La Cumbre del Hidrógeno destaca los retos y las oportunidades en la compresión del hidrógeno.

La descarbonización —ya sea impulsada por la legislación o por los objetivos ESG de las empresas— significa que la producción y el transporte de hidrógeno podrían convertirse en una parte cada vez mayor del mundo de COMPRESSORTech2.

Sin embargo, aún existen muchas incógnitas sobre la mejor manera de utilizar el hidrógeno y sus efectos en diversos campos, desde la metalurgia hasta el rendimiento de las válvulas , según los ponentes de la Cumbre del Hidrógeno COMPRESSORTech2 . El evento, celebrado a finales de abril en Houston, reunió a más de 140 asistentes de empresas como bp, Atlas Copco, Cook Compression, Dover Precision Components y muchas más.

Presentaciones de la Cumbre

Discursos de apertura

Jeff Falkiner, gerente de operaciones e ingeniería de mantenimiento – operaciones de transmisión en Enbridge Gas Inc. (EGI), inauguró la conferencia con un discurso de apertura matutino en el que destacó elementos clave de ingeniería en la reutilización de activos de gas natural para el servicio de hidrógeno mezclado .

Falkiner es responsable del soporte de ingeniería para todos los equipos de compresión y auxiliares en la operación de almacenamiento y transmisión de EGI, que incluye una cartera de más de 800.000 hp. En su puesto actual, participa activamente en las evaluaciones del impacto del hidrógeno y la idoneidad de los equipos de compresión .

Falkiner habló sobre algunos de los proyectos de hidrógeno de EGI, incluido el proyecto de mezcla de hidrógeno de Markham, Ontario, Canadá, el primero de este tipo en América del Norte.

El proyecto piloto de 5,2 millones de dólares es una colaboración con Cummins y se inició en 2018 para ayudar a equilibrar la oferta y la demanda de electricidad de Ontario almacenando el excedente de electricidad de la provincia en forma de hidrógeno puro hasta que sea necesario.

A partir de enero de 2022, el hidrógeno procedente de la planta se ha inyectado en una parte del sistema de gas natural existente de Enbridge Gas que abastece a unos 3.600 clientes en Markham.

Señaló que la empresa necesitaba crear un programa específico de gestión operativa y de integridad para monitorear y cuantificar la seguridad y confiabilidad de la red. Incluso desarrolló e impartió programas de capacitación para personal de primera respuesta para que supieran cómo actuar ante la presencia de gas natural mezclado.

La conferencia magistral de la tarde estuvo a cargo de Jacob Saletsky, ingeniero que apoya al grupo New Energy Ventures de Williams en Tulsa, Oklahoma. Saletsky apoya el desarrollo y la ejecución de proyectos centrados en la descarbonización de los activos existentes de recolección, procesamiento y transmisión de gas natural, y también participa en tecnologías de transición energética como el hidrógeno, el amoníaco, la captura de carbono, el gas natural renovable, la recuperación de calor residual y la energía solar a gran escala.

Señaló que los combustibles a base de hidrógeno, como el amoníaco y el metanol, presentan ventajas sobre otras vías de reducción de carbono, como la captura de carbono o la tecnología de propulsión eléctrica.

También habló sobre la reciente prueba de campo realizada en Wyoming con un motor de combustión interna Cooper 6V-250. Se añadieron distintos porcentajes de hidrógeno —hasta un 30%— al combustible del motor para determinar los efectos en la emisión de óxido nitroso, dióxido de carbono, metano, NOx y otros contaminantes.

Con un par motor del 100%, una mezcla de hidrógeno al 30% redujo el óxido nitroso en casi un 25% en comparación con el gas natural puro, y aproximadamente un 12% el metano. El único contaminante que aumentó durante las pruebas fue el NOx. Sin embargo, Saletsky afirmó que el NOx puede reducirse sin modificar el motor ajustando aún más la mezcla de combustible, pero solo hasta cierto punto.

Los demás ponentes de la cumbre abordaron una amplia gama de temas relacionados con el hidrógeno y su impacto en las tecnologías utilizadas en la compresión de gas. Dado que se prevé que el hidrógeno desempeñe un papel fundamental en la futura matriz energética, este es un evento imprescindible para cualquier persona involucrada en la industria de la compresión de gas, independientemente de su nivel de implicación.

Tipos de compresores

Peter Roth, director de productos PPI en Sundyne, habló sobre las ventajas y desventajas de los diferentes tipos de compresores para el hidrógeno. Por ejemplo, los compresores centrífugos pueden manejar grandes caudales de gas y son ideales para aplicaciones de tuberías, recirculación y secado, pero una desventaja es que tienen relaciones de presión moderadas. Los compresores de diafragma no presentan fugas de hidrógeno a la atmósfera, pero no son viables para grandes caudales. Los compresores alternativos pueden manejar grandes caudales de gas, pero existe la posibilidad de contaminación del gas debido a la lubricación con aceite de los pistones.

Además de Sundyne, ha trabajado con Siemens Energy, Rolls Royce Energy Systems y MAN Turbo & Diesel.

La conferencia magistral de la tarde estuvo a cargo de Jacob Saletsky, un ingeniero que apoya al grupo New Energy Ventures de Williams en Tulsa, Oklahoma.

Marybeth McBain, ingeniera sénior de ventas de Elliott Group , habló sobre los posibles efectos en la infraestructura de oleoductos y sistemas de abastecimiento de combustible para satisfacer la necesidad de producir, transportar y almacenar hidrógeno. Para empezar, se necesita un mayor caudal volumétrico de hidrógeno para obtener el equivalente energético del gas natural. Esto podría afectar la cantidad de estaciones de compresión necesarias o, al menos, la energía requerida para transportar el mayor volumen de gas.

En general, los requisitos de compresión para el hidrógeno son similares desde la producción hasta el transporte, requiriendo unidades de refuerzo, compresores de transporte por oleoducto, compresión de almacenamiento y posiblemente bombas o compresores en las estaciones de servicio.

En su puesto actual, McBain cubre el mercado de América del Norte y del Sur para productos de ingeniería, que incluye compresores de GNL, transporte por oleoducto, compresores para refinerías/refinerías y aplicaciones de hidrógeno y CO2 .

Burak Bekisli y Paul Modern analizaron los retos que plantea la compresión recíproca de hidrógeno a alta presión y sin lubricación. Bekisli es director de ingeniería de materiales en Dover Precision Components y Modern es ingeniero jefe de válvulas y productos de control de flujo en Cook Compression. En su presentación, abordaron algunos de los desafíos de la compresión de hidrógeno e ilustraron, mediante estudios de caso, posibles soluciones.

Afirmaron que el mercado del hidrógeno está evolucionando, impulsado principalmente por los objetivos de descarbonización. Muchos consideran que el hidrógeno es un excelente vector energético y medio de almacenamiento.

Entre las nuevas aplicaciones de la compresión reciprocante se incluyen el almacenamiento y el transporte, el repostaje y los oleoductos. Dado que el hidrógeno es intrínsecamente difícil de sellar, para minimizar las posibles fugas, los acabados y las tolerancias son cruciales.

También analizaron en profundidad los límites de los materiales basados en PTFE en aplicaciones de hidrógeno, señalando que son menos aplicables a presiones elevadas.

Pruebas de campo

Una presentación a cargo de Jordan Smith y Hans Mathews de Cooper Machinery Services destacó los experimentos de la compañía en el uso de hidrógeno en sus motores de gas y sus pruebas de campo de un motor integral de gran diámetro y baja velocidad que funciona con una mezcla de combustible de hidrógeno al 30%.

Observaron que el hidrógeno tiene una velocidad de llama rápida —aproximadamente 10 veces mayor que la del metano— que requiere un retardo en el tiempo de ignición para evitar la detonación.

La empresa realizó una prueba de campo con la compañía de gas Southern Star en un motor-compresor integral Cooper-Bessemer GMVH-12. Las pruebas realizadas hasta el momento se consideran exitosas, demostrando que el motor de dos tiempos de gran diámetro, sin modificaciones, puede manejar aproximadamente un 30 % de hidrógeno en volumen.

También descubrieron que incluso pequeñas cantidades de hidrógeno añadidas a la mezcla de combustible pueden reducir las emisiones. Observaron que el hidrógeno reduce las emisiones de CO en una proporción de 2:1 y las de metano en una proporción de 1,5:1. La adición de hidrógeno también mejoró el rendimiento térmico del motor y la calidad de la combustión.

Como aspecto negativo, el aumento de las emisiones de NOx exige una estrategia de mitigación, ya que la reducción de dióxido de carbono es inferior a la reducción de carbono. Además, el flujo de combustible aumenta a medida que aumenta el hidrógeno.

Mathews se incorporó al sector de oleoductos y compresión de gas en 1991 con Tenneco, donde trabajó durante nueve años en ingeniería, mantenimiento y análisis antes de unirse a Hoerbiger en 2000. Allí, llegó a ser vicepresidente sénior y director general de su equipo de Servicios de Ingeniería (HES). HES fue adquirida por Cooper en 2020 .

Smith es vicepresidente de sostenibilidad y tecnologías emergentes en Cooper Machinery Services. Cuenta con 20 años de experiencia en la industria de la compresión, donde se especializó en el diseño de tecnologías para la reducción de emisiones en motores de generación de energía y compresión de gas de gran tamaño durante su etapa en Cameron Inc. Ha desempeñado cargos de ingeniería y gestión de ventas, y obtuvo su certificación como ingeniero profesional (PE) en Colorado.

Joel Sanford, experto clave senior del Grupo de Tecnología e Innovación de Siemens Energy, habló con Steve Chaykosky, experto clave senior del grupo de Ingeniería de Compresores Reciprocantes de Siemens Energy.

Ambos expertos analizaron el rendimiento de las válvulas, un elemento clave para la fiabilidad y la eficiencia de los compresores alternativos. Señalaron que, si bien el hidrógeno apenas comienza a popularizarse en algunos mercados, este gas se ha utilizado durante décadas en diversas industrias. Las válvulas Magnum de Siemens se aplicaron por primera vez a aplicaciones de hidrógeno en 1997 y están diseñadas para soportar altas presiones diferenciales y de descarga, pudiendo utilizarse en todas las etapas de compresión.

Presentaron un estudio de caso sobre los compresores de hidrógeno de una refinería estadounidense. Entre 2000 y 2002, la flota de 21 compresores de la refinería (con 50 cilindros en funcionamiento continuo) registró un promedio de 16 fallas de válvulas al año. Para evitar paradas no programadas, la empresa simplemente asignaba un equipo de mecánicos para cambiar las válvulas cada tres o cuatro semanas.

Utilizando la misma flota de compresores, la refinería instaló válvulas Magnum en 2003, y la mayoría de los cilindros estaban equipados con válvulas Magnum para 2007. El número de fallas de válvulas se redujo a un promedio de dos por año.

Impacto de las cuentas IRA

Tras las presentaciones técnicas, los delegados asistieron a una mesa redonda titulada “La evolución de nuestra infraestructura energética”. Participaron Noureen Faizee, directora de estrategia y crecimiento de hidrógeno en Worley; Luiz Soriano, gerente de ventas y desarrollo de negocios en Siemens Energy; y Patrick McCalley, gerente de ventas y productos de economía del hidrógeno para América en NEA Group.

Los panelistas hablaron sobre los efectos de la Ley de Reducción de la Inflación en las inversiones de capital destinadas a energías alternativas y sus posibles implicaciones para la compresión de hidrógeno. Dicha ley ofrece un crédito fiscal para la producción de hidrógeno , conocido como crédito fiscal "45V", que subvenciona tanto la inversión en la producción de hidrógeno limpio como la producción misma de hidrógeno. El valor del crédito 45V aumenta a medida que disminuyen las emisiones asociadas al ciclo de vida de la producción de hidrógeno.

A corto plazo, el aumento del crédito fiscal para la captura y el almacenamiento de carbono, conocido como "45Q", también podría tener un gran efecto en la reducción de las emisiones asociadas a la producción de hidrógeno. Algunos sugieren que los créditos fiscales de la IRA ya son suficientes para que la producción de hidrógeno a partir de gas natural con captura y almacenamiento de carbono sea competitiva con la producción actual de hidrógeno sin captura y almacenamiento de carbono.

COMPRESSORTech2 planea celebrar otra Cumbre del Hidrógeno , probablemente en el área de Houston, en abril de 2024.