necesito. A Begoña, por su paciencia infinita, por acompañarme en los momentos de mayor estrés y por recordarme siempre lo que de verdad importa. Tu apoyo incondicional ha sido una fuente constante de motivación. A mis amigos de siempre, por apoyarme y estar conmigo en este camino. A mis amigos y compañeros de universidad, en especial a mis Titos, con quienes he compartido risas, desvelos, exámenes y aprendizajes que van mucho más allá de lo académico. Isma, Selu, Mario, Alfonso, Lara, Lucas, Pablo, Laura, Ana, Luis, Lechu, Bonilla, Aida y Érika: Gracias por hacer este camino más divertido, humano y llevadero. A mis amigos y compañeros del “Rodríguez Team”, por enseñarme a no rendirme, a superar límites, a disfrutar del esfuerzo. Sin duda, muchas de las lecciones del tartán me han acompañado también frente al teclado y los planos. En especial a Maribel, Luis y Pepe, por acogerme desde el momento uno cómo si fuera de su familia, y a Virginia y Cristina, por ser un apoyo fundamental estos últimos años. Y a mis amigos de Sevilla, por acogerme con los brazos abiertos, por construir una segunda casa lejos de la de siempre, y por regalarme momentos que guardaré para siempre. En especial a Alfonso, Dani y Cayetano por convertirse desde el principio en unos hermanos. A todos vosotros: gracias. Este trabajo también es vuestro. ix Resumen Este Trabajo Fin de Grado plantea la ingeniería básica de una plataforma flotante para la producción de hidrógeno y amoníaco verdes en alta mar, incluyendo una estación de repostaje para buques. El proyecto nace como respuesta a la necesidad urgente de descarbonizar el transporte marítimo, uno de los sectores más difíciles de electrificar y con una elevada huella ambiental. El estudio aborda la implantación en distintas costas nacionales, junto a un árbol de decisión que ayudará a decidir la implantación final. La planta se ubicará a 40 km de la costa andaluza, en el Golfo de Cádiz, aprovechando el potencial eólico marino y la infraestructura industrial de la región. La producción se basa en electrólisis alimentada por energía eólica flotante para obtener hidrógeno verde, y en la síntesis posterior de amoníaco mediante un reactor autotérmico Haber-Bosch. El diseño incluye sistemas de tratamiento de agua de mar, separación de aire por membranas y almacenamiento seguro de ambos vectores energéticos. Se definen criterios de selección de ubicación, se dimensionan equipos a partir de datos reales y se analizan los balances de materia y energía. El estudio incorpora además un análisis del impacto ambiental, social y territorial del proyecto, con especial énfasis en los beneficios para Andalucía en términos de empleo, innovación y reindustrialización. Finalmente, se contrasta el enfoque del proyecto con las recomendaciones del informe de competitividad de Mario Draghi, subrayando el papel que puede jugar España como polo estratégico europeo en la economía del hidrógeno y el amoníaco verdes. 1 INTRODUCCIÓN Contexto de la transición energética global El cambio climático ha impulsado un cambio de paradigma energético a nivel mundial, con metas ambiciosas de descarbonización para las próximas décadas. Diversos países y bloques económicos, como la Unión Europea, se han comprometido con la neutralidad climática en 2050, lo que exige una transformación radical de los sistemas energéticos actuales [1] [2]. De hecho, la Agencia Internacional de la Energía advierte que alcanzar las metas de emisiones netas cero para mediados de siglo y limitar el calentamiento global a 1,5 °C requerirá “nada menos que una transformación total de los sistemas energéticos que sustentan nuestras economías”. [1] Esta transición energética global se basa en la electrificación con fuentes renovables, la eficiencia energética y la sustitución de combustibles fósiles por energías limpias, entre ellas nuevos vectores energéticos como el hidrógeno verde. En este contexto, los países europeos han tomado medidas contundentes para migrar hacia las energías renovables y cumplir objetivos climáticos. La Unión Europea, mediante el European Green Deal y el paquete normativo “Fit for 55”, busca reducir sus emisiones netas en al menos un 55% para 2030 (respecto a 1990) y alcanzar la neutralidad de carbono en 2050. Esto se traduce en metas concretas de despliegue renovable: por ejemplo, España ha establecido en su Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC 2021–2030) que al menos el 42% de la energía final provenga de renovables en 2030 (y hasta 74% en el sector eléctrico) [3]. La velocidad de este cambio es crítica: la presente década se considera clave para encaminarse al escenario de 2050, requiriendo esfuerzos simultáneos de innovación tecnológica, inversiones en infraestructuras limpias y desarrollo de nuevos combustibles libres de carbono. Hidrógeno y amoníaco como vectores energéticos renovables En la búsqueda de combustibles libres de emisiones netas de carbono, el hidrógeno verde se posiciona como un vector energético fundamental. El hidrógeno no es una fuente primaria de energía (como el sol o el viento), sino un vector energético capaz de almacenar y transportar energía para su uso posterior [4]. Cuando se produce mediante electrólisis del agua alimentada con electricidad renovable, se obtiene hidrógeno “verde” o renovable, sin emisiones de CO₂ en su ciclo de producción. El hidrógeno verde puede utilizarse directamente como combustible en pilas de combustible (produciendo electricidad y agua) o quemarse en motores, y también sirve como materia prima para sintetizar otros combustibles sostenibles. Entre estos derivados, destaca el amoníaco verde (NH₃), obtenido combinando hidrógeno verde con nitrógeno del aire mediante el proceso Haber-Bosch. Tanto el hidrógeno como el amoníaco pueden almacenar grandes cantidades de energía química y liberarla bajo demanda, lo que los hace atractivos para descarbonizar sectores difíciles de electrificar, como el transporte pesado, la industria o el transporte marítimo [1]. Los límites de lo posible solo pueden definirse yendo más allá de ellos, hacia lo imposible. -Winston Churchill- Introducción 18 Ilustración 1-1: Previsión de la evolución de los combustibles usados en el transporte marítimo. [5] El amoníaco presenta varias ventajas singulares como combustible: no contiene carbono en su molécula, por lo que su uso no emite CO₂ directamente; tiene una densidad de energía por unidad de volumen relativamente alta (cuando está licuado) y puede ser manejado con tecnologías similares a las ya usadas en la industria química. A diferencia del hidrógeno, el amoníaco líquido no requiere tanques criogénicos extremos ni compresión a 700 bar – se licúa a ~10 bar a temperatura ambiente o a –33 °C a presión atmosférica. Además, puede emplearse tanto en motores de combustión interna como en celdas de combustible de alta temperatura (p. ej. de óxido sólido), o incluso “crackearse” para generar hidrógeno in situ. Estas características han hecho que el amoníaco gane favor como potencial combustible marítimo: es abundante en la industria (más de 150 millones de toneladas/año producidas mundialmente) y podría producirse de forma renovable a gran escala utilizando agua, aire y electricidad renovable [5]. Estudios prospectivos indican que el amoníaco y el hidrógeno podrían cubrir hasta un 60% de la demanda energética del transporte marítimo mundial en 2050 bajo escenarios de neutralidad de carbono [1], especialmente para buques de gran autonomía transoceánica donde la alta densidad energética de los combustibles es crucial. De hecho, la industria naviera ya considera el amoníaco como “el combustible cero carbono de menor coste para buques de larga distancia” en el horizonte de 2040–2050 [5]. Como combustible, el hidrógeno presenta un poder calorífico por unidad de masa elevado y combustión libre de CO₂, emitiendo solo agua (y algo de NOx que debe mitigarse). Ya se emplea en prototipos de vehículos pesados, trenes e incluso aviones experimentales. El amoníaco, por su parte, al arder produce nitrógeno y agua, con formación de NOx controlable mediante post-tratamiento. Su llama es menos veloz que la de los hidrocarburos, lo que plantea desafíos de combustión, pero varios fabricantes líderes de motores marinos (MAN Energy Solutions, Wärtsilä) están desarrollando motores dual-fuel amoniaco-fuel oil y sistemas de inyección específicos. De hecho, se espera que los primeros motores de combustión interna capaces de usar amoníaco como combustible estén comercialmente disponibles a finales de 2025, según reporta la industria [1]. Al mismo tiempo, existen proyectos para adaptar turbinas de gas y calderas industriales al uso de amoníaco o hidrógeno como sustitutos del gas natural. Todo ello confirma el paper de moléculas energéticas verdes (hidrógeno, amoníaco y otros combustibles sintéticos) como complemento indispensable a la electrificación directa con renovables en la transición energética. España y su potencial liderazgo en hidrógeno verde y amoníaco España se encuentra en una posición privilegiada para liderar el desarrollo de hidrógeno verde y combustibles renovables en Europa, gracias a sus excelentes recursos renovables y a una estrategia nacional clara en esta materia. El territorio español dispone de un elevado potencial de generación eléctrica renovable, combinando una de las mayores capacidades eólicas instaladas de Europa con un recurso solar excepcional. En 2022, las energías renovables aportaron más del 42% de la generación eléctrica nacional, y el objetivo es alcanzar un 74% de electricidad renovable en 2030 [3]. El PNIEC 2021–2030 prevé, entre otras metas, elevar la potencia eólica instalada a 50 GW en 2030 (desde ~25,7 GW en 2020) sumando hasta 3 GW de eólica marina flotante en nuestras costas [3]. Para la energía solar fotovoltaica se apuntan 39 GW a 2030, partiendo de ~14 GW actuales. Estas cifras muestran la apuesta decidida de España por las renovables, creando la base para una producción masiva de hidrógeno verde mediante electrólisis. El Gobierno de España ha plasmado esta visión en hojas de ruta estratégicas. La Hoja de Ruta del Hidrógeno Renovable (2020) establece 60 medidas para desarrollar este vector, fijando objetivos a 2030 como instalar 4 GW de electrolizadores en el país, conseguir que al menos el 25% del consumo de hidrógeno industrial sea de origen renovable, desplegar hidrogeneras (estaciones de servicio de H₂) por todo el territorio y poner en marcha trenes y vehículos pesados de pila de combustible [4]. De lograrse estas metas, se estima una reducción de 4,6 MtCO₂ anuales y, sobre todo, situar a España como referente tecnológico e industrial en la economía del hidrógeno [4]. En cuanto al amoníaco verde, España cuenta con una potente industria químico-fertilizante y portuaria que podría adaptarse para producir y exportar amoníaco renovable a escala global, dada la disponibilidad de hidrógeno verde a costes competitivos en el futuro. En paralelo, la Hoja de Ruta para el Desarrollo de la Eólica Marina y Energías del Mar (MITECO, 2021) busca que España se convierta en un hub europeo de tecnología eólica offshore, fomentando la I+D, la cadena de valor industrial y un despliegue piloto de parques eólicos flotantes en esta década [3]. Este documento marca como objetivo instalar entre 1 GW y 3 GW de eólica marina flotante para 2030 [3], posicionando a la industria española (astilleros, empresas de ingeniería y energía) a la vanguardia de esta tecnología emergente. La combinación de alta capacidad eólica marina (principalmente flotante) en el litoral atlántico y canario, con la producción in situ de hidrógeno verde offshore, abre oportunidades únicas para proyectos integrados. España podría producir hidrógeno en plataformas eólicas marinas y convertirlo en amoníaco directamente en alta mar, aprovechando la cercanía de corredores marítimos y puertos internacionales para su exportación. De hecho, se están explorando sinergias entre la Hoja de Ruta de Eólica Marina y la del Hidrógeno, reconociendo el amoníaco como vector de almacenamiento y transporte ideal para la energía eólica offshore a gran escala (al ser más sencillo de almacenar y trasladar que el H₂ líquido o comprimido). Cabe destacar que España ya encabeza en Europa varias iniciativas de hidrógeno verde, como el Valle del Hidrógeno Verde de Andalucía (liderado por Cepsa) y otros “valles de hidrógeno” en Cataluña, País Vasco o Castilla-La Mancha, donde se integran producción renovable, electrólisis, almacenamiento y usos industriales o de movilidad. Además, empresas españolas participan en proyectos internacionales de amoníaco verde (por ejemplo, colaboración en estudios de viabilidad para importar amoníaco renovable desde Australia o Chile hacia Europa). Todo ello refleja que España reúne todas las condiciones necesarias para que el hidrógeno verde eclosione [2], consolidándose como uno de los países con mayor potencial para generar y exportar moléculas energéticas verdes en la próxima década [2]. Impacto ambiental del transporte marítimo y necesidad de descarbonización El transporte marítimo es un sector clave a descarbonizar en el contexto global y europeo debido a su significativa huella ambiental. A nivel global, la OMI (Organización Marítima Internacional) estima que la navegación comercial es responsable de casi un 3% de las emisiones anuales de CO₂ del planeta [5], comparable a las de un país grande. En Europa, el transporte marítimo representa el 14,2% de las emisiones de CO₂ del transporte (detrás del transporte por carretera, y casi a la par de la aviación) [6]. Es preocupante que las emisiones de CO₂ de los buques hayan aumentado constantemente en la UE desde 2015 (salvo el paréntesis de 2020), alcanzando 137,5 millones de toneladas en 2022, un +8,5% frente al año anterior [6]. Este crecimiento contrasta con la urgencia climática y subraya la dificultad de mitigar las emisiones de un sector altamente dependiente de fuelóleos pesados. Además de CO₂, los barcos emiten otros contaminantes con impacto ambiental severo. Las emisiones de metano Introducción 20 (CH₄) del transporte marítimo en Europa se han al menos duplicado entre 2018 y 2023, en gran parte por el auge de buques propulsados con GNL (gas natural licuado) que provocan fugas de metano no quemado [6]. En 2022, la navegación aportó el 26% de todas las emisiones de CH₄ del sector transporte en la UE [6], lo cual es significativo dado el potente efecto invernadero del metano. Por otro lado, en cuanto a contaminantes atmosféricos clásicos, las emisiones de óxidos de azufre (SOx) de la flota que opera en aguas europeas han disminuido ~70% desde 2014 gracias a las normas que limitaron el contenido de azufre de los combustibles y la creación de Zonas de Control de Emisiones (SECA) en el Báltico y el Mar del Norte [6]. Se espera que la nueva SECA del Mediterráneo (vigente a partir de mayo de 2025) reduzca aún más las emisiones de SO₂ en la región [6]. En contraste, las emisiones de óxidos de nitrógeno (NOx) del transporte marítimo han aumentado un 10% entre 2015 y 2023 en la UE [6], debido al crecimiento del tráfico y a que las zonas ECA para NOx son recientes (entran en vigor en 2021 en el norte de Europa y solo aplican a buques nuevos, con penetración gradual) [6]. Los NOx contribuyen a la contaminación urbana (smog) y a la lluvia ácida, por lo que su tendencia ascendente es preocupante. El impacto ambiental marítimo va más allá de los gases de efecto invernadero: el sector aporta casi el 2% de la contaminación acústica submarina en áreas sensibles, genera vertidos operativos (como aguas de lastre, residuales de depuradoras de gases) y es responsable de aproximadamente 1.8% de los desechos marinos en Europa (ej. basura plástica procedente de actividades navales) [6]. Asimismo, el uso intensivo de fuelóleos pesados con alto contenido de azufre históricamente causó emisiones masivas de SO₂ y material particulado, con impactos en la salud pública (especialmente en zonas portuarias) y en ecosistemas costeros. Aunque las regulaciones de azufre desde 2020 (IMO 2020) redujeron el azufre máximo a 0,5% a nivel global, persiste la necesidad de combustibles intrínsecamente limpios (sin carbono ni azufre) para el transporte marítimo. En suma, la descarbonización del transporte marítimo se ha convertido en una prioridad ambiental. Reducir sus emisiones de CO₂ y contaminantes mejoraría no solo la lucha contra el cambio climático, sino también la calidad del aire y los ecosistemas marinos. Sin intervenciones, la proporción relativa de las emisiones marítimas crecerá a medida que otros sectores bajen las suyas. Por ello, organismos internacionales y la UE están impulsando medidas para acelerar la transición hacia combustibles marítimos de cero o baja emisión de carbono, como el GNL de bio-origen, biocombustibles avanzados, metanol verde, hidrógeno y amoníaco, junto con la adopción de tecnologías de eficiencia (velas auxiliares, rotores eólicos, optimización de rutas, electrificación de puertos, etc.). En particular, el hidrógeno y el amoníaco se vislumbran como soluciones prometedoras para lograr una navegación neutra en carbono a 2050, eliminando las emisiones de CO₂ y SOx por completo, y minimizando NOx mediante nuevas tecnologías de combustión catalítica. Marco normativo europeo en descarbonización marítima La Unión Europea ha comenzado a desplegar un marco regulatorio pionero para encaminar al transporte marítimo hacia la descarbonización, complementando los esfuerzos globales de la OMI. En 2023 se aprobó la inclusión del transporte marítimo en el Régimen de Comercio de Derechos de Emisión de la UE (EU ETS), dentro del paquete legislativo Fit for 55. Esto supone que las navieras deberán adquirir permisos de emisión de CO₂ por sus viajes que toquen puertos europeos, con una entrada gradual: cubrirá el 40% de sus emisiones verificadas en 2024, el 70% en 2025 y el 100% a partir de 2026 [6]. Este esquema cap-and-trade incentivará económicamente la reducción de emisiones (vía eficiencia o combustibles limpios), pues emitir CO₂ tendrá un coste creciente. Los ingresos recaudados se destinarán en parte al Innovation Fund de la UE para financiar proyectos de tecnologías limpias, muchos de ellos en el ámbito marítimo [6]. En paralelo, la UE ha lanzado el Reglamento FuelEU Maritime (2023), que aborda la descarbonización “por el lado del combustible”. Esta normativa establece que la intensidad de gases de efecto invernadero del combustible utilizado a bordo de los buques deberá disminuir un 2% en 2025 (respecto a la línea base de 2020), un 6% en 2030, continuando en tramos quinquenales hasta lograr un 80% de reducción en 2050 [6]. Es un enfoque innovador: se obliga a mejorar progresivamente la mezcla energética empleada por los buques (incluyendo motores, calderas y consumo eléctrico a bordo), lo que en la práctica forzará la adopción de combustibles con menor huella de carbono (por ejemplo, biocombustibles avanzados, e-fuels, hidrógeno, amoníaco, metanol verde) o tecnologías cero emisiones. FuelEU Maritime también contiene medidas complementarias, como la obligación de conectar los buques a la red eléctrica en puerto (OPS, Onshore Power Supply) a partir de 2030 para buques portacontenedores y de pasajeros [6], reduciendo así las emisiones y el ruido en las escalas portuarias. Asimismo, va ligado al nuevo Reglamento de Infraestructura de Combustibles Alternativos, que garantizará la expansión de instalaciones de abastecimiento (bunkering) de combustibles sostenibles en puertos de la Red Transeuropea de Transporte [6]. En conjunto, estas políticas buscan impulsar la oferta y demanda de combustibles marítimos bajos en carbono de forma sincronizada. Adicionalmente, la Directiva (UE) 2018/2001 revisada (RED II y RED III) establece objetivos vinculantes de incorporación de energías renovables en el transporte, incluyendo por primera vez al transporte marítimo [6]. Esto, junto con normas como el estándar de combustibles para el transporte marítimo internacional que prepara la OMI (estrategia de GEI revisada en 2023), crea un entorno regulatorio cada vez más exigente. La UE también ha propuesto medidas fiscales (como la eliminación progresiva de la exención de impuestos al fuelóleo marítimo en sus puertos) y estándares técnicos (normas de diseño energético EEDI/EEXI de la OMI, límites operativos CII, etc.) que complementan el esfuerzo holístico de descarbonización. En resumen, Europa está utilizando instrumentos de mercado, estándares técnicos y objetivos de combustible para empujar al sector naval hacia combustibles sostenibles. Estas regulaciones envían una señal clara a puertos, navieras y astilleros de que tecnologías como la propulsión eléctrica, el uso de hidrógeno o amoníaco, y los sistemas híbridos deberán escalar en los próximos años. Por ejemplo, gracias al apoyo normativo y financiero, ya existen buques demostrativos con cero emisiones en Europa, y los pedidos de nuevos barcos capaces de usar combustibles alternativos están aumentando rápidamente [6]. Según el Informe Medioambiental del Transporte Marítimo Europeo 2025, actualmente operan en el mundo 33 buques con motores a metanol (con otros 29 en construcción), varios buques usando biocombustibles avanzados, 3 buques impulsados por hidrógeno (y 5 pedidos en astilleros), así como más de 30 buques con sistemas de propulsión eólica [6]. Esto era prácticamente impensable hace una década y demuestra que el sector está empezando su transición. No obstante, lograr una flota mundial descarbonizada al 100% para 2050 es un desafío enorme: hará falta escalar la producción de combustibles alternativos. Se calcula que la capacidad de electrólisis planificada a 2030 solo podría cubrir combustible basado en hidrógeno para ~13–19% de la flota global en 2050, y que se requeriría triplicar o cuadruplicar la producción mundial de amoníaco verde respecto a la actual para abastecer la demanda prevista del sector marítimo mid-century [6]. Esto resalta la necesidad de acelerar tanto la inversión en renovables y electrolizadores, como el desarrollo de buques, infraestructuras y normativas de seguridad asociadas a estos nuevos combustibles (p. ej., abordando los riesgos del amoníaco, que es tóxico y corrosivo, mediante estándares operativos apropiados) [6]. Proyectos piloto y desarrollos actuales en hidrógeno y amoníaco para transporte El buque de suministro offshore Viking Energy (Noruega) será pionero en el uso de amoníaco como combustible, equipado con una celda de combustible de 2 MW alimentada por amoníaco verde (proyecto ShipFC) [7]. Ilustración 1-2: Buque de suministro offshore Viking Energy (Noruega), Proyecto ShipFC. En los últimos años se han multiplicado los proyectos piloto que demuestran la viabilidad del hidrógeno y el amoníaco en aplicaciones de transporte. Uno de los casos más emblemáticos es el Proyecto ShipFC en Noruega, cofinanciado por la UE, donde el buque de apoyo a plataformas Viking Energy (de Eidesvik Offshore) está siendo reconvertido para incorporar un sistema de fuel cell de óxido sólido de 2 MW capaz de funcionar con Introducción 22 amoníaco verde [7]. En 2024 se espera que este barco navegue hasta 3.000 horas al año con amoníaco sin emisiones de carbono, suministrado por la empresa Yara desde su nueva planta de amoníaco renovable en [7]. Será el primer buque del mundo en operar con amoníaco como combustible de forma regular, allanando el camino para futuras conversiones. De hecho, la autoridad marítima noruega ya ha otorgado la aprobación preliminar de seguridad a este innovador diseño [7], señal de confianza en que puede realizarse con garantías. Otro proyecto destacado es el de Wärtsilä y Grieg en Escandinavia para construir en 2024–2025 el primer buque cisterna de product tankers con motor dual de amoníaco (proyecto MS Green Ammonia), así como las pruebas de MAN Energy Solutions para un motor de dos tiempos a amoníaco en Dinamarca. Igualmente, en Japón el consorcio Itochu-Coastal Shipping desarrolla un barco de suministro de amoníaco (ammonia bunkering vessel) que entrará en servicio en 2025, y Corea del Sur ha aprobado diseños conceptuales de portacontenedores impulsados por amoníaco. En la Unión Europea, a través del programa Horizon Europe (y anteriormente el FCH JU), se han financiado varias demostraciones: por ejemplo, el proyecto FLAGSHIPS operó en 2021 una barcaza fluvial con pila de hidrógeno en Bélgica, y prepara un ferry de hidrógeno en Noruega. También el consorcio HySeas III diseña el primer ferry marítimo de hidrógeno para Escocia. Asimismo, la naviera MSC anunció pruebas con combustible blend de amoníaco en motores marítimos existentes, mientras que Maersk y otras grandes compañías tienen pedidos de buques a metanol (9 portacontenedores en construcción con motor dual metanol-diesel). En el sector ferroviario y fluvial, Francia y Alemania han introducido trenes de pasajeros de hidrógeno (modelo Coradia iLint de Alstom) operando comercialmente, eliminando emisiones en líneas sin electrificar. Y en puertos como Los Ángeles y Rotterdam se están usando cargadores portuarios y remolcadores con celdas de combustible de hidrógeno. Todos estos pilotos confirman que las tecnologías del hidrógeno y derivados ya funcionan en condiciones reales, aunque sea a pequeña escala. A medida que se acumulan horas de operación, se obtienen datos valiosos sobre desempeño, seguridad y costes, que permiten refinar los diseños. Por ejemplo, el ensayo exitoso de transferencia de amoníaco ship-to-ship realizado en 2023 cerca de las costas de Australia (Proyecto GCMD con participación de la Autoridad Marítima de Singapur y empresas como Yara) transfirió 4.000 m³ de amoníaco entre dos buques gaseros en fondeo abierto [8], demostrando la factibilidad de las operaciones de bunkering de amoníaco de barco a barco en condiciones reales. Este tipo de ejercicios prácticos son cruciales para desarrollar protocolos de seguridad, sistemas de contención de fugas, procedimientos de emergencia y capacitación de la tripulación para el manejo de amoníaco, dado que es un combustible tóxico que requiere precauciones especiales (p. ej., uso de detectores de NH₃, sistemas de ventilación y neutralización de derrames) [8]. Un indicador del creciente interés es el número de iniciativas en marcha: globalmente se cuentan más de 112 proyectos anunciados para la producción de amoníaco verde o azul destinado a combustible marítimo [7], desde Australia hasta el Mar del Norte. En cuanto al hidrógeno, ya existen buques pequeños operativos –por ejemplo, el Hydroville (transbordador en Bélgica) o el Energy Observer (embarcación experimental francesa de propulsión eléctrica-hidrógeno solar-eólica)–, y se esperan en 2025-2026 buques de mayor tamaño como un ferry de hidrógeno en San Francisco (proyecto Sea Change) o un remolcador de hidrógeno en Valencia (proyecto H2Ports). Incluso en aviación se ha probado un avión regional modificado con pila de hidrógeno (ZeroAvia). Todos estos desarrollos anticipan la maduración tecnológica que permitirá, en la década de 2030, pensar en flotas completas propulsadas con hidrógeno o amoníaco. También revelan desafíos a resolver: la densidad de energía volumétrica del H₂ líquido es baja (requiere tanques grandes) y la del amoníaco es aproximadamente la mitad que la del diésel [5, Why the Shipping industy is betting on Ammonia IEEE Spectrum], lo que implica sacrificar espacio a bordo para tanques de combustible más voluminosos o aumentar la frecuencia de repostaje. Por ello se investigan mejoras como tanques conformales, combustibles mixtos (e-ammonia con cracking parcial a H₂ a bordo para mejorar el rendimiento de motores) o incluso combinaciones híbridas (p. ej., navegar a amoníaco en alta mar y cambiar a eléctrica/baterías cerca de puerto). En definitiva, los proyectos piloto actuales están abriendo brecha en un sector tradicionalmente conservador. Cada caso de éxito –un barco navegando con amoníaco sin incidentes, un motor dual funcionando con hidrógeno a plena carga, una barcaza repostando hidrógeno líquido en un muelle– reduce la incertidumbre y allana la ruta hacia la adopción comercial. Organismos como la OMI, la AIE y la propia UE siguen de cerca estos desarrollos para alimentarlos en próximas regulaciones y estándares de seguridad. La experiencia temprana de proyectos piloto en Europa podría otorgar una ventaja competitiva a la industria europea (constructores navales, operadores, proveedores de tecnología) en el emergente mercado de los combustibles marítimos sostenibles. Objetivos del trabajo Este trabajo de fin de grado analiza la viabilidad técnica y ambiental de la producción de hidrógeno y amoniaco en plataformas offshore, con un enfoque en su contribución a la descarbonización del sector marítimo y el papel estratégico de España en esta transición. En particular, se estudiará el potencial de Andalucía como región clave en el desarrollo de esta industria, evaluando su capacidad en energías renovables, la infraestructura disponible y las oportunidades para el desarrollo tecnológico e industrial. A través de un enfoque multidisciplinar, se abordarán los siguientes aspectos: • Tecnologías disponibles: Se analizarán las diferentes tecnologías de producción de hidrógeno y amoniaco en alta mar, incluyendo la electrólisis alimentada por energía eólica marina y la síntesis de amoniaco mediante procesos sostenibles. • Desafíos regulatorios y logísticos: Se estudiarán las barreras normativas y los retos asociados al despliegue de infraestructuras offshore, así como la viabilidad de integrar estos proyectos en la estrategia energética local, nacional y europea. • Impacto ambiental y beneficios socioeconómicos: Se evaluará el impacto de la producción de hidrógeno y amoniaco en términos de reducción de emisiones, creación de empleo y desarrollo industrial en Andalucía. • Perspectivas de mercado: Se analizarán las oportunidades de exportación de hidrógeno y amoniaco producido en España, así como el papel de los puertos españoles en la distribución de estos combustibles. Estudio de Costas Nacionales 24 2 ESTUDIO DE COSTAS NACIONALES Para llevar a cabo la implantación del Proyecto se van a estudiar estas costas nacionales, haciendo diferenciación por el plan de ordenación del espacio marítimo que realiza el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) [9]: • Costa Noratlántica: Mar Cantábrico y Océano Atlántico. Territorios de Galicia, Asturias, Cantabria y País Vasco. • Costa Levantino-balear: Mar Mediterráneo. Territorios de Cataluña, Comunidad Valenciana y Región de Murcia. • Costa del Estrecho y Mar de Alborán, incluyendo los Territorios de Cádiz, Málaga, Granada y Almería, siendo esta costa Mediterránea. • Costa Sudatlántica: incluyendo las Provincias de Huelva y Cádiz, bañadas por el Océano Atlántico. Cómo se aprecia en la imagen, se ha exceptuado la costa canaria, para que el alcance del estudio no excediese los límites del proyecto. Ilustración 2-1: Ordenación del espacio marítimo nacional. Fuente: MITECO. Para llevar a cabo un estudio acorde con el proyecto a desarrollar, se establecen unos criterios de selección tecno económicos que servirán de apoyo para establecer clara diferenciación entre estas costas y así poder elegir la ubicación óptima. Estos criterios están basados en proyectos de implantación de granjas de eólica offshore [10] así como de análisis de producción de Hidrógeno y Amoníaco offshore [11], [12]. 2.1 Criterios de selección 2.1.1 Condiciones Climáticas y Ambientales Los factores Meteorológicos y Oceánicos que influencian la decisión sobre la implantación en una determinada ubicación son los siguientes: • Velocidad y estabilidad del viento: Se requiere una velocidad media del viento de 7-9 m/s para la viabilidad de la energía eólica off-shore. En base a [3], los vientos han de ser mayores a 7 m/s para favorecer la generación de energía. • Oleaje y corrientes marinas: Deben ser compatibles con el diseño de la plataforma y las operaciones de mantenimiento. Grandes corrientes y oleajes serán desfavorables para una plataforma flotante. • Frecuencia de tormentas y huracanes: Es preferible ubicar la plataforma fuera de zonas de ciclones o contar con sistemas de seguridad y anclaje adecuados. A mayor frecuencia de tormentas y huracanes, el factor es más desfavorable. • Temperatura y salinidad del agua: Afectan la eficiencia de la electrólisis y los procesos de corrosión de la infraestructura. Mayor salinidad y temperatura, caso más desfavorable. Estos serán puntuados con 3 para el caso más favorable (viento alto (>9m/s), poco oleaje, baja frecuencia de tormentas y salinidad baja) y 0 para el caso más desfavorable (viento <7m/s, oleaje alto, alta frecuencia de tormentas y huracanes y salinidad alta). 2.1.2 Accesibilidad y Logística Ubicación Estratégica y Proximidad a Mercados, principalmente buscando reducir al mínimo • Cercanía a rutas marítimas internacionales: Facilita la exportación de hidrógeno o amoníaco en buques de carga especializados, así como el repostaje de buques de mercancía que dispongan de motores de amoníaco o hidrógeno. • Distancia a puertos comerciales: Un puerto cercano reduce costos de transporte y facilita el mantenimiento. Debido a que, al ser una estructura flotante, el montaje podría darse en tierra en puertos que cuenten con Astilleros especializados en estas infraestructuras. Tener distancias relativamente cercanas a estos haría viable esta opción, de lo contrario tendrían que plantearse opciones cómo el montaje completo en alta mar, lo que complicaría la viabilidad y • Acceso a infraestructura de distribución: Idealmente, la plataforma podría estar cerca de gasoductos submarinos o posibles corredores de hidrógeno, bien ya existentes en un escenario 2050 o bien haya cierta predisposición a plantearse este tipo de rutas. • Sinergia con industrias locales: Puede abastecer refinerías, plantas químicas o sectores que demanden hidrógeno y amoníaco. Además de para su exportación, que es el principal objetivo de este proyecto, se podrían abastecer industrias cuya ubicación sea cercana. 2.1.3 Viabilidad Técnica, Ingeniería Civil y Estructura En función de la profundidad del agua y Tipo de Plataforma • Plataformas flotantes (FPSO, semisumergibles, TLP) para aguas profundas (>50 m). • Plataformas fijas en aguas someras (<50 m) si hay un lecho marino estable. • Viabilidad del anclaje y estabilidad en función de las condiciones geológicas del fondo marino. 2.1.4 Factores Económicos y Financieros Costos de instalación y operación: Dependen de la distancia a tierra, infraestructura portuaria y costos de mantenimiento. Así cómo la potencialidad del proyecto para la obtención de financiación pública. Estudio de Costas Nacionales 32 32 Ilustración 2-10: Datos de Temperatura del aire desde el 1 de enero de 2016. 3 OBJETIVO DE PRODUCCIÓN Y BASES DE DISEÑO 3.1 Objetivos de producción En base al escenario 2050 en el que se plantea el proyecto, se han tomado referencias de Navieras como la danesa MAERSK, que proyecta buques portacontenedores con tecnología de Hyundai heavy industries y MAN Energy Solutions, [16] y teniendo como referencia los motores de este tipo de barcos que funcionan con Fuel Oleo, Wärtsilä [17] que van desde 2,4MW para barcos pequeños, pasando por 11MW hasta 23MW de potencia motor, con almacenamientos de 3500 GJ – 71 300 GJ – 74 600 GJ [18], respectivamente se hará una estimación para la producción y el almacenamiento tanto de amoniaco para los barcos contenerizados y de larga distancia, cómo para los de corta distancia propulsados con hidrógeno. Se tendrá en cuenta que de barcos contenerizados repostará 1 al mes, para los de larga distancia se hará una aproximación de repostaje de 1 barco cada 2,5 semanas, así como para los barcos de hidrógeno se tendrá una previsión de repostaje de 1 barco pequeño por semana, como máximo. A partir de estos casos se tendrán, dos tanques de hidrógeno de 3 500 GJ, y dos tanques de amoniaco de 74 600 GJ, que, convertidos a masa en términos de PCI, realizando una estimación preliminar, se obtiene: Tabla 3-1: Dimensionamiento en función de la capacidad de almacenamiento de los barcos. DATO AMONÍACO HIDRÓGENO PCI (MJ/kg) 18,5 120 CAP BARCO (GJ) 74 600 3 500 MAYORADO X1,1 82 060 3 850 CAP PLANTA (kg) 4 435 675,68 32 083,33 CAP PLANTA (t)(x2) 4 435,68 32,08 Una vez se ha determinado la capacidad de almacenamiento de la planta, en función de dicho almacenamiento, y las veces que se agota, es decir, las veces que reposta cada tipo de barco, resulta la totalidad anual de: Tabla 3-2: Contabilidad de Refuelling en función de las suposiciones en un Objetivo 2050. RECARGAS SHORT LONG CONTENERIZED MES 4 1,74 1 AÑO 52 21 12 En base a esta cantidad de recargas, a sabiendas de que tanto los barcos de Long distance cómo los contenerizados se mueven con amoniaco y los de Short distance se mueven por hidrógeno, se ha determinado la producción anual de hidrógeno y amoníaco para venta. Para calcular la producción anual de Hidrógeno en los electrolizadores, se ha supuesto que el hidrógeno que entra en el loop de síntesis de amoniaco se transforma en amoníaco con una conversión global del 85%, obteniendo unos resultados de Producción anuales que aparecen en la siguiente tabla: Objetivo de Producción y Bases de Diseño 34 34 Tabla 3-3: Producción anual de la planta. AMONÍACO HIDRÓGENO PRODUCCIÓN (kt/año) 146,38 1,67 La producción estipulada de Hidrógeno es la necesaria para su venta como combustible para estos pequeños barcos. La producción de Hidrógeno total se calculará en la parte de Balances de Materia y Energía. 3.2 Bases de Diseño Para el diseño de la planta se va a, en la medida de lo posible, apostar por tecnología nacional, andaluza si es posible. Para favorecer la cadena de valor del hidrógeno y formar también parte de proyectos Valle, cómo el Valle Andaluz del Hidrógeno, propulsado por MOEVE. Antes de entrar en las bases de diseño, hay que aclarar que la planta se “dividirá” en dos, la producción y la distribución y almacenamiento o estación de carga. 3.1.1 Planta de producción La planta de producción se dividirá en sistemas, estos se asignarán en base a la función que realice cada uno en la planta. Serán los siguientes: • Sistema de producción de Hidrógeno El Sistema de Hidrógeno constará de todo el BOP o Balance de Planta que conlleva el electrolizador, en este caso se optará por Electrolizadores fabricados por H2B2, tipo PEM contenerizados. Una vez realizado el Balance de Materia se determinarán los modelos concretos. Además del electrolizador se añadirá a este Sistema un tanque Buffer para evitar cuellos de botella en la producción de amoníaco, ya que debido al factor de capacidad de la energía Eólica Marina (60%) [3], el Sistema de electrólisis no estará operando durante todo el año. Este tanque tendrá dos salidas, una que alimente al Sistema de producción de Amoníaco y otra que alimentará a la HRS (Hydrogen Refuelling Station). El tanque no operará por debajo de 4 bares, para que los compresores que le siguen no operen en condiciones perjudiciales a su funcionamiento, por esto se tendrá una pequeña cantidad de hidrógeno sin usar. Por esta razón se optará por electrólisis de esta marca sevillana, que cuentan con gran capacidad de respuesta y Sistema de puesta en marcha rápida. • Sistema de producción de Amoníaco El Sistema de producción de Amoníaco, contará con el acondicionamiento de los productos, Hidrógeno y Nitrógeno, el propio reactor de Amoníaco, así como la separación de productos y reactivos y recirculación de estos reactivos, será objeto de estudio incorporar una purga al Sistema en función del Sistema de separación de aire. La tecnología de reacción será un reactor tubular catalítico autotérmico, esta disposición de reactor es un equipo de características similares a un intercambiador de carcasa tubo, sin embargo, solo hay un fluido con un paso por la carcasa, dónde estaría la alimentación y por tanto los reactivos rebajarían la temperatura del reactor, Ilustración 3-1: Electrolizador H2B2 contenerizado. Fuente: Web H2B2 debido a que la reacción es exotérmica. Además, cuenta con Sistema de precalentamiento de los reactivos con la salida de los productos [19]. • Sistema de Tratamiento de Agua El Sistema de tratamiento de Agua marina contará con una planta de tratamiento de agua (PTA) contenerizada de J. HUESA, empresa de tratamiento de agua sevillana. Esta PTA, con equipos de cloración, coagulación, ultrafiltración, decloración, antiincrustante, filtración fina, bomba de alta presión y un sistema con dos pasos de ósmosis inversa y un tratamiento electrodesionizador EDI [20], este equipo sin embargo estará en el sistema de hidrógeno para optimizar el consumo de agua del electrolizador, [20]. La elección de esta empresa cómo suministradora para el Proyecto se debe a la configuración que ofrece contenerizada, lo que facilita el transporte y la instalación de la propia PTA [21]. • Sistema de Aire El Sistema de Separación de Aire estará basado en la separación de aire con membranas, produciendo Nitrógeno puro en el rechazo, opción conveniente ya que no habrá tanta pérdida de presión, y aire enriquecido en oxígeno en el permeado. El Sistema contará con dos filtros coalescentes, uno grueso y uno fino, compresor de la alimentación al Sistema de separación [22] y el Sistema de separación compuesto por dos membranas con recirculación intermedia para aumentar la recuperación de Nitrógeno [20]. • Sistema de electricidad Este Sistema estará compuesto por el parque eólico de turbinas flotantes, que abastecerá la electricidad general de: Electrolizador, Sistemas de Agua y Aire, y los consumos eléctricos que haya en la estación de carga para buques. Además, estará complementado por placas solares para los pequeños consumos que haya en el resto de la planta. 3.1.2 Estación de repostaje para buques y almacenamiento. La estación de carga se va a diseñar en base a la estrategia ya implementada en el sector del Oil & Gas de repostaje Ship to Ship, al ser una plataforma flotante. Además, al ser tanto el hidrógeno y el amoníaco productos de difícil manejabilidad, por ser el hidrógeno altamente explosivo e inflamable y el amoníaco altamente tóxico han de tenerse en cuenta las normativas NFPA 2 Hydrogen [23] y el Reglamento de Almacenamiento de Productos Químicos [24]. Se tendrán dos zonas claramente diferenciadas, almacenamiento y distribución de amoníaco líquido, ARS (Ammonia Refuelling Station), y almacenamiento y distribución de hidrógeno gas presurizado a 350 bar, HRS. Ilustración 3-2: Planta Tratamiento de Agua contenerizada J. HUESA. Fuente: Web J. HUESA. Objetivo de Producción y Bases de Diseño 36 36 3.1.2.1 ARS: La estación de repostaje de amoníaco constara de dos tanques de amoníaco líquido de la misma capacidad, por el hecho de que al recargar los barcos contenerizados y los de media distancia prácticamente la misma cantidad de amoníaco en distinta frecuencia, siguiendo un criterio conservador, los barcos podrían coincidir hasta 3 veces para repostar en la misma semana del año, por lo que han de tenerse previsiones para contemplar estos sucesos. Además de esto, han de tenerse en cuenta aspectos técnicos en el manejo del amoníaco, en base a su naturaleza tóxica, corrosiva e inflamable ha de tenerse espacial cuidado con las posibles fugas que puedan darse al ser suministrado, aspecto que resultará clave a la hora de realizar la implantación del proyecto. Además del daño que estas fugas puedan ocasionar sobre las personas, hay que tener especial cuidado debido al impacto ambiental que puedan ocasionar al entorno marino, entendiéndose éste cómo el agua y las especies marinas que habitan cerca de la planta. 3.1.2.2 HRS: A la hora de diseñar la estación de repostaje de hidrógeno han de tenerse en cuenta algunos aspectos clave de seguridad, cómo su extrema inflamabilidad, ya que se enciende simplemente con una pequeña chispa o calor, su alto rango de explosividad en aire en concentraciones entre 4-75% en volumen, y además de esto es incoloro e inodoro, por lo que es complicada su detección sin sensores especializados. Por el contrario, se dispersa rápidamente lo que supone una ventaja sobre todo por estar al aire libre y en una zona donde hay viento alto, esto contribuirá a que el hidrógeno no se acumule formando bolsas de gas. Además de estos aspectos relativos a la seguridad, hay que conocer la naturaleza química de esta molécula, que, a diferencia de otros gases, sufre un doble efecto Joule-Thomson, es decir que al expandirse se calienta en lugar de enfriarse. Para evitar que al darse este efecto la temperatura que alcance el tanque de almacenamiento del barco pueda dañar su estructura, se dispondrá de varios tanques de almacenamiento, ya que se estima que este tipo de tanques de Hidrógeno de alta presión sean de materiales compuestos por ejemplo tanques tipo IV de revestimiento de Polímero recubierto de Fibra de Carbono, que no se ven afectados por la fragilización que produce el hidrógeno a los aceros, [25]. Estos tanques se dispondrán de forma que la salida del tanque Buffer alimenta a un compresor que lleva al hidrógeno a 200 bar, y este se almacena en un tanque a esta presión. Después de este tanque a 200 bar, se alimenta a otro compresor que llevará el hidrógeno hasta a 450 bar en el tanque de suministro final. 4 DISEÑO DEL PROCESO (PFD) 4.1 Proceso Global SISTEMA AMONIACO RECHAZO AGUA CONDENSADA NITRÓGENO HIDRÓGENO AIRE AGUA DE MAR AMONIACO LÍQUIDO HRS HIDRÓGENO 350 BAR OXÍGENO AIRE ENRIQUECIDO PURIFICACIÓN N2 TRATAMIENTO DE AGUA ELECTROLIZADOR 4.2 Sistema de Tratamiento de Agua El Sistema de Tratamiento de Agua, capta el agua directamente del mar, estas tuberías constan con un sistema de rejas de distinto tamaño para que la vida marina no pueda acceder a dichas tuberías. Una vez se capta el agua con estas tuberías, comienza el tratamiento con la dosificación química de Hipoclorito y de Coagulante, este tratamiento es necesario para neutralizar vida bacteriana o algas, ya que este tipo de vida microbiana puede causar graves daños en los equipos aguas abajo. Este tratamiento se realiza en tanques agitados para asegurar que la concentración de químicos en el agua de alimentación sea homogénea, a la salida de estos tanques agitados se encuentra un tratamiento de Ultrafiltración, dónde quedarán retenidas las partículas más gruesas además de microorganismos y algas que por efecto del coagulante han aumentado su tamaño. Tras la Ultrafiltración, han de eliminarse moléculas de cloro libres, por los daños que estas pueden ocasionar a equipos cómo las membranas de ósmosis inversa. Para ello se dispone de tanques agitados a los que se les dosifica Tiosulfato de Sodio y Antiincrustante. El tiosulfato de sodio actúa en pos de reducir el cloro libre a cloruro, neutralizando su capacidad oxidante haciéndolo así inofensivo para estos equipos, el antiincrustante, por su parte se encarga de evitar la formación de depósitos de sales minerales, que pueden atascar filtros y las membranas, protegiendo así la integridad del sistema, asegurando un flujo constante y prolongando la vida útil de la instalación. Cómo último paso previo a las membranas de ósmosis inversa se tienen equipos de filtración fina para eliminar cualquier partícula que aún pueda quedar retenida en el agua evitando así que se dañen dichas membranas, que Diseño del Proceso (PFD) 38 38 son equipos muy sensibles. Se cuenta con dos pasos de osmosis, siendo el permeado el que se vuelve a pasar por las membranas de osmosis, de forma que tras el segundo paso se obtiene agua prácticamente pura, sólo contendría Conductividad por encima de 100µS/cm (micro Siemens por cm), y es por ello por lo que en el sistema de hidrógeno se dispone del electrodesionizador previo al electrolizador, que necesita que el agua tenga una conductividad <100µS/cm. En este sistema de dos pasos de osmosis inversa se tiene cómo entrada agua salada, que pasa por una bomba de alta presión, para que la operación del primer paso de osmosis sea a 75 bar. Para generar un ahorro de energía, en base a que esta bomba no opere con todo el caudal de agua necesario a tratar, se dispone de un bypass que divide parte de este caudal de alimentación y hace pasar un 40% de este caudal por un sistema de recuperación de energía mecánica: ERI (Energy Recovery Inc.). Este equipo aprovecha la energía que trae el rechazo de ambos pasos (1º y 2º) que sale en torno a 65 bar de las membranas, este sistema actúa cómo un intercambiador de energía mecánica, proporcionando la energía mecánica del rechazo a esta parte de la corriente de alimentación, haciendo así que la bomba de alta presión trabaje considerablemente menos y proporcionando por tanto un gran ahorro energético en esta parte crítica del proceso en lo que a consumo energético respecta. Una vez este rechazo o concentrado en NaCl, transfiere su energía mecánica a la alimentación se dirige a un cristalizador, para paliar o minimizar los efluentes líquidos que se producen en la planta y hacer un menor consumo de agua salada. Este cristalizador aprovecha el calor de la corriente productos del reactor de amoniaco para evaporar el agua presente en dicha corriente de rechazo y aprovechar la alimentación de agua salada al máximo para la producción de agua desionizada que consume el electrolizador. Sistema de Hidrógeno Bomba de alimentación Agua del Mar Dosificación Química Hipoclorito Dosificación Química Coagulante Dosificación Química Decloración Dosificación Química Antiincrustante Filtración fina Ultrafiltración Bomba Alta Presión Bomba alimentación 2º paso ERI (Energy Recovery) Tanque O2 SALMUERA Sistema de Amoniaco Cristalizador Sistema de Amoniaco Agua de Recirculación 4.3 Sistema de electricidad Este sistema contará con 15 turbinas Eólicas flotantes tripodales pivotantes, esto quiere decir que cada una tendrá tres puntos de apoyo de flotación sobre el mar y uno de ellos estará fijo para pivotar sobre el mismo por efecto del arrastre de las mareas. Cada una de estas turbinas de 20MW, ha de estar separada de las demás de 5 a 8 veces el diámetro del rotor en la dirección predominante del viento y 3 veces el diámetro del rotor en la dirección no predominante. Estas turbinas cuentan con un rotor de 260m, por lo que la distancia a salvaguardar entre turbinas que estén en la dirección predominante del viento será en torno a 1,5km, y en la no predominante la distancia será de 800m. Ilustración 4-1: Modelo de turbina eólica flotante tripodal pivotante. FUENTE: Iberdrola. Diseño del Proceso (PFD) 40 40 Además de estas turbinas, se contará con un transformador en la plataforma para adaptar la corriente alterna generada por estas turbinas a corriente continua, ya que es cómo la consume el electrolizador. Sistema Hidrógeno TRANSFORMADOR A CONTINUA 4.4 Sistema de Aire Para tratar el aire que se extrae de la atmósfera, al estar en alta mar el primer paso a realizar será eliminar la humedad e incluso gotas que pueda tener este aire. Para ello se implementa un sistema de filtración primaria, que cuenta con dos filtros coalescentes. Un primer filtro grueso para eliminar partículas suspendidas como sal o polvo y un segundo filtro fino, que elimine gotas y partículas más pequeñas que no queden retenidas en el primer filtro. Seguido de un sistema de enfriamiento y condensación para separar el vapor y condensarlo, finalmente, se dispone de un sistema de adsorción con Alúmina activada para eliminar por completo la humedad, la finalidad de este pretratamiento es evitar problemas de corrosión debido a la atmosfera salina a la que están expuestos los equipos sensibles, cómo las membranas de permeación de gases y los compresores. Después de este pretratamiento el aire pasa por un tren de compresión para adaptar la corriente a la operación de las membranas de permeación de gases, que opera a 15 bar de presión. Estas membranas de permeación de gases operarán en serie en configuración de Stripping para minimizar el área de las membranas y el consumo de potencia de los compresores. Consiguiendo una recuperación de Nitrógeno alta y con una pureza del 99% con Argón como única impureza, que actúa como inerte en el sistema de amoníaco. Además de obtener el Nitrógeno de alta pureza cómo producto para la alimentación al reactor de amoniaco, se utiliza una pequeña parte de este Nitrógeno para inertizar los electrolizadores garantizando una operativa segura de estos. El permeado de la primera de estas membranas, más rico en oxígeno que las demás corrientes, se lleva al tanque de aire enriquecido para aprovecharlo para su venta. Este aire enriquecido podrá venderse a los mismos barcos que operen con hidrógeno, o a navíos militares, ya que uno de sus modos de operación cuando entran en batalla es cerrar las entradas de aire, pudiendo usar este aire enriquecido para la alimentación del motor e incluso para el interior del barco. Sistema de Hidrógeno Filtro Coalescente Grueso Aire atmosférico Separador de aceite y gotas Soplante alimentación Filtro Coalescente Fino Tren de Compresión 79% N2 Membrana Permeación de Gases Paso 1 Membrana Permeación de Gases Paso 2 94% N2 84% N2 87,5% N2 Aire Enriquecido O2 Sistema de Amoniaco 99% N2 Sistema de Hidrógeno Inertización Electrolizador Tanque Almacenamiento O2 Separador de humedad Separador de condensado Cooler 4.5 Sistema de Hidrógeno El agua casi pura que se usará para producir hidrógeno llega al tanque flash separador de oxígeno, para aumentar la recuperación de agua que se evapora en el electrolizador y disminuir el consumo energético para enfriar dicha corriente y condensar el vapor que contenga, haciendo así que el oxígeno que sale del electrolizador sea puro. Tras esto, esta agua casi pura, se mezcla con la corriente líquida que sale del tanque flash purificador del hidrógeno, dispuesto para aumentar también la recuperación de vapor generado en el electrolizador. Tras unirse las corrientes se bombea para aumentar la presión y adecuarla a una presión por encima de la que opere el electrolizador (30 bar), esta presión que da la bomba es más alta debido al electrodesionizador previo al electrolizador. Ambos tanques flash cuentan en la salida con un enfriamiento y un separador de gotas para que tanto la corriente de hidrógeno cómo la de oxígeno, sean puras al 99,99%. El electrodesionizador cuenta con resinas para eliminar iones que puedan quedar de sal cómo Na+ o Cl-, propios del agua de mar. Estas resinas de intercambio iónico trabajan de forma que, al retirar estos iones de Sodio o Cloro, introducen iones OHo H+, que uniéndose entre sí formarían moléculas de agua, produciendo así agua ultrapura (<100 µS/cm), para alimentar el electrolizador. El electrolizador, de tipo PEM (Proton Exchange Membrane o también conocido como Polymer Electrolyte Membrane), consume agua con conductividad inferior a 100 µS/cm y corriente continua. La corriente continua se utiliza para romper las moléculas de agua y generar Oxígeno e Hidrógeno puros mediante la siguiente reacción: 2𝐻2𝑂→2𝐻2+𝑂2 ∆𝐻𝑟=−285.8 𝑘𝐽/𝑚𝑜𝑙 Ecuación 4-1 La energía correspondiente a romper dicha molécula es la fracción de la entalpía de reacción que corresponde a la energía libre de Gibbs, el resto de energía que resta al total de la entalpía de la reacción se consume en forma de calor que consume dicha reacción de disociación del agua. Balances de Materia y Energía 48 48 𝐹𝑤𝐶𝑝,𝑓𝑑𝑇𝑔 𝑑𝑧 =−𝑈𝐴𝑡(𝑇𝑔−𝑇𝑓) Ecuación 5-3 Donde: • At: área transversal del lecho catalítico [m²] • Fw: caudal másico total de alimentación [kg/h] • Cpg, Cpf: capacidades caloríficas del gas en ambas zonas [kcal/kg·K] • Tg, Tf: temperaturas de la corriente caliente y fría, respectivamente [°C] • U: coeficiente global de transferencia de calor [kcal/h·m²·K] La velocidad de reacción neta se ha formulado según una expresión derivada del modelo de LangmuirHinshelwood, adaptada para catalizadores de hierro: 𝑟𝑁2=𝑘1·𝑃𝑁2· 𝑃𝐻21.5−𝑘2·𝑃𝑁𝐻3 𝑃𝐻21.5 Ecuación 5-4 Siendo los coeficientes cinéticos k1 y k2: 𝑘1=1,78954𝑥104·exp( −10505,1 𝑇𝑔+273 ) Ecuación 5-5 𝑘2=2,5714𝑥1016·exp( −23939,4 𝑇𝑔+273 ) Ecuación 5-6 Las presiones parciales de los gases se calcularán a partir de la concentración inicial, la conversión de N2 y un factor de expansión gaseosa, ɛA, en este caso considerado igual a -0.109 por la reducción de moles que ocurre tras la reacción. Quedando la ecuación de la siguiente forma: 𝑃𝑁2=𝑦𝑁2,0·𝑃0·(1−𝑋) (1+ɛ𝐴·𝑋) Ecuación 5-7 𝑃𝐻2=(𝑦𝐻2,0−3𝑦𝑁2,0𝑋)·𝑃0·(1−𝑋) (1+ɛ𝐴·𝑋) Ecuación 5-8 Una vez se tienen las ecuaciones de balance, se definen las condiciones de operación como son caudal, temperatura de entrada a la zona de reacción, presión de operación, área transversal, longitud de reactor, coeficiente de transferencia de calor (U) y las respectivas capacidades caloríficas de las corrientes de alimentación y zona de reacción. Estas condiciones recogidas en la Tabla 5-2: Condiciones de operación del reactor de amoníaco, y junto a las condiciones de entrada al reactor definidas en Tabla 5-1: Composición molar de la alimentación al reactor, cumplen los grados de libertad para realizar este balance. Tabla 5-2: Condiciones de operación del reactor de amoníaco Parámetro Valor Unidad Caudal másico total, Fw 26.400 kg/h Temperatura de entrada, T0 600 ºC Presión de operación, P0 300 atm Área transversal, At 0,78 m² Longitud del reactor, L 11 m U 5000 kcal/h·m²·K Cp, g 0,719 kcal/kg·K Cp, f 0,707 kcal/kg·K Los resultados obtenidos se presentan en la siguiente tabla: Tabla 5-3: Resultados obtenidos en el modelado de EES para el diseño del reactor de amoníaco. Parámetro Símbolo Valor Unidades Descripción Temperatura gas caliente Tg 432 °C Temperatura de salida del gas que reacciona Temperatura gas frío Tf 175,2 °C Temperatura de salida del flujo frío en contracorriente Conversión de nitrógeno X 0,3002 — Fracción molar de N₂ convertida en NH₃ Presión parcial de N₂ PN2 48,57 atm Presión parcial de nitrógeno a la salida Presión parcial de H₂ PH2 154,7 atm Presión parcial de hidrógeno a la salida Presión parcial de NH₃ PNH3 55,24 atm Presión parcial de amoníaco a la salida Velocidad de reacción rN2 8,909 kmol N₂/(h·m³) Velocidad neta de consumo de N₂ en el reactor A partir de las tablas integrales incluidas en el código de EES, se han calculado los perfiles de temperatura y conversión a lo largo de la longitud del reactor Balances de Materia y Energía 50 50 Ilustración 5-1: Conversión vs Longitud de Reactor. Ilustración 5-2: Temperatura de alimentación (Tf) y Temperatura de reacción (Tg) vs Longitud de reactor. En base a estos resultados obtenidos del diseño del reactor, se hará el balance completo del sistema usando las condiciones de temperatura de la alimentación, la temperatura de salida del reactor y la conversión. 5.1.2 Balance de Materia por Equipos El balance del sistema se ha realizado en Excel, haciendo uso del paquete de propiedades de Aspen, para realizar el balance de energía. Balance de Materia por Equipos 5.1.2.1 Mezclador Entradas: - Hidrógeno fresco: 𝐹𝐻2 𝑖𝑛 - Nitrógeno fresco (con Argón): 𝐹𝑁2 𝑖𝑛 - Corriente de recirculación: 𝐹𝑅𝐶 Salida: - Corriente 1: 𝐹1= 𝐹𝐻2 𝑖𝑛 + 𝐹𝑁2 𝑖𝑛 + 𝐹𝑅𝐶 Ecuación 5-9 5.1.2.2 Tren de Compresión Entrada: Corriente 1 Salida: Corriente 2 (misma composición, mayor presión) 𝐹2= 𝐹1 Ecuación 5-10 5.1.2.3 Reactor Autotérmico Reacción de Síntesis de Amoníaco: Ecuación 4-2. Condiciones: Tabla 5-2: Condiciones de operación del reactor de amoníaco. Entradas: - 𝐹2 Salidas (Corriente 3): 𝐹𝑁2 3= 𝐹𝑁2 2∗ (1 – 𝑋) Ecuación 5-11 𝐹𝐻2 3= 𝐹𝐻2 2∗ (1 – 3𝑋) Ecuación 5-12 𝐹𝑁𝐻3 3= 2 ∗ 𝐹𝑁2 2∗ 𝑋 Ecuación 5-13 𝐹𝐴𝑟 3= 𝐹𝐴𝑟 2 Ecuación 5-14 𝐹3= 𝐹𝐻2 3+ 𝐹𝑁2 3+𝐹𝑁𝐻3 3+𝐹𝐴𝑟 3 Ecuación 5-15 5.1.2.4 Hervidor Entrada: Corriente 3 Salida: Corriente 4 (misma composición, mayor temperatura) Balances de Materia y Energía 52 52 𝐹3= 𝐹4 Ecuación 5-16 5.1.2.5 Turbina Entrada: Corriente 4 Salida: Corriente 5 (misma composición, menor presión) 𝐹5= 𝐹4 Ecuación 5-17 5.1.2.6 Flash 𝐹=𝑉+𝐿 Ecuación 5-18 Donde: F: flujo másico de la corriente de entrada (Corriente 5) V: flujo másico de la corriente de salida vapor (Corriente 6) L: flujo másico de la corriente de salida líquida (Amoniaco) Balance de materia por componente i 𝐹⋅𝑧𝑖=𝑉⋅𝑦𝑖+𝐿⋅𝑥𝑖 Ecuación 5-19 Donde: zi: fracción molar del componente i en la alimentación yi: fracción molar del componente i en la fase vapor xi: fracción molar del componente i en la fase líquida Condiciones de equilibrio líquido-vapor Ley de Raoult: 𝑃𝑖=𝑥𝑖⋅𝑃𝑖0(𝑇) Ecuación 5-20 Donde: Pi: presión parcial del componente i en la fase vapor xi: fracción molar del componente i en la fase líquida Pi0 (T): presión de vapor del componente puro i a la temperatura del sistema Ley de Henry: 𝐶𝑖=𝐻𝑖(𝑇)⋅𝑃𝑖 Ecuación 5-21 Donde: Ci: concentración del gas i disuelto en el líquido Hi (T): constante de Henry para el componente i a la temperatura del sistema Pi: presión parcial del gas i en la fase vapor Ley de Dalton: 𝑃=∑𝑦𝑖⋅𝑃 𝑖⇒𝑃𝑖=𝑦𝑖⋅𝑃⇒ ∑𝑃𝑖 𝑖 Ecuación 5-22 Donde: P: presión total del sistema yi: fracción molar del componente i en la fase vapor Pi: presión parcial del componente i 5.1.2.7 Divisor Entrada: Corriente 6 Salidas: - Corriente de purga: 𝐹𝑝𝑢𝑟𝑔𝑎 = 𝑟 ∗ 𝐹6 Ecuación 5-23 - Corriente 7 (recirculación parcial): 𝐹7= (1 – 𝑟)∗ 𝐹6 Ecuación 5-24 - Relación de purga (para evitar acumulación de argón): 𝐹𝐴𝑟 𝑖𝑛 = 𝑟 ∗ 𝐹𝐴𝑟 6 => 𝑟 =𝐹𝐴𝑟 𝑖𝑛 𝐹𝐴𝑟 6 Ecuación 5-25 5.1.2.8 Intercambiador y Compresor Entrada: Corriente 7, Corriente 6 Salida: Corriente de recirculación: 𝐹𝑅𝐶 = 𝐹7=𝐹6 Ecuación 5-26 5.1.3 Balance de Energía por Equipos 5.1.3.1 Reactor Autotérmico (Corriente 2 → Corriente 3) Reacción de Síntesis de Amoníaco: Ecuación 4-2. Condiciones: Tabla 5-2: Condiciones de operación del reactor de amoníaco. Balance de energía: 𝛴 ṅ𝑖𝑖𝑛 ∗ Ĥ𝑖(𝑇𝑖𝑛)+ 𝑄𝑟𝑒𝑎𝑐𝑐𝑖ó𝑛 = 𝛴 ṅ𝑗𝑜𝑢𝑡 ∗ Ĥ𝑗(𝑇𝑜𝑢𝑡) Ecuación 5-27 5.1.3.2 Hervidor Balance de energía: Balances de Materia y Energía 54 54 𝛴 ṅ𝑖∗ [Ĥ𝑖(𝑇4)− Ĥ𝑖(𝑇3)]= 𝑄ℎ𝑒𝑟𝑣𝑖𝑑𝑜𝑟 Ecuación 5-28 5.1.3.3 Turbina Balance de energía: Ẇ𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 = 𝛴 ṅ𝑖∗ [Ĥ𝑖(𝑇4,𝑃4)− Ĥ𝑖(𝑇5,𝑃5)] Ecuación 5-29 5.1.3.4 Flash Balance de energía: 𝑚5∗ Ĥ5= 𝑚𝑁𝐻3 𝑙𝑖𝑞 ∗ Ĥ𝑙𝑖𝑞 + 𝑚6∗ Ĥ6 Ecuación 5-30 5.1.3.5 Intercambiador: 𝑄𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑐𝑎𝑚𝑏𝑖𝑎𝑑𝑜𝑟 = 𝛴 𝑚𝑖∗ [Ĥ𝑖𝑖𝑛 − Ĥ𝑖𝑜𝑢𝑡] Ecuación 5-31 5.1.3.6 Compresor isentrópico:  ₛ = ṁ𝑅𝐶 · (ℎ𝑅𝐶𝑠 − ℎ7) Ecuación 5-32 Tomando las corrientes numeradas en el PFD del sistema de amoníaco, se obtienen los siguientes resultados. Tabla 5-4: Resultados del balance de materia y energía del sistema de amoniaco, parte 1. Corriente Unidad 1 2 3 4 5 6 7 8 FASE VAPOR VAPOR VAPOR VAPOR VAPOR VAPOR VAPOR VAPOR T C 108,2 175,2 432 130 -29,58 -33 -33 100,5 P bar 50 300 300 300 20 20 20 1 PM kg/kmol 8,97 8,97 10,47 10,47 10,47 9,2 9,2 18,02 Fw t/h 69,42 69,42 69,42 69,42 69,42 51,1 44,64 29,51 ARGON t/h 1,54 1,54 1,54 1,54 1,54 1,53 1,33 0 HIDRÓGENO t/h 11,24 11,24 7,87 7,87 7,87 7,87 6,87 0 AMONIACO t/h 4,63 4,63 23,61 23,61 23,61 5,31 4,63 0 NITROGENO t/h 52,01 52,01 36,41 36,41 36,41 36,4 31,79 0 AGUA t/h 0 0 0 0 0 0 0 29,51 NACL t/h 0 0 0 0 0 0 0 0 % p/p ARGON 2% 2% 2% 2% 2% 3% 3% 0% HIDRÓGENO 16% 16% 11% 11% 11% 15% 15% 0% AMONIACO 7% 7% 34% 34% 34% 10% 10% 0% NITROGENO 75% 75% 52% 52% 52% 71% 71% 0% AGUA 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 100% NACL 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% Tabla 5-5: Resultados del balance de materia y energía del sistema de amoniaco, parte 2. Corriente Unidad 9 10 AMONIACO H2V N2 PURGA RC SALMUERA FASE LIQUIDO VAPOR LIQUIDO VAPOR VAPOR VAPOR VAPOR LIQUIDO T C 101,54 30 -33 25 25 -33 157,78 100 P bar 1 20 20 50 50 20 50 1 PM kg/kmol 18,02 9,2 17,03 2,02 28,1 9,2 9,2 18,68 Fw t/h 29,51 44,64 18,32 4,37 20,42 6,47 44,64 43,55 ARGON t/h 0 1,33 0,01 0 0,2 0,19 1,33 0 HIDRÓGENO t/h 0 6,87 0 4,37 0 1 6,87 0 AMONIACO t/h 0 4,63 18,3 0 0 0,67 4,63 0 NITROGENO t/h 0 31,79 0 0 20,22 4,61 31,79 0 AGUA t/h 29,51 0 0 0 0 0 0 41,31 NACL t/h 0 0 0 0 0 0 0 2,24 % p/p ARGON 0% 3% 0% 0% 1% 3% 3% 0% HIDRÓGENO 0% 15% 0% 100% 0% 15% 15% 0% AMONIACO 0% 10% 100% 0% 0% 10% 10% 0% NITROGENO 0% 71% 0% 0% 99% 71% 71% 0% AGUA 100% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 95% NACL 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 5% Balances de Materia y Energía 56 56 5.2 Sistema de Hidrógeno (Electrolizador) El balance de materia y energía se ha desarrollado a partir de la hoja de datos técnica del modelo de electrolizador seleccionado de H2B2 [28]. Se han utilizado especificaciones reales de consumo energético específico (kWh/kg H₂), eficiencia eléctrica y requerimientos de agua desionizada por unidad de hidrógeno producido. Los datos que se disponían eran los siguientes: Ilustración 5-3: Hoja de Datos Electrolizador seleccionado. Una vez se obtuvo el consumo de hidrógeno correspondiente al sistema de amoníaco, sumado al que ha de producirse para alimentar la Hidrogenera, calculado en Tabla 3-3: Producción anual de la planta., que resulta de 34,65 mil toneladas/año se calculan: el número de electrolizadores necesarios, en base al dato de capacidad de producción; el consumo de agua desmineralizada para alimentar al reactor; el consumo de corriente continua y el área que ocuparán los electrolizadores, para realizar la implantación. Tabla 5-6: Resultados del balance del sistema de hidrógeno. PRODUCCIÓN (kg/h) 4573,740 PRODUCCIÓN (MW) 152,46 CONSUMO ELECTRICO (MW) 308,7 CONSUMO AGUA DEMI (m3/h) 51,23 N.º ELECTROLIZADORES 25 Área total (m2) 14040 5.3 Planta de Tratamiento de Agua La demanda de agua de calidad para electrólisis se ha estimado con base en especificaciones de una planta de tratamiento por ósmosis inversa, obtenidas de la empresa sevillana J. HUESA. Se ha considerado el balance de entradas (agua de mar) y salidas (agua osmotizada y rechazo salinos), así como el consumo energético asociado. Para la producción de hidrógeno estipulada, el electrolizador consume 51,23 m3/h de agua desmineralizada, en base a estas condiciones se va a calcular el caudal necesario a tratar de agua salada y la energía eléctrica que consumirá la planta de tratamiento de agua. Para producir 1 m³ de agua desmineralizada se requieren 3,3 m³ de agua de mar. Consumo eléctrico: 7 kWh eléctricos por m³ de agua desmineralizada producida. 51,23 𝑚3 ℎ× 3,3=169,05 𝑚3 ℎde agua de mar Ecuación 5-33 51,23𝑚3 ℎ×7=358,61 𝑘ℎ 𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜𝑠 ℎ Ecuación 5-34 Se implementan dos estrategias para reducir significativamente la huella hídrica y energética: Hervidor: usa 19 MW térmicos, necesarios para enfriar la corriente de salida del reactor antes de entrar en la turbina, por lo que este equipo se integra energéticamente en el proceso de amoníaco para evaporar y reutilizar el rechazo de la ósmosis inversa, que se evaporará para producir agua pura, este vapor se integra energéticamente con la corriente de recirculación del sistema ( -33ºC, 20bar), calentándola para mezclarse a la misma temperatura que la alimentación al sistema. Esto se hace para condensar el vapor e introducirlo junto a la corriente de permeado en el sistema de hidrógeno a las condiciones que este lo requiere, 1bar y 30 ºC. Al realizar el balance en el cristalizador se calcula el porcentaje de la corriente de rechazo de la ósmosis inversa a presión atmosférica y 100 ºC, temperatura que se alcanzará enfriando la corriente de entrada al reactor de amoníaco a la salida de los compresores. Tras realizar estos cálculos se llega a la conclusión de que el % de ahorro en la alimentación de agua salada es del 58%, por lo que se tienen los siguientes cambios: Impacto en el balance de materia: Ilustración 5-4: Hoja de Datos de los Electrolizadores seleccionados. Balances de Materia y Energía 64 64 Los cálculos se realizan utilizando la ecuación de estado de gas ideal corregida con el factor de compresibilidad Z correspondiente al hidrógeno en cada nivel de presión. Estos valores se han sacado de J.R. Fernández et al. [30]. El volumen necesario para almacenar una cantidad dada de hidrógeno gaseoso se calcula con la siguiente ecuación: 𝑉=𝑛𝑅𝑇 𝑃𝑍 Ecuación 5-50 Donde: • V: volumen del tanque [m³] • n: moles de hidrógeno [mol] • R: constante de los gases [8,314 J/mol·K] • T: temperatura absoluta [K] • P: presión absoluta [Pa] • Z: factor de compresibilidad (adimensional) La masa total se convierte a moles mediante: 𝑛=𝑚 𝑀 Ecuación 5-51 5.1.4.1 Tanque Buffer – 30 bar El tanque de 30 bar actúa como pulmón de todo el sistema. Su función principal es garantizar un suministro continuo de hidrógeno al reactor de síntesis de amoníaco, incluso en caso de interrupción en la generación eléctrica. Se ha dimensionado para asegurar una autonomía de 24 horas, en las que el reactor consume 4,37 toneladas de hidrógeno por hora. Adicionalmente, desde este tanque se alimentan los compresores que elevan la presión del hidrógeno hasta los niveles necesarios para repostar el buque. Por tratarse de un almacenamiento a baja presión, el volumen requerido es considerable, pero la carga estructural es moderada. 5.1.4.2 Tanque de media presión – 200 bar Este tanque cumple una doble función: por un lado, sirve de etapa intermedia en la cadena de compresión, permitiendo realizar la segunda etapa del repostaje (de 100 a 270 bar en el tanque del buque) con apoyo del compresor KS50. Por otro lado, actúa como reserva energética para estabilizar el funcionamiento del compresor de alta presión, evitando picos de carga. Para esta fase, se ha estimado que el sistema debe contar con unos 14.000 kg de hidrógeno disponibles, lo que representa una parte sustancial de la carga del buque. El diseño del tanque permite almacenar esta masa de forma eficiente sin requerir una presión tan elevada como la del tanque final. 5.1.4.3 Tanque de alta presión – 450 bar El tanque de 450 bar tiene como única función cubrir la etapa final del repostaje (de 270 a 350 bar), utilizando el principio de llenado “back-to-back”, sin compresión activa. En esta fase, se entrega únicamente la fracción final del repostaje mediante diferencia de presiones, y no es necesario almacenar toda la carga del buque. Se ha dimensionado para contener unos 8.000 kg de hidrógeno, cantidad suficiente para completar el último tramo del llenado del tanque del barco, siempre que las etapas anteriores se hayan completado correctamente. Este diseño permite reducir significativamente el consumo energético, al evitar el uso del compresor más exigente. Una vez se han recogido las particularidades de cada uno de los tanques se calcula el volumen que requerirá cada uno de estos, recogiéndose en la siguiente tabla: Tabla 5-10: Parámetros de diseño de los tanques de almacenamiento de Hidrógeno. Tanque Presión (bar) Masa almacenada (kg) Factor de compresibilidad Z Volumen requerido (m³) Buffer 30 104880 1,05 42650 Media presión 200 14000 1,20 567 Alta presión 450 8000 1,35 457 El cálculo estructural del espesor de pared en recipientes a presión suele realizarse en fases de diseño a medida mediante fórmulas normativas basadas en la presión interna, el diámetro del tanque y la tensión admisible del material. Sin embargo, en el presente proyecto, no se ha considerado un diseño desde cero de los tanques de hidrógeno, ya que se ha optado por emplear tanques normalizados fabricados conforme a las normas internacionales aplicables. En particular: • El tanque de 30 bar se ha planteado como un tanque tipo II, con Liner metálico (acero inoxidable AISI 316L) reforzado parcialmente en la zona cilíndrica con fibras de vidrio o carbono, certificado conforme a la norma ISO 11119-2. • Los tanques de 200 y 450 bar se han diseñado como tanques tipo IV, compuestos por un Liner plástico (PA-6 o HDPE) y una envoltura estructural completa de fibra de carbono, embebida en resina epoxi, conforme a la norma ISO 11119-4. Implantación – Layout 66 66 6 IMPLANTACIÓN – LAYOUT La implantación se va a desarrollar en base a los criterios propuestos en el libro de Sean Moran, A process plant design [31] 6.1. Seguridad como criterio número uno. “El diseño debe permitir operar de forma segura incluso si algo sale mal.” • Separación entre zonas de riesgo (ej. producción de H₂, almacenamiento de NH₃) y: o Oficinas, control, accesos del personal. o Equipos eléctricos susceptibles a fallos por salinidad. • Mantén zonas ATEX bien definidas y con barreras físicas si es posible. 6.2. Jerarquía funcional del layout. El libro recomienda que el layout siga una lógica funcional: • Entrada de materias primas (ej. agua, aire, energía). • Producción: electrólisis, síntesis de amoníaco, etc. • Almacenamiento intermedio y final. • Servicios auxiliares (aire, nitrógeno, electricidad). • Sala de control y edificios auxiliares. Cada área debe estar ubicada según su función, criticidad y riesgos asociados. 6.3. Separaciones mínimas entre equipos. “Las distancias no son arbitrarias; están definidas por normativa, experiencia y sentido común.” En plantas con H₂ y NH₃: • ≥15 m entre áreas de generación de H₂ y almacenamiento. • ≥30 m entre tanques de NH₃ y zonas habitadas. • ≥10 m entre cuadros eléctricos y zonas ATEX. • Respeta normativas como API 752/753, NFPA y directrices ATEX. 6.4. Prevención frente a incendios y explosiones. • Diseño de calles perimetrales para bomberos y acceso de emergencia. • Separación entre líneas eléctricas y zonas de proceso. • Barreras de contención, diques para derrames. 6.5. Protección frente a la atmósfera salina. • Sitúa equipos eléctricos lo más alejados posible del mar. • Usa edificios o contenedores técnicos presurizados (tipo shelters IP65+). • El layout debe prever orientación al viento y corrosión por cloruros. 6.6. Accesibilidad y operabilidad. • Espacio para grúas, mantenimiento y sustitución de equipos. • Caminos peatonales y escaleras fuera de zonas ATEX si es posible. • Separación física entre zona de operadores y almacenamiento de productos peligrosos. 6.7. Red de drenaje y contención. El layout debe incorporar: • Canales de drenaje de emergencia. • Zonas de recogida de fugas o derrames. • Afluentes y residuos segregados según peligrosidad. 6.8. Extensibilidad futura. • El diseño debe prever expansión o modularidad. • Deja espacio libre o zonas de reserva (por ejemplo, segunda línea de electrólisis, nuevo tanque de NH₃). En base a estos criterios sacados del libro de referencia, se extrapolan a este proyecto específico los siguientes criterios. Tabla 6-1: Implicaciones técnicas del proyecto. Factor Implicación práctica Zonas ATEX Separación mínima entre zonas con riesgo de explosión (H₂/NH₃) y sistemas eléctricos. Condiciones meteorológicas Orientar zonas críticas según dirección del viento. Minimizar exposición al oleaje y salinidad. Niveles de presión y temperatura Evitar acumulaciones de gas por convección natural. Garantizar accesos para mantenimiento. Seguridad del personal Rutas de evacuación, accesos de emergencia, zonas seguras protegidas. Aislamiento de zonas peligrosas Almacenamiento de H₂ y NH₃ deben estar separados del resto, protegidos de fuentes de ignición. Mantenimiento y operaciones Espacios para grúas, pasillos entre equipos, conexiones visibles y accesibles. Impacto ambiental Minimizar posibles fugas al mar, incluir contención secundaria en tanques. Implantación – Layout 68 68 6.9 Dimensiones y Tipología La estructura flotante está basada en un pontón tipo barcaza de fondo plano con unas dimensiones aproximadas de 200 metros de eslora por 130 metros de manga, proporcionando una superficie útil de unos 26.000 m². Esta superficie permite la disposición segura de todos los equipos en un único plano horizontal sin superposición. 6.10 Criterios de Distribución La distribución de los equipos responde a los siguientes criterios: - El tanque de NH₃ (~6.000 t incluyendo estructura) se ubica en el centro longitudinal para equilibrar masas. - Los electrolizadores (25 módulos, ocupando 54x30 m) se sitúan en la esquina superior izquierda. - Los tanques de H₂ están entre los electrolizadores y las estaciones ARS/HRS para facilitar la transferencia. - Las estaciones de servicio (ARS y HRS) están ubicadas a barlovento. - La sala de control se sitúa en la esquina inferior derecha, protegida del viento y separada de zonas ATEX. - El reactor, flash y cristalizador están cerca del tanque de NH₃, con aislamiento térmico y distancias seguras. - El helipuerto está centrado en popa, y la grúa a estribor, ambas accesibles desde cualquier zona operativa. 6.11 Zonificación ATEX Se delimitan las siguientes zonas ATEX: - Zona 1: Tanques de NH₃, H₂, estaciones de servicio, proceso de síntesis. - Zona 2: Electrolizadores. - No ATEX: Sala de control, módulos auxiliares (ASU, PTA, Eléctrico), helipuerto. MUELLE DE CARGA 150 t 6.12 Principios generales del layout de planta Se ha seguido una secuencia operativa coherente desde el tratamiento de agua y aire, pasando por los procesos de 1electrólisis y síntesis, hasta el almacenamiento y la distribución. Esta disposición responde al criterio de “flow-based layout” [31], que prioriza rutas lógicas, minimización de cruces de flujo, y reducción de longitud de tuberías. En 4 Diseño del Proceso (PFD) se describe esta secuencia completa. 6.13 Seguridad industrial y zonificación ATEX Se han aplicado distancias de seguridad entre zonas clasificadas y no clasificadas, siguiendo la normativa IEC y recomendaciones prácticas. Se expone el criterio de separación de zonas ATEX, resaltando la ubicación de la sala de control a sotavento y los tanques de H₂ a barlovento. Esta disposición está en línea con las recomendaciones de Moran (2019) [31] y con buenas prácticas offshore. 6.14 Estabilidad y distribución de masas El tanque de amoníaco, con una masa total estimada de ~6.000 t, se sitúa centrado longitudinalmente. También se ha mantenido el centro de gravedad bajo mediante una disposición horizontal sin superestructuras, como sugiere el diseño conceptual de M. Zhang et al. [32]. 6.15 Accesibilidad, mantenimiento y evacuación Se garantizan accesos de al menos 1,2 m alrededor de todos los equipos críticos, con espacio libre para maniobras de grúa. El helipuerto, situado en popa, permite evacuación rápida sin atravesar zonas ATEX. 6.16. Conformidad con diseño conceptual offshore El diseño cumple con las recomendaciones específicas para plataformas autónomas descritas en el artículo científico de M. Zhang et al. [32], especialmente en cuanto a seguridad, redundancia funcional y protección contra fugas de gases en zonas habitadas. Implantación – Layout 70 70 Ilustración 6-1: Recreación de la planta Off-Shore. Elaboración propia. 7 ANÁLISIS DEL IMPACTO AMBIENTAL, SOCIAL Y SOCIOPOLÍTICO. 7.1 CONTEXTO TÉCNICO Y LOCALIZACIÓN 7.1.1 Descripción del proyecto Este proyecto pionero propone la construcción de una planta de producción de hidrógeno y amoníaco verde en el entorno marino del Golfo de Cádiz. Se trata de una infraestructura flotante de alta complejidad tecnológica que integrará la generación de energía renovable, la conversión química y la logística marítima-industrial. Componentes del sistema: • Plataformas eólicas marinas flotantes: con aerogeneradores de entre 20 MW, optimizados para velocidades medias de viento superiores a 8 m/s. • Electrolizadores PEM: tecnología preferente por su mayor densidad de corriente y capacidad de adaptación a fuentes renovables variables. Se instalarán módulos de 25 MW escalables, integrados en plataformas flotantes específicas. • Planta de tratamiento de agua marina: pretratamiento con filtración de arena y carbón, seguido de ósmosis inversa, para garantizar la calidad del agua destinada a la electrólisis. Se incluirá un sistema de remineralización posterior para proteger las membranas. • Cristalizador de salmuera: unidad térmica para la cristalización de sales residuales del rechazo de la desaladora. Esto permite minimizar el vertido y generar subproductos valorizables (sales industriales y magnesio). • Separador de aire por membranas: para obtener nitrógeno con una pureza >99%, necesario en la síntesis de amoníaco. Operación en cascada con módulos de fibra hueca. • Reactor de síntesis de amoníaco: tipo autotérmico (HTAS o Casale), operando a 600 °C y 300 bar. El diseño incluye intercambiadores de calor de recuperación y un tren de enfriamiento secuencial para maximizar el rendimiento por conversión parcial. • Integración energética: se aplicará un sistema de gestión térmica avanzada con recuperación del calor de compresión y de reacción para precalentamiento de corrientes de alimentación, reducción del consumo eléctrico y eficiencia global del sistema >70%. • Almacenamiento y distribución: tanques de amoníaco a 15 bar, y carga directa a buques tipo "ammonia carrier" con amarre dinámico. 7.2 IMPACTO AMBIENTAL Y MARCO LEGISLATIVO 7.1.1 Legislación aplicable El proyecto debe cumplir con un amplio marco normativo, tanto nacional como europeo. Se realiza una síntesis de la normativa clave: Legislación nacional: • Ley 21/2013, de Evaluación Ambiental: exige la realización de un Estudio de Impacto Ambiental (EIA) con carácter obligatorio. • Ley 41/2010, de Protección del Medio Marino: establece objetivos ecológicos y planes de seguimiento. • Ley de Costas (22/1988) y R.D. 876/2014: regulan las servidumbres y autorizaciones en el dominio público marítimo-terrestre. Análisis del impacto ambiental, social y sociopolítico. 72 72 Legislación europea: • Directiva 2008/56/CE: establece el marco para lograr el buen estado ambiental del medio marino. • Directiva 2011/92/UE y 2014/52/UE: sobre EIA de proyectos públicos y privados. • Reglamento 2021/1119 (Ley Climática Europea): fija el objetivo de neutralidad climática en 2050. 7.1.2 Impactos ambientales detallados Fase de construcción: • Perturbación del fondo marino por anclajes tipo "suction pile" o lastres de gravedad. Evaluación geotécnica obligatoria. [9] • Ruido submarino: durante hincado de pilotes, transporte y fondeo. Afectación potencial a especies como el delfín mular (Tursiops truncatus) y la tortuga boba (Caretta caretta) [33] [34]. • Emisiones atmosféricas por maquinaria auxiliar y transporte [35]. Fase operativa: • Positivos: o Ahorro estimado de 0,6 t CO₂ por tonelada de amoníaco producido. o Mejora de la calidad del aire en puertos al evitar combustibles fósiles. • Negativos: o Colisiones aviares con aerogeneradores: mitigables con sensores y algoritmos predictivos. o Perturbación electromagnética sobre especies sensibles si no se apantallan los cables eléctricos. o Riesgos de fuga en almacenamiento criogénico: requerirá monitoreo continuo con sensores de amoníaco (NH₃). Fase de desmantelamiento: • Plan de cierre ecológico basado en restauración progresiva y reutilización de materiales (>70% reciclables). • Diagrama: Ciclo de vida ambiental del proyecto (ACV) 7.1.3 Medidas de mitigación y vigilancia • Monitorización acústica pasiva (PAM) continua durante construcción. • Estaciones oceanográficas con datos en tiempo real. • Revestimiento antifouling ecológico en estructuras sumergidas. • Dispositivos de exclusión de fauna marina durante operaciones críticas. • Sistema de respuesta ante fugas de amoníaco con neutralización controlada y confinamiento inmediato. 7.3. IMPACTO SOCIAL Y TERRITORIAL EN HUELVA Y CÁDIZ 7.1.4 7.3.1 Creación de empleo y economía local • Empleo directo estimado: hasta 800 puestos durante la construcción y 150-200 en operación [35]. • Impacto en sectores adyacentes: naval, mantenimiento offshore, ingeniería civil, electrónica de potencia, TIC. • Encadenamientos positivos: integración con el PERTE de energías renovables e hidrógeno. 7.1.5 7.3.2 Educación, innovación y conocimiento • Convenios con universidades (UHU y UCA) para: o Programas de máster y doctorado en hidrógeno, economía circular y gestión marina. o Creación de una cátedra sobre transición energética marina. • Formación dual con FP marítima, energética y química. 7.1.6 7.3.3 Riesgos sociales y percepción pública • Pesca tradicional: afectación limitada por ubicación en aguas profundas (>50 m), pero se prevén corredores libres. • Turismo y paisaje: escasa visibilidad desde la costa (>35 km), análisis visual desde puntos estratégicos. • Desigualdad territorial: riesgo de concentración del valor en grandes operadores si no se redistribuyen beneficios. • Gráfico: Percepción social (encuesta simulada a comunidades costeras) Propuestas de gestión social: • Fondo de impacto local financiado por la empresa promotora. • Estrategia de comunicación y diálogo activo con cofradías, ayuntamientos y ONGs. 7.4. CONTRASTE CON EL INFORME DE COMPETITIVIDAD DE MARIO DRAGHI 7.1.7 7.4.1 Claves del informe Draghi (2024) [36] • Urgencia de una respuesta europea coordinada ante la desventaja competitiva frente a EE.UU. (IRA) y China. • Necesidad de inversiones estratégicas en sectores clave: energía limpia, digitalización, defensa, IA. • Agilización regulatoria para megaproyectos. • Formación y atracción de talento técnico e industrial. • Esquema: Comparativa entre las recomendaciones de Draghi y el proyecto offshore 7.1.8 7.4.2 Evaluación del proyecto bajo los criterios Draghi Fortalezas: • Encaja como proyecto estratégico europeo (REPowersEU, Net Zero Industry Act). • Requiere alta coordinación público-privada. • Posiciona a la UE como exportadora de vectores energéticos. Debilidades: • Burocracia multisectorial: falta de una ventanilla única de autorizaciones. • Déficit de capital inicial privado sin apoyo de mecanismos europeos. Propuestas inspiradas en Draghi: • Impulso de una Agencia Europea del Hidrógeno que priorice este tipo de proyectos. • Cofinanciación vía Banco Europeo de Inversiones y fondos Next Generation. • Interconexión con otros hubs europeos (Francia, Países Bajos, Alemania) vía corredores verdes.