TFG-2122-MOYANO

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Artes

jose paolini

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Grado en Ingeniería Química

Ingeniería básica de un sistema de
almacenamiento de hidrógeno en cavernas
salinas para el almacenamiento de energía en
el sector eléctrico

Autor: Germán Moyano Tirado
Tutor: Pedro García Haro
2

Trabajo Fin de Grado
Grado en Ingeniería Química

Ingeniería básica de un sistema de
almacenamiento de hidrógeno en cavernas salinas
para el almacenamiento de energía en el sector
eléctrico.

Autor:
Germán Moyano Tirado

Tutor:
Pedro García Haro

Dpto. de Ingeniería Química y Ambiental
Escuela Técnica Superior de Ingeniería
Universidad de Sevilla
Sevilla, 2018

Trabajo Fin de Grado: Ingeniería básica de un sistema de almacenamiento de hidrógeno en
cavernas salinas para el almacenamiento de energía en el sector eléctrico.

Autor: Germán Moyano Tirado

Tutor: Pedro García Haro

El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes
miembros:
Presidente:

Vocales:

Secretario:

Acuerdan otorgarle la calificación de:
Sevilla, 2018

El Secretario del Tribunal

AGRADECIMIENTOS
A mis padres y hermanas, y a mi tutor Pedro por su tutela y ayuda para realización de este
trabajo.

RESUMEN
En este proyecto se realiza un estudio de ingeniería básica de un sistema de almacenamiento de
hidrógeno en cavernas salinas para el almacenamiento de energía en el sector eléctrico. El diseño
se ha realizado para poder suministrar a una planta de 700MWe que emplea una turbina de gas
adaptada al hidrógeno.
Para este tipo de producción electrica es necesario llevar a cabo la localización y construcción de
la caverna así como del diseño de los equipos necesarios para la inyección y acondicionamiento
del hidrógeno para la inyección a la turbina. El diseño estará referido a una descripción y calculo
de los equipos principales.
Se realizará un estudio económico donde se detallará todos los costes, tantos costes capitales como
costes de operación, para determinar el minímo precio de almacenamiento de hidrógeno (€/t).

ABSTRACT
This project involves a basic engineering study of a hydrogen storage system in salt caverns for
energy storage in the electricity sector. The design was made to supply a 700MWe plant that
uses a gas turbine adapted to hydrogen.
For this type of electrical production it is necessary to carry out the location and construction
of the cavern as well as the design of the equipment necessary for the injection and
conditioning of hydrogen for injection into the turbine. The design will refer to a description
and calculation of the main equipment.
An economic study will be carried out detailing all costs, both capital and operating costs, to
determine the minimum price of hydrogen storage (€/t).

OBJETIVOS
El objetivo que persigue este proyecto es realizar y estudiar la viabilidad técnico-económica de
una planta de almacenamiento de hidrógeno en una caverna salina en Andalucía. Se estudiaran
dos posibles casos que son, almacenar hidrógeno solo o almacenar hidrógeno y nitrógeno.

ÍNDICE

AGRADECIMIENTOS ................................................................................................................................ 6
RESUMEN ................................................................................................................................................ 7
ABSTRACT ................................................................................................................................................ 8
OBJETIVOS ............................................................................................................................................... 9
ÍNDICE ....................................................................................................................................................10
Índice de tablas .....................................................................................................................................11
1.Introducción .......................................................................................................................................12
1.1 Almacenamiento de Hidrógeno. ....................................................................................................12
1.1.1 Almacenamiento en forma de hidrógeno comprimido ............................................................12
1.1.2 Almacenamiento de hidrógeno líquido. .....................................................................................14
1.1.3 Almacenamiento químico o por adsorción química ..................................................................15
1.2 Almacenamientos geológicos. .......................................................................................................16
2. Identificación de sitios potenciales y localización (cavernas Salinas). ...........................................19
3. Caracterización de la caverna salina. ..............................................................................................24
3.1 Localización .....................................................................................................................................24
3.2 Construcción de la caverna ............................................................................................................25
3.3 Modo de operación. ........................................................................................................................27
4. Ingeniería Básica. ..............................................................................................................................28
4.1 Equipos ............................................................................................................................................28
5. Estudio Económico. ...........................................................................................................................32
5.1 Introducción. ...................................................................................................................................32
5.2 Coste de inversión. ..........................................................................................................................33
5.3 Coste de operación. ........................................................................................................................34
5.4 Viabilidad económica. ....................................................................................................................35
6. Conclusiones. .....................................................................................................................................35
7. Anexos................................................................................................................................................36
7.1 Determinación de la presión litostática y dimensiones de la caverna. .......................................36
7.2 Dimensionamiento de equipos. .....................................................................................................38
7.2.1 Filtro de mangas ..........................................................................................................................38
7.2.2 Compresor....................................................................................................................................40
7.2.3 Intercambiador. ...........................................................................................................................41
7.2.4 Venturi. .........................................................................................................................................41
7.2.5 Ciclón. ...........................................................................................................................................43
7.2.6 Torre de absorción. ......................................................................................................................44
7.3 Estudio Económico. .........................................................................................................................47
7.3.1 Coste de inversión. .......................................................................................................................47
7.3.2 Coste de operación. .....................................................................................................................49
Referencias. ...........................................................................................................................................53

Índice de tablas
Tabla 1. Comparativa de la densidad del hidrógeno frente a otros combustibles. ...................... 12
Tabla 2. Tipos de depósitos para el almacenamiento de hidrógeno a presión [2]. ...................... 13
Tabla 3. Características de los distintos tipos de almacenamientos [9]. ..................................... 18
Tabla 4. Características de la caverna salina. .............................................................................. 27
Tabla 5. Nº filtros según el tipo de almacenamiento. .................................................................. 28
Tabla 6. Nº compresores según el tipo de almacenamiento. ....................................................... 29
Tabla 7. Nº intercambiadores según el tipo de almacenamiento. ................................................ 29
Tabla 8. Característica del Venturi según tipo de almacenamiento. ........................................... 29
Tabla 9. Pérdida de carga en el ciclón según el tipo de almacenamiento ................................... 30
Tabla 10. Característica torre absorción según el tipo de almacenamiento ................................ 30
Tabla 11. Coste capital según el tipo de almacenamiento. .......................................................... 34
Tabla 12. Coste de operación según el tipo de almacenamiento. ................................................ 34
Tabla 13. Ventas según el tipo de almacenamiento. ................................................................... 35
Tabla 14. Determinación profundidad. ....................................................................................... 36
Tabla 15. Determinación profundidad. ....................................................................................... 37
Tabla 16. Datos de partida........................................................................................................... 38
Tabla 17. Características del filtro. ............................................................................................. 39
Tabla 18. Potencia aplicar compresores. ..................................................................................... 40
Tabla 19. Potencia aplicar compresores. ..................................................................................... 40
Tabla 20. Especificación intercambiador de calor. ..................................................................... 41
Tabla 21. Calor que retirar. ......................................................................................................... 41
Tabla 22. Calculo de Venturi. ..................................................................................................... 42
Tabla 23. Dimensionado Venturi. ............................................................................................... 43
Tabla 24. Dimensionado de Ciclón. ............................................................................................ 44
Tabla 25. Dimensionado de torre absorción. ............................................................................... 47
Tabla 26. Costes de Investigación geológica. ............................................................................. 47
Tabla 27. Costes de Investigación geológica proyecto (€ millones). .......................................... 48
Tabla 28. Costes de los equipos principales. ............................................................................... 49
Tabla 29. Costes capitales anexo. ................................................................................................ 49
Tabla 30. Personal necesario. ...................................................................................................... 50
Tabla 31. Coste de operación anexo. ........................................................................................... 51
Tabla 32. Coste de operación anexo. ........................................................................................... 52

1.Introducción
El hidrógeno es el elemento más abundante en el universo y el más simple. A pesar de su
simplicidad y abundancia, no ocurre naturalmente como un gas en la Tierra, siempre se combina
con otros elementos como por ejemplo el agua. Se puede producir separándolo de hidrocarburos
mediante la aplicación de calor, proceso conocido como reformado de hidrógeno. También se
puede producir mediante una corriente eléctrica para separar el agua de sus componentes conocido
como electrólisis [1].
1.1 Almacenamiento de Hidrógeno.
El primer uso generalizado del hidrógeno como fuente de energía está en el sector de transporte,
dado que se considera como un combustible limpio este ayudará a reducir la contaminación de
los combustibles actuales.
El hidrógeno es un combustible con una elevada densidad gravimétrica, pero una baja densidad
de energía volumétrica frente a otros combustibles como el gas natural o la gasolina. El
almacenamiento de hidrógeno es objeto de numerosas investigaciones cuyas conclusiones
dependen en gran medida de los estados en que se pretende almacenar el hidrógeno (gas, líquido,
solido). Independientemente del modo de almacenamiento, un determinado volumen de
hidrógeno suele contener menos energía que el mismo volumen de cualquier combustible con el
consiguiente impacto sobre el tamaño de los sistemas de almacenamiento [2].

Tabla 1. Comparativa de la densidad del hidrógeno frente a otros combustibles.
Compuesto Densidad del gas (20ºC, 1 atm) Densidad del líquido (-253ºC, 1
atm)
Hidrógeno 0,0899 kg/m3 70,8 kg/m3
Metano 0,65 kg/m3 422,8 kg/m3
Gasolina 4,4 kg/m3 700 kg/m3

1.1.1 Almacenamiento en forma de hidrógeno comprimido
El almacenamiento del hidrógeno en forma de gas presurizado es el método más habitual y el más
desarrollado ya que aprovecha el efecto que su compresión tiene sobre el volumen del gas [2].
Presenta una baja densidad volumétrica, lo cual es una desventaja. El almacenamiento de
hidrógeno requiere grandes volúmenes y altas presiones (200-700 bar), y a su vez el proceso de
13

compresión en tanques de alta presión requiere energía y el espacio que el gas ocupa es
generalmente muy grande. Esta situación da como resultado una densidad baja, realizando una
comparación con los combustibles más habituales [3].

Almacenamiento en depósitos
El almacenamiento en depósitos es el almacenamiento más común. La mayoría de estos depósitos
son cilíndricos con casquetes esféricos en los extremos los cuales son fabricados con materiales
de alta resistencia para asegurar su durabilidad.Sin embargo, su diseño no está totalmente
optimizado respecto al peso, volumen y seguridad. Debido a los problemas que implican la
utilización de hidrógeno a presiones elevadas, los requerimientos del depósito deben ser muy
estrictos. Los prototipos actuales se construyen con materiales compuestos de fibras de vidrio,
fibras de carbono y aluminio y, se clasifican según su composición [2].

Tabla 2. Tipos de depósitos para el almacenamiento de hidrógeno a presión [2].
Tipo %
metal/%
composite
Peso/capacidad
del depósito (kg/l)
Presión
(bar)
Tipo 1 Un cilindro hecho totalmente de acero o
aluminio
100/0 1 – 1,5 200
Tipo 2 Depósito de aluminio o material metálico
embobinado solo circunferencialmente con
fibra de carbono
55/45 0,65 – 1,3 350
Tipo 3 Depósito de aluminio o material metálico
inoxidable totalmente embobinado con fibra
de carbono
20/80 0,3 – 0,45 350
Tipo 4 Depósitos de polímero totalmente
embobinado con fibra de carbono
0/100 0,3 – 0,45 700

La seguridad de los tanques presurizados es una preocupación especialmente en regiones con una
alta población. Se prevé que en el futuro los tanques de almacenamiento constarán de una capa
interna de polímero con un compuesto de fibra de carbono, el cual es el componente que soporta
la tensión, y una capa exterior formada de aramida capaz de soportar cargas mecánicas y daños
por corrosión [4].

1.1.2 Almacenamiento de hidrógeno líquido.

El hidrógeno líquido presenta una densidad aparente y energética muy superior a la del estado
gaseoso [Tabla 1]. Así como la licuefacción del hidrógeno se logra una reducción de volumen
mayor que en la compresión superándose la mayoría de los problemas relacionados con el peso y
el tamaño de los sistemas de almacenamiento del gas [2].

Hidrógeno líquido criogénico
La formar más común de almacenar hidrógeno en forma líquida es de manera criogénica (-253
ºC) [2]. Tiene la ventaja de que puede acumular energía con alta densidad y que el peso del tanque
de almacenamiento es más bajo para una misma cantidad de energía almacenada respecto al
hidrógeno presurizado [3]. El ciclo de licuefacción más simple es el de Joule-Thompson (ciclo
Linde).

Figura 1. Ciclo Linde [5].

En un primer lugar el gas es comprimido a temperatura ambiente luego es enfriado en un
intercambiador de calor, antes de que pase a través de una válvula de mariposa donde se produce
una expansión a entalpía constante [4]. Generando hidrógeno líquido que es extraído del ciclo [2].
El gas refrigerado es separado del líquido y recirculado al compresor a través del intercambiador
de calor [4].
El almacenamiento de hidrógeno líquido se realiza en tanques de doble capa que contienen otro
fluido criogénico intermedio como, por ejemplo, nitrógeno líquido. El objetivo de esta doble capa
15

es minimizar cualquier transferencia de calor entre el hidrógeno líquido contenido y el entorno
[2]. Los tanques de hidrógeno líquido pueden almacenar 0,070 kg/L en comparación con los 0,030
kg/L para el caso de almacenamiento de hidrógeno comprimido [5].

Figura 2. Tanque de almacenamiento de hidrógeno líquido [7].

1.1.3 Almacenamiento químico o por adsorción química
El hidrógeno puede ser almacenado en una variedad de materiales bajo ciertas condiciones de
presión y temperatura, o bien se puede realizar en algunos materiales donde se utiliza
almacenamiento químico o por adsorción física [5].

Almacenamiento químico
El almacenamiento químico utiliza tecnologías en las que el hidrógeno es generado a través de
una reacción química [6]. Se combina en una reacción química para originar un compuesto estable
que contenga hidrógeno. Después ese hidrógeno ha de ser liberado y utilizado por una célula de
combustible [3]. De esta manera, es posible obtener densidades de energía más altos en
comparación a los hidruros metálicos [5].

Hidruros metálicos
16

Ciertos métales o aleaciones en condiciones de alta presión y temperaturas moderadas absorben
hidrógeno gaseoso formando hidruros metálicos actuando como esponjas, y liberarlo calentando
el metal o la aleación [5] [2]. El hidrógeno se convierte en parte de la estructura química del metal,
lo que lo exime del uso de altas presiones o de temperaturas criogénicas para funcionar [2]. Las
principales ventajas se encuentran en que es un método seguro, necesita poco tiempo de
almacenamiento y es un proceso reversible bajo condiciones moderadas de almacenamiento [5].

Carbones activos y nanotubos de carbono
Los carbones activos y especialmente los nanotubos tienen la capacidad para almacenar altas
concentraciones de hidrógeno. Tienen un mecanismo de actuación similar a los hidruros metálicos
para almacenar y liberar hidrógeno. Siendo la ventaja de los nanotubos la mayor cantidad de
hidrógeno que pueden almacenar [3].
Aun así, estos tipos de almacenamientos, todos los descritos anteriormente, están desarrollados
para un almacenamiento a pequeña escala. Como almacenamiento a gran escala contamos con los
almacenamientos geológicos, también conocidos como subterráneos.
1.2 Almacenamientos geológicos.
Los almacenamientos geológicos han sido un éxito y son claves en la actual infraestructura del
gas natural. En comparación con los almacenamientos en superficie, están protegidos por una roca
de recubrimiento de cientos metros de espesor por lo que presenta una ventaja en cuanto a
seguridad. Los almacenamientos subterráneos garantizan grandes volúmenes de almacenamiento
lo que conlleva una mayor densidad energética [7].

Yacimientos agotados.
Los yacimientos agotados de petróleo y gas natural, desde hace tiempo que son utilizados con
éxito como almacenamiento de gas natural. La ventaja de este tipo de almacenamiento es que las
estructuras son bien conocidas ya que ha sido previamente explotado. Normalmente los campos
de gas no están completamente agotados y el gas restante puede ser utilizado como gas colchón.
Contando con las instalaciones en el subsuelo y en la superficie ya existentes, es posible realizar
una conversión de yacimiento a almacenamiento subterráneo con una cantidad limitada
exploración e inversión [7].
17

Acuíferos.
Los acuíferos se han utilizado y se están utilizando actualmente para el almacenamiento de gas
natural, la construcción y operación es una práctica estandarizada en todo el mundo desde hace
décadas. Son formaciones rocosas poco porosas y permeables que contienen agua dulce o
salmuera, y para ser adecuado para el almacenamiento de gas, el acuífero necesita estar cubierto
por una capa de roca impermeable. Comúnmente puede almacenar grandes volúmenes de gas,
pero son inflexibles para operar. Los problemas con las reacciones biológicas y químicas deben
investigarse para que estas estructuras puedan ser aplicadas al almacenamiento de hidrógeno [7].

Cavernas de sal (Salt caverns).
Las cavernas de sal son cavidades creadas artificialmente construidas en depósitos de sal. Son
adecuadas para el almacenamiento de hidrocarburos líquidos y, en particular, de gases a alta
presión. Se pueden almacenar grandes cantidades de gas de forma segura gracias al gran volumen
geométrico y a las altas presiones de almacenamiento. Las propiedades especiales de la sal de
gema garantizan la estabilidad a largo plazo. En comparación con otros almacenamientos
geológicos, los costes específicos de construcción son muy bajos ya que la operación y creación
de la caverna se realiza desde la superficie a través de un solo orificio, que está equipado con
tuberías y equipos especiales. El hidrógeno ha sido almacenado con éxito en cavernas de sal en
U.K. y EE.UU. [7].

Minas abandonadas.
Las cavernas formadas por la extracción de minerales proporcionan desde volúmenes medios a
gran tamaño que a menudo se encuentran en profundidades de unos pocosde cientos de metros a
mil ó más. Esto significa que se encuentran en un rango de profundidad adecuado para las
presiones de funcionamiento requeridas para el almacenamiento de hidrógeno. Este tipo de
almacenamiento es muy poco homogéneo debido a la geología y las diferentes técnicas utilizadas
para la excavación. Los costos son bastante bajos debido a la utilización de las minas y la
infraestructura existente. Sin embargo, la conversión de las minas abandonadas en
almacenamientos podría estar asociada a riesgos altos de seguridad debido a que la
estanqueanidad del almacenamiento no puede ser probada hasta que no esté todo el trabajo
realizado [7].
En la tabla 2. se recoge un resumen de los diferentes almacenamientos geológicos donde se
aclaran los principales aspectos de cada uno de los descritos anteriormente.
18

Tabla 3. Características de los distintos tipos de almacenamientos [9].
Tipo Descripción Operación
principal
Ventajas Desventajas Tipo de
operación
Yacimientos
agotados
Formación de
depósito.
Roca porosa
y permeable
Los fluidos
nativos son
desplazados y
comprimidos
por el gas
inyectado
Reutilización de
instalaciones.
No exploración.
Garantía de la
roca estanca
Mezcla del gas
limpio inyectado y
fluidos.
Tratamiento del
gas.
Gas colchón
Estacional.
Reserva
estratégica.
Acuíferos Formación de
depósito.
Roco porosa
y permeable
El agua es
desplazada por
el gas
inyectado
Alta capacidad Exploración.
Deshidratación.
Restricciones
medioambientales.
Gas colchón.
Estacional.
Reserva
estratégica.
Cavernas
salinas
Caverna
creada por
disolución de
sal
El gas está
comprimido en
la caverna
Alta capacidad
de entrega.
Alta flexibilidad
y versatilidad
Solución en base
agua
(Lixiviación).
Restricciones
medioambientales
Diaria o
semanalmente.
Picos.
Cavidad
minera
Mina
abandonada o
excavada con
este
propósito
El gas está
comprimido en
la caverna
Alta capacidad
de entrega.
Alta flexibilidad
y versatilidad
Escasez de
emplazamientos.
Diaria o
semanalmente.
Picos.

2. Identificación de sitios potenciales y localización (cavernas Salinas).
La sal tiene diversas propiedades que la hacen ideal para el almacenamiento de gas. La sal gema
es técnicamente hermética al gas cuando se ve afectada por la tensión de compresión. Su
propiedad viscosa-plástica hace que se redistribuya la tensión acumulada en respuesta a la
construcción y operación de las cavernas, gracias a ello es posible construir y operar en cavernas
con diámetros de hasta 100m. Otra propiedad importante es la alta solubilidad de la sal en el agua
lo que permite ser construidas por lixiviación [8].
Los depósitos de sal gema se dividen en dos tipos:
• Domos salinos: Formaciones gruesas creadas a partir de depósitos de sal naturales. Las
cavidades en este tipo de estructuras suelen ser de gran diámetro y profundidad [9].
• Capas salinas: Formaciones estratificadas a menudo subyacen a las grandes cuencas, con
capas de sal relativamente delgadas (<300m de espesor) [9].
La mayoría de los yacimientos europeos de sal se encuentran a profundidades de hasta 1000m.
Los depósitos de sal de Permian (Alemania), se encuentran a profundidades de más de 2000m. El
movimiento tectónico de las rocas puede llevar a la acumulación secundaria de sal estructuras
salinas. Esto aumenta la altura de los depósitos de sal y da lugar a la formación de diapiros1 de
sal. Los diapiros pueden tener varios kilómetros por lo que se pueden construir en ellos cavernas
muy altas [8].
La aparición de los diapiros de sal también da lugar a complicados pliegues de los diapiros
originales. Las zonas de sal de roca dentro de los domos salinos pueden estar estrechamente
entrelazadas con capas horizontales sin sal. Lo que complica la planificación y el
dimensionamiento de la caverna. Antes de que se perfore un pozo de caverna, primero es
necesario llevar a cabo un estudio geológico. Investigaciones (perforación de exploración,
sísmica) para asegurar que una distancia segura es mantenida entre la caverna y los límites de las
zonas de sal gema. La investigación también determinará la estructura geológica, la calidad de la
sal y por lo tanto además las propiedades mecánicas de la roca, así como la presión aplicable. La
profundidad y la extensión vertical y horizontal de la sal se adquieren mediante la realización de
estudios geofísicos desde la superficie del suelo [8].

1 Diapiro: Son estructuras geológicas intrusivas con forma de hongo, formadas por masas de evaporitas (sales, anhidrita y yeso) que,
procedentes de niveles estratigráficos muy plásticos (sobre todo del Keuper) sometidos a gran presión, ascienden por las capas sedimentarias
de la corteza terrestre.
20

Figura 3. Representación de la formación de un diapiro. El tiempo geológico avanza de A hasta C.

Rocas como la anhidrita y la arcilla que no pueden ser lixiviadas y rocas como las sales de potasio
que se disuelven mucho más rápido que la sal de roca durante la lixiviación puede tener un efecto
negativo en la construcción de cavernas. Por tanto, la información sobre la estructura interna de
las sales es importante para el proceso de lixiviación [8].
Las dimensiones típicas de una caverna salina para el almacenamiento de hidrógeno son, 1000m
de profundidad, 250m de altura y 60m de diámetro. Llegando a una geometría con un volumen
de 500.000 m3, con un rango de presión de 60-180 bar [10].
Para el almacenamiento de gas hay consideraciones y datos importante que son necesarios para
determinar la idoneidad de los lechos de sal en los que crear grandes espacios vacíos para
almacenar gas a presiones elevadas, incluyendo:
• Espesor de los lechos de halita: Establece el límite superior para la altura potencial de la
caverna, determinando los espesores seguros del techo y del fondo salino.
21

• Profundidad de los lechos de halita: A medida que aumenta la profundidad, una mayor
presión litostática2 es ejercida por la roca permitiendo una presión de almacenamiento
cada vez mayor y, por lo tanto, una mayor masa de gas a almacenar. También a mayor
profundidad, mayor temperatura, por lo que los lechos de sal muestran una mayor
deformación plástica, lo que significa que se debe de mantener una presión mínima más
alta en la caverna para evitar que se deforme manteniendo así la estabilidad de la caverna.
• Nivel de impurezas: Importante para la volumetría de la caverna y gastos económicos, al
igual que consideraciones de construcción y seguridad.
• Presencia de otras sales: La presencia de sales, como las sales de potasio podrían
aumentar la deformación plástica durante los procesos de operación o formación de la
caverna, llegando a producir geometrías irregulares e inestables en la caverna.

Zonas susceptibles de poder albergar el almacenamiento.
Las principales áreas con capacidad de contener sedimentación triásica, tal y como se muestra
en la figura X, son: El dominio Subbético-Prebético, en todo el Este de la península, así como
en la cuenca Cántabro-Navarra. En general, estas localizaciones no son totalmente precisas
debido a la insuficiente información disponible en términos estratigráficos.

2 Presión litostática: Presión que ejerce una columna de roca situada sobre un punto. Depende de la densidad y del espesor de la columna de
roca.
22

Figura 4. Depósitos salinos en Europa [10].

Centrando la atención en el dominio Andaluz, encontramos una formación triásica llamada El
Trías de Antequera.
El Trías de Antequera forma parte del conjunto formado mayormente por materiales
pertenecientes al periodo Triásico (hace entre 250-200 millones de años), del Subbético,en la
Zona Externa de la Cordillera Bética, forma una banda de orientación NE-SO con un espesor de
entre 4,5 y 7 km. En este conjunto se distinguen dos conjuntos, uno formado por un proceso
diapírico y el segundo corresponde a una gran masa olistostrómico3 [11].

Figura 6. Esquema geológico general del área en que se encuentra el Trías de Antequera [13].

Los materiales más antiguos de las series del subbético medio son los sedimentos triásicos, que
afloran ampliamente por la región particularmente al oeste de la carretera de Antequera a
Córdoba. A pesar de los afloramientos, no se encuentran buenas secciones porque su
comportamiento plástico ha provocado la desintegración de las sucesiones estratigráficas,
tomando generalmente una disposición caótica. Este conjunto es conocido como Trías germano-

3 Olistostroma: Depósito sedimentario constituido por una masa de bloques de roca, dispuestos caóticamente junto con gravas
y arenas, inmersos en una matriz arcillosa, que se ha constituido a partir de un deslizamiento gravitatorio submarino.
23

andaluz, en alusión a la similitud que presenta con sedimentos triásicos depositados sobre el
zócalo hercínico de Alemania. En el Trías germano-andaluz se suelen diferenciar tres tramos, a
los que se aplican términos de facies derivados de la cronoestratigrafía del Triásico germánico:
Buntsadtein, Muschelkalk y Keuper [12].
Como se ha descrito antes el Trías está formado en parte por un proceso diapírico, en la parte NE
de la banda, destacan a modo de enormes domos diapíricos: el del oeste de Fuente Camacho y el
del sur de Archidona. Debido al proceso de formación del diapiro (de tipo salino, debido a los
materiales con grandes cantidades de yesos y evaportias) [11], aparecen afloramientos de
salmueras en el borde oriental y el conjunto lagunar de Archidona en el borde occidental,
compuesto por lagunas de alto contenido en sales y sulfatos [13] [11], así como la alta salinidad
de las aguas del embalse del Guadalhorce que afloran en manantiales [12]. Hace llegar a la idea
de que existe una gran posibilidad de que estos lugares sean capaces, geológicamente hablando,
de albergar la formación de una caverna salina en ellos.

Figura 7. Mapa geológico de la zona mostrando la banda NE-SO del Trías de Antequera [14].

3. Caracterización de la caverna salina.
3.1 Localización
La caracterización del sitio es el primer proceso para el desarrollo de la caverna, se requiere para
definir la profundidad, el espesor, la estructura y, pureza y propiedades mecánicas de la halita.
Esta información es la más importante ya que es la que definirá los límites de presión de operación
para mantener la integridad de la caverna.
El diseño debe tener en cuenta la información geológica y geográfica de la zona como las
propiedades mecánicas y químicas de halita. Por ello se realizará una primera perforación para
caracterizar las propiedades físicas de la halita y de las acumulaciones geológicas vecinas. Las
propiedades que caracterizar son la compresión, resistencia a la tracción y permeabilidad, así
como la cantidad de material insoluble.
Procedimientos de medición geofísica basados en datos sísmicos y gravimétricos proporcionan
información básica sobre la ubicación, extensión y profundidad de los depósitos de sal. Estas
mediciones se basan en un estudio de reflexión sísmica (2D y 3D) del área identificada. [16]

Figura 7. Mapa geológico de la zona de Los Hoyos [15].

A pesar de la ausencia de estudios sobre esta zona, se ha decidido realizar la construcción
de esta donde se refleja en la figura 8., esto es debido a la proximidad con una carreta que
25

facilitaría la entrada y salida de vehículos y maquinaría como el mayor alejamiento
posible del parque natural.

Figura 8. Corte geológico de la zona de Los Hoyos [15].

La profundidad a la que se encontrará la caverna es de 520 metros a partir de la superficie que se
muestra en la figura X. El volumen de esta se aproximará de forma cilíndrica dando una altura de
80 metros y un radio de 40,98 metros, llegando a tener un volumen de 422,2 m3.
3.2 Construcción de la caverna
La construcción de la caverna se realizará mediante un proceso de lixiviación, esta construcción
requiere una especial planificación y un gran control para asegurar que contendrá la presión y que
existe una distancia mínima entre las zonas adyacentes.
En primer lugar, el equipo de perforación se utiliza para crear un pozo desde la superficie hasta
la profundidad requerida y disponible. Este proceso es muy similar al utilizado para la perforación
de yacimiento de petróleo y gas.
Para formar la caverna salina, se bomba agua a través de una tubería hasta el fondo del pozo. A
medida que el agua entra en contacto con la halita, esta se disuelve saturando el agua y es extraída
a través de otra tubería dejando así espacio libre que conforma la caverna. (Introducir la salmuera)
Se utilizan dos procedimientos operativos diferentes para asegurar el desarrollo controlado de la
caverna:
• Lixiviación directa: El agua es introducida a través la tubería interna hasta el fondo
de la caverna donde fluye hacia abajo. La salmuera resultante sale a través del espacio
interno entre el interior del tubo y la cubierta externa como un fluido inerte. Este
método desarrolla cuevas con diámetros mayores en la parte inferior.
26

• Lixiviación indirecta: El agua es introducida a través del espacio interno entre el
interior del tubo y la cubierta externa hasta el fondo donde se encuentra el punto de
recolección de salmuera. Este método desarrolla cavidades con diámetros mayores en
la parte superior.

Figura 8. Representación gráfica de los tipos de lixiviación [12].

Durante toda la fase de lixiviación de la caverna salina que tiene una duración de 2,5 a 4 años.
Para realizar el proceso de manera controlada, es usado un fluido inerte de recubrimiento que no
es reactivo a la sal, una de las características de este fluido es que su densidad es inferior a la de
la salmuera para así controlar la integridad de la caverna. Los fluidos más utilizados son el
nitrógeno, diésel, gas natural y propano. Una vez concluida la estructura de la caverna, e procederá
a la introducción de gas para realizar una prueba inicial de integridad mecánica como de
hermeticidad.
Esencialmente utiliza la presión para desplazar la salmuera contenida en la caverna y completarse
así la extracción de la solución. Durante este proceso los volúmenes de gas y salmuera son
monitorizados con detenimiento para determinar la profundidad de la interfase gas/salmuera.
Cuando se completa el primer llenado de gas, la parte desplazada de salmuera es retirada de la
caverna usando una esclusa. La duración de este proceso es de unos 3 meses.
27

Figura 9. Representación gráfica de la formación de la caverna salina [9].
3.3 Modo de operación.
Las cavernas salinas pueden operar de dos modos diferentes, a presión constante o presión
variable.
• Modo a presión constante: La caverna se mantiene a una presión constante usando el
desplazamiento de la salmuera para variar el volumen de gas. El gas retirado es
compensado con salmuera.
• Modo a presión variable: La presión de la caverna varía dependiendo del flujo de gas
dentro y fuera de las cavernas.
La presión máxima debe ser estar en un rango de 0,7 – 0,8 de la presión litostática, lo que asegura
que se opere a una presión más baja de la presión limite que podría crear fracturas en la caverna.
La presión mínima se fija para asegurar la integridad de la caverna que irá en función de la
mecánica de esta, suele estar entre unos valores de -10% de la presión litostática. En el modo de
presión variable, parte del gas introducido debe reservarse como gas colchón para mantener la
presión mínima
Lapresión a la profundidad descrita anteriormente es de 118.43 bar por lo que la caverna operará
a presión variable llegando a una presión de operación de 94,72 bar.
Resumiendo todo lo definido anteriormente:
Tabla 4. Características de la caverna salina.
Caverna
Salina
Volumen(m3) Profundidad(m) Altura(m) Presión de
operación
(bar)
1 422,2 520 80 94,72

4. Ingeniería Básica.
La ingeniería básica de este proyecto se va a basar en el diseño de los equipos necesarios para el
acondicionamiento del hidrogeno para la inyección, así como de su extracción y preparación para
alimentar a una turbina de gas.
Se estudiará dos posibles casos:
• Almacenar H2
• Almacenar N2 + H2
Partiendo de una base de cálculo de 700MWe, una alimentación a 30 bar y una demanda de 45
bar. Respecto al diagrama de proceso necesario para el caso de almacenar N2 + H2, a la hora de
extraer el gas de la caverna ambas líneas comparten equipos solo necesitando una línea propia
para cada caverna a la hora de la inyección. El uso de nitrógeno es debido a la necesidad de diluir
el hidrógeno con un inerte ya que la temperatura de la llama del hidrógeno sería demasiado alta
en la turbina de gas.
4.1 Equipos
Filtro
Se requiere de un filtro para eliminar cualquier partícula sólida que haya sido arrastrada con la
corriente de gas con el fin de proteger los equipos posteriores.
Tabla 5. Nº filtros según el tipo de almacenamiento.
Tipo de Almacenamiento Nº Filtros Perdida de carga(bar)
H2 1 0,0265
H2 + N2 2 0,0265/0,05254

Compresor
El gas de hidrógeno alimentado se encontrará a una presión fijada de 30 bar de modo que requiere
una compresión hasta la presión de operación de la caverna, tras él se colocará un filtro
coalescente para así captar las posibles gotas de aceite o combustibles provenientes del
compresor.

4 Estos valores son correspondientes a la línea de hidrógeno y a la línea de nitrógeno respectivamente.
29

Tabla 6. Nº compresores según el tipo de almacenamiento.
Tipo de Almacenamiento Nº Compresores Potencia (KW)
H2 3 2212,82
H2 + N2 6 2212,82/2200,5

Para cada línea será necesario un filtro coalescente con una pérdida de carga de 0,117 bar.

Intercambiador
La temperatura a la que opera la caverna es un factor de funcionamiento importante para conservar
la integridad estructural, tras la compresión la temperatura del gas aumenta y es necesario el uso
de un intercambiador de calor para disminuir la temperatura a una temperatura de operación fijada
de 45ºC.
Tabla 7. Nº intercambiadores según el tipo de almacenamiento.
Tipo de Almacenamiento Nº Intercambiadores Calor por retirar (KJ)
H2 2 485,38
H2 + N2 2 485,38/594,3

Estación de regulación y medida
El gas debe ser medido y regulado al entrar y salir de la caverna, deben de estar diseñadas para
un análisis simultáneo y continuo del caudal de gas que es transferido. Cada línea tendría su
estación a la entrada de la caverna y compartirían la estación a la salida de esta.
Venturi (Lavado del gas)
Cuando el gas es extraído de la caverna existe la posibilidad de que arrastre partículas de halita
y la necesidad de que la corriente de gas sea lo más limpia posible lleva a la necesidad de lavar
el gas y para ello se utiliza un Venturi en el cual se introduce agua capaz de disolver y arrastras
la cantidad de sal transportada en el gas.
Tabla 8. Característica del Venturi según tipo de almacenamiento.
Tipo de
Almacenamiento
Caudal de gas (m3/h) Caudal de agua (m3/h) Pérdida de carga
(bar)
H2 438 0,613 0,03
H2 + N2 862,13 1,207 0,03

Ciclón (Secado de gas)
Una vez el gas sale del Venturi este captara tanto humedad como como pequeñas gotas de agua,
las cuales son removidas mediante un ciclón.
Tabla 9. Pérdida de carga en el ciclón según el tipo de almacenamiento
Tipo de Almacenamiento Pérdida de carga (bar)
H2 0,053
H2 + N2 0,053

Torre de absorción
La humedad presente en la corriente de gas será removida en una torre de absorción, el Trietileno
Glicol será el encargado de deshidratar la corriente gaseosa, este componente ya ha sido usado
para la deshidratación de gas natural.
Tabla 10. Característica torre absorción según el tipo de almacenamiento
Tipo de
Almacenamiento
Nº Etapas Altura (m) Diámetro (m) Caudal glicol
H2 10 7,43 0,482
H2 + N2 10 7,43 0,672

Todos los equipos descritos anteriormente están especificados en el Anexo 1.

Figura 10. Diagrama de procesos de Almacenamiento de H2.

Figura 11. Diagrama de proceso de Almacenamiento de H2 + N2.

5. Estudio Económico.
El objetivo de este apartado es describir los diferentes costes que conlleva la construcción,
operación y mantenimiento de la caverna salina.
5.1 Introducción.
Una vez se ha identificado la localización geológica se desarrolla una evaluación económica
basada en la compresión del gas y, construcción y operación de la caverna.
Para la caracterización del sitio es necesario realizar una investigación geológica seguida de un
análisis de muestras para caracterizar toda la zona tanto a términos físicos como químicos.
Para la construcción se ha de tener en cuenta la preparación del sitio y, la perforación y
terminación del pozo, así como para la puesta en marcha se ha de realizar pruebas de integridad
mecánica, desechar la salmuera y efectuar el primer llenado de gas.
El volumen de la caverna requerido dependerá de la ubicación ya que es la profundidad de la
halita la que nos marcará la presión y esta a su vez el volumen que podrá alcanzar la caverna en
función de la necesidad del proyecto.
La estructura de costos de la caverna se puede resumir en:
- Coste capital:
• Coste de caracterización del sitio.
• Coste de construcción de la caverna.
• Coste de equipos.
• Coste de instalación.
- Coste de explotación:
• Coste de alquiler de un equipo de perforación.
La caracterización del sitio es el primer proceso para el desarrollo de la caverna, se requiere para
definir la profundidad, el espesor, la estructura y, pureza y propiedades mecánicas de la halita.
Esta información es la más importante ya que es la que definirá los límites de presión de operación
para mantener la integridad de la caverna.
El diseño debe tener en cuenta la información geológica y geográfica de la zona como las
propiedades mecánicas y químicas de halita. Por ello se realizará una primera perforación para
caracterizar las propiedades físicas de la halita y de las acumulaciones geológicas vecinas. Las
33

propiedades que caracterizar son la compresión, resistencia a la tracción y permeabilidad, así
como la cantidad de material insoluble.
Procedimientos de medición geofísica basados en datos sísmicos y gravimétricos proporcionan
información básica sobre la ubicación, extensión y profundidad de los depósitos de sal. Estas
mediciones se basan en un estudio de reflexión sísmica (2D y 3D) del área identificada.
La construcción de la caverna se realizará mediante un proceso de lixiviación, esta construcción
requiere una especial planificación y un gran control para asegurar que contendrá la presión y que
existe una distancia mínima entre las zonas adyacentes.
En primer lugar, el equipo de perforación se utiliza para crear un pozo desde la superficie hasta
la profundidad requerida y disponible. Este proceso es muy similar al utilizado para la perforación
de yacimiento de petróleo y gas.

5.2 Coste de inversión.
El coste capital del almacenamiento en cavernas salinas tiene tres componentes principales, el
coste asociado al desarrollo/construcción de la caverna. El coste asociado a las instalaciones en
superficie para comprimir y acondicionar el gas antes de inyectarlo en la caverna y acondicionar
para su expansión. Y por último coste delgas colchón necesario para mantener la presión mínima
de almacenamiento.
Las investigaciones deberán proporcionar la información detallada sobre la estructura geológica
e integridad de la halita. Por ello se realiza una reflexión sísmica 2D, 3D o ambos, y una
perforación como mínimo para conocer la naturaleza y propiedades de la halita.
La profundidad de la caverna tiene un impacto directo frente a este coste ya que aumentan en
función de la profundidad y no tanto del volumen que el único coste significativo es el de bombear
el agua y la salmuera.
34

Tabla 11. Coste capital según el tipo de almacenamiento.
€ M H2 H2 + N2
Investigación geológica 2,95 4,66
2D 0,31 0,31
3D 0,63 0,63
Pozo 2,01 4,02
Construcción 14,04 22.47
Preparación del Proyecto 4,21 4,21
Contratación Perforación 2,11 4,22
Finalización y prueba 2,11 4,21
Contingencias 1,4 2,81
Explotación solución 4,2 4,21
Instalación 16,85 19,75
Equipos 68,375 129,84
Compresor 19,23 38,47
Intercambiador 1,23 2,46
Torre de relleno 2,31 2,31
Total 102,21 176,72

5.3 Coste de operación.
Los costes de operación se resumen en los costes de la necesidad energética, costes relacionados
con la compresión y costes de mantenimiento. Estos se dividen en costes fijos y variables.
En los costes variables incluyen el consumo de disolventes y gas natural para la calefacción de
los trabajadores. Estos costes son anuales y se basan en la disponibilidad prevista de la plana.
Los costes fijos incluyen principalmente, la mano de obra, gastos generales y administrativos y,
mantenimiento.
Tabla 12. Coste de operación según el tipo de almacenamiento.
€ M Almacenar H2 Almacenar H2 + N2
Costes variables 0,818 0,946
Combustible 0,59 0,62
Productos químicos 0,114 0,163
Eliminación de desechos 0,114 0,163
Costes fijos 14,96 14,96
Mano de obra 1,06 1,06
Administración y gastos
generales
0,352 0,352
Mantenimiento 3,066 5,3
Seguro e Impuestos 8,608 10,532
Total 9,424 11,478

5 Para el cálculo del coste de los equipos se ha considerado el coste de los más caros, se ha aplicado un factor de Lang de 3.
35

Todos los costes están especificados en el Anexo 1.
5.4 Viabilidad económica.
Teniendo los diferentes costes y aplicando:
• Tasa rentabilidad 10%
• Depreciación 10 años
• 20 años de vida
Tabla 13. Ventas según el tipo de almacenamiento.
Tipo de Almacenamiento Precio venta (€/ t H2)
H2 523
H2 + N2 892

6. Conclusiones.
Los resultandos obtenidos para el almacenamiento conjunto (H2 + N2) no llega a doblar el
precio de venta para el almacenamiento de H2 lo que es significativo e indicativo de que es
mejor realizar un almacenamiento conjunto que individual. Asegurando así la alimentación
necesaria de nitrógeno para la operación.

7. Anexos.
En esta sección se detallará todos los resultados obtenidos anteriormente.
7.1 Determinación de la presión litostática y dimensiones de la caverna.
Para la determinación de la presión litostática que gobierna en la profundidad de la caverna salina.
Se ha trazado una recta vertical de color amarillo hasta la superficie tal y como se refleja en la
figura X.

Figura 12. Corte geológico Los Hoyos. Determinación de la profundidad.

Obteniendo una profundidad de 520m en la que se atraviesa diferentes capas de materiales
geológicos.
Tabla 14. Determinación profundidad.
Material Longitud(m)
Yeso 120
Dolomía 70
Yeso 20
Halita 20
Yeso 20
Halita 70
Total 520

Una vez se ha determinado el espesor de cada capa, consultando el valor típico de densidad de
cada material geológico y aplicando la ecuación [1], se obtiene la presión ejercida por cada capa.
37

𝑃(𝑘𝑔/𝑐𝑚2) = (𝜌 · 𝐿)/1000 [Ecuación 1]
Donde 𝜌 es el valor de la densidad en g/cm3 y L, el espesor en metros.
Tabla 15. Determinación profundidad.
Material Presión(𝐤𝐠/𝐜𝐦𝟐)
Yeso 27,84
Dolomía 20,86
Yeso 4,64
Halita 47,63
Yeso 4,64
Halita 15,56
Total 120,77

Dado que la presión de operación debe de ser menor a la litostática para conservar la integridad
de la caverna, aplicando la ecuación [2]:
𝑃𝑂𝑃 = 𝑃𝑙𝑖𝑡𝑜𝑠𝑡á𝑡𝑖𝑐𝑎 · 0,8 [Ecuación 2]
Se obtiene una presión de 94,744 bar.
Para el dimensionamiento de la caverna, se aproxima a una geometría de un cilindro de volumen
0,422 Mm3. Fijando la altura de la caverna en 80m y aplicando la ecuación 3:
𝑉 = 𝜋 · ℎ · 𝑟2 [Ecuación 3]

Figura 13. Cilindro.
38

La caverna tendrá:
• Un volumen de 422,2 m3
• Una altura de 80m
• Un radio de 36,66m

7.2 Dimensionamiento de equipos.
Para el dimensionamiento de los equipos se ha impuesto una base de cálculo de 100MW.
Tabla 16. Datos de partida
Datos fijados Temperatura(ºC) Presión(bar)
Alimentación 25 30
Exigida 456 457

Conociendo el PCI del hidrógeno y su densidad, se obtiene un caudal volumétrico de 1251,56
m3/h equivalentes a 0,83kg/s. Para el caso del nitrógeno se supone una relación volumétrica 1:1.
Para el desarrollo de este apartado se ha utilizado los apuntes de la asignatura de “Operaciones
Básicas de Sólidos Particulados “facilitados al alumno de la Escuela Técnica Superior de
Ingeniería de Sevilla.
7.2.1 Filtro de mangas
Para la filtración de las posibles partículas sólidas que pueda arrastras la corriente de gas en la
alimentación de la planta, se ha optado por el uso de un filtro de mangas. Este tipo de filtración
se practica a través de un tejido, presentando altos rendimientos de depuración, incluso para
partículas muy finas. Pueden operar con una amplia variedad de polvos, de distinta naturaleza y
propiedades tanto físicas como químicas, llegando a tener unos valores de rendimientos cercanos
al 100% para partículas con tamaños comprendidos en un rango muy amplio de tamaños, desde
submicrónicas hasta varios cientos de micras.
La pérdida de carga de un filtro se calcula según la ecuación [4]:

6 Temperatura exigida para la inyección a la caverna y así conservar su integridad.
7 Presión exigida para la inyección a la turbina generadora.
39

∆𝑃 = (𝐾 + 𝛼 · 𝑚) · 𝜇 · (𝑄/𝐴) [Ecuación 4]
Donde:
• 𝐾 es el coeficiente de caída de presión del medio filtrante (K=108 m-1)
• 𝛼 es la resistencia específica de la torta (1010 - 1011 m/kg)
• (𝑄/𝐴) es la relación caudal gas-superficie filtrante (m/min)
• 𝑚 es la masa de sólido captada por unidad de superficie (kg/m2)
• 𝜇 es la viscosidad de la corriente gaseosa
Debido a la ausencia de datos que especifiquen la cantidad de sólidos que pueda arrastrar la
corriente gaseosa, se ha supuesto un valor de 0,0001 kg sólidos/m3 gas.
Las dimensiones típicas de las mangas se encuentran en 5 – 6 pulgadas de diámetro y 8 – 20 pies
de longitud. Para este caso se ha seleccionado una manga de 3,5m de longitud y 0,15m de
diámetro. La velocidad máxima de filtración en filtros limpiados por pulsos de aire a presión varia
de 2,1 – 2,5 m/min para polvos que contengan crudo de cemento, arcilla, plásticos, pigmentos,
almidón, azúcar, serrín y Zinc. Se utiliza una velocidad de 2,1 m/min al presentar mayor
desventaja.
Como tela filtrante se ha seleccionado un tejido de polipropileno, esto es debido a su muy buena
resistencia a ácidos, álcalis y flexión. Para determinar el número de mangas por las que está
compuesto el filtro se utilizaran las ecuaciones [5] y [6].
𝐴𝑓𝑖𝑙𝑡𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑛𝑒𝑡𝑎 =
𝑄𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜
𝑉𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜
[Ecuación 5]
𝑁𝑚𝑎𝑛𝑔𝑎𝑠 =
𝐴𝑛
𝐴𝑚𝑎𝑛𝑔𝑎
[Ecuación 6]

Tabla 17. Características del filtro.
Compuesto Tipo de tela An(m2) Amngas(m2) Nº mangas Pérdida de
carga (bar)
Hidrógeno Polipropileno 9,93 1,18 9 0,00265
Nitrógeno Polipropileno 9,93 1,18 9 0,0525

7.2.2 Compresor.
Los procesos de impulsión o expansiónson irreversibles, pero la potencia asociada a estos
procesos suele calcularse asumiendo un proceso reversible y corrigiendo por una eficiencia que
cuantifica la irreversibilidad. Considerando el proceso como isentrópico.
𝜂𝑖𝑠 =
𝑤
𝑤𝑖𝑠
=
ℎ2−ℎ1
ℎ2𝑠−ℎ1
< 1 [Ecuación 7]
𝑤 =
𝑤𝑖𝑠
𝜂𝑖𝑠
=
ℎ2𝑠−ℎ1
𝜂𝑖𝑠
> 0 [Ecuación 8]
Valor orientativo 𝜂𝑖𝑠 = 65 – 80%
Siendo:
• h1, el valor de la entalpía a la entrada del compresor
• h2, el valor de la entalpía a la salida del compresor
• h2s, el valor de la entalpía isentrópica a la salida del compresor
Aplicando un valor de 𝜂𝑖𝑠 = 65% y aplicando las ecuaciones [7] y [8], se obtiene:
Tabla 18. Potencia aplicar compresores.
Compuesto Potencia (KW)
Hidrógeno 2212,82
Nitrógeno 2200,51

Debido a los elevados valores obtenidos de potencia, se ha recurrido un catálogo de compresores
y se ha encontrado uno que satisface el proceso de compresión.
Tabla 19. Potencia aplicar compresores.
Marca Modelo Caudal
efectivo(m3/h)
Presión
máx.(bar)
Nº de
etapas
Potencia
(KW)
Nº Compresores
Bauser I.52.0-
160
432 365 4 141 3

La necesidad de utilizar tres compresores en paralelo necesitará una potencia conjunta de 423KW.
41

7.2.3 Intercambiador.
Dado que la temperatura de salida del compresor es superior a los 45ºC es necesario refrigerar la
corriente gaseosa.
Para ello se ha recurrido a un catálogo en el cual se ha encontrado un intercambiador de placas
que puede trabajar a la presión de operación.
Tabla 20. Especificación intercambiador de calor.
Tipo de
intercambiador
Marca y
modelo
Presión
operativa (bar)
Temperatura
(ºC)
Potencia (KW)
Placas Swep B185 80 – 140 -200 – 200 350

Es necesario saber qué cantidad de energía en forma de calor es necesario absorber y para ello se
utiliza la ecuación [9].
Q = ṁ · Cp · ∆T [Ecuación 9]
Donde ṁ es el caudal másico, Cp calor específico y ∆T la diferencia de temperatura. Este balance
también se podría resolver mediante una diferencia de entalpias.
Los resultados obtenidos son:
Tabla 21. Calor que retirar.
Compuesto Q(KW)
Hidrógeno 485,4
Nitrógeno 594,3

Por lo que será necesario dos intercambiadores en serie.
Para el filtro coalescente se utiliza un filtro de la marca Parker Racor, FFC-113 el cual produce
una pérdida de carga de 0,117 bar.
7.2.4 Venturi.
Para llevar a cabo la captación de partículas, se inyecta agua al gas de forma que esta arrastra las
partículas sólidas que pueda contener la corriente gaseosa. Para diseñar el captador Venturi se
tendrá en cuenta las siguientes ecuaciones de diseño.
𝑑𝑑 =
58600
𝑉𝑔
· (
𝜎
𝜌𝐿
)0.5 + 597 · (
𝜇𝐿
(𝜎·𝜌𝐿)
0.5)
0.45 · (1000 · QL/Qg)1,5 [Ecuación 10]
Donde:
42

• dd = diámetro medio de Sauter para las gotas, μm
• VG = velocidad del gas, cm/s
• σ = tensión superficial del líquido, dinas/cm
• ρL = densidad del líquido, g/cm3
• μL = viscosidad del líquido, poise
• QL = flujo volumétrico del líquido, m3/s
• QG = flujo volumétrico del gas, m3/s
𝐶𝐷 =
24
𝑅𝑒
+
4
𝑅𝑒1/3
[Ecuación 11]
𝐼𝑡 =
2·𝑑𝑑·𝜌𝐿
𝐶𝐷·𝜌𝐺
[Ecuación 12]

Valores recomendables para el diseño del lavador de partículas:
• Velocidad del gas en la garganta: Vg > 4575 cm/s para una alta eficiencia de remoción
de PM
• Dimensiones típicas: ángulo de convergencia 12,5º, ángulo de divergencia 3,5º
Asumiendo una velocidad del gas de 4600 cm/s.
Tabla 22. Calculo de Venturi.
Tipo de
Almacenamiento
Caudal
agua(m3/h)
Dd(μm) Re Cd It(cm)
Almacenar H2 0,613 156,45 5118,32 1,397 3,26
Almacenar H2 +
N2
1,21 156,45 35138,8 0,73 8,54

D1 / 2
a
lt
ldlc
D2 / 2
1 2
b

Figura 13. Dimensionado de Venturi.

Tabla 23. Dimensionado Venturi.
Tipo de
Almacenamiento
D1(cm) a(cm) Ic(cm) D2(cm) Id(cm) b(cm)
H2 11,6 2,9 13,08 5,8 47,76 2,9
H2 + N2 16,28 4,07 18,36 8,14 66,58 4,07

Obteniendo una pérdida de carga para ambas opciones de 0,03 bar.

7.2.5 Ciclón.
Tras el paso por el Venturi, el gas es capaz de arrastras pequeñas gotas de agua por ello un
Venturi suele ir acompañado de un hidrociclón a la salida.

Figura 13. Dimensionado de Ciclón.

𝐷𝑐 = 13,96 ·
𝑣·(𝜌𝐿−𝜌)·𝐷′
2
𝜇
[Ecuación 13]
Donde:
• V, velocidad de entrada del gas al ciclón (Recomendado usar 15m/s)
• 𝜌𝐿, densidad de la gota de líquido
• 𝜌, densidad del gas
• 𝐷’, diámetro de corte para el tamaño de partícula en el que la eficiencia es del 50%
𝐿𝑐 = 𝑧𝑐 = 2 · 𝐷𝑐 [Ecuación 14]
𝐷𝑠 = 0,5 · 𝐷𝑐 [Ecuación 15]
44

B = 𝐽 = 0,25 · 𝐷𝑐 [Ecuación 16]
Suponiendo un tamaño de gota de 0,333 mm. por lo tanto D’ es 0,111mm con un rendimiento del
87%.

Figura 14. Eficacia vs tamaño de gota.

Tabla 24. Dimensionado de Ciclón.
Tipo de
Almacenamiento
Dc(cm) Ae(m2) As(m2) Perdida
carga(bar)
H2 228,05 0,65 1,021 0,00563
H2 + N2 265 0,88 1,382 0,00563

7.2.6 Torre de absorción.
Para deshidratar la corriente gaseosa esta se hace pasar por una torre de absorción alimentada de
Trietilenoglicol (TTG). Dado que no se conocen los valores de humedad que con los que la
corriente gaseosa pueda salir de la caverna salina, se recurre al gas natural para ver qué cantidad
de humedad tendría a las condiciones de salida de la caverna. Para ello se utiliza la figura 15,
donde entrando con una temperatura de 45ºC cortando en la presión correspondiente a la de salida,
obtenemos una fracción de agua de 0,023 kg/(m3/h).
45

Figura 15. Tabla humedad. Gas Natural.

Para el dimensionamiento de la torre de absorción se supondrá una fracción de agua a la salida de
0,0002
𝑑2 = 5040 ·
𝑇·𝑍·𝑄𝑔
𝑃
· [(
𝜌𝑔
𝜌1−𝜌𝑔
) ·
𝐶𝐷
𝑑𝑚
]0,5 [Ecuación 17]
Donde:
• T, temperatura.
• Z, factor de compresibilidad
• Qg, cauda de gas
• P, presión
• 𝜌1, densidad del TEG
• 𝜌𝑔, densidad del gas
46

𝑊𝑟𝑒𝑚 =
𝑊𝑠𝑔−𝑊𝑜𝑢
𝑊𝑠𝑔
[Ecuación 18]
Donde Wrem, es la fracción de agua removida de la corriente gaseosa.
El flujo de circulación de TEG, se calcula mediante las figuras 16 y 17.

Figura 16. Fracción de agua removida vs circulación TEG para 2,5 etapas teóricas.
Almacenamiento H2.

Figura 17. Fracción de agua removida vs circulación TEG para 2,5 etapas teóricas.
Almacenamiento H2 + N2

Asumiendo una eficiencia del 25% por etapa. Para el cálculo de la altura de las bandejas y de la
altura total se tienen las ecuaciones 19 y 20.
𝑁𝑏𝑎𝑛𝑑𝑒𝑗𝑎𝑠 = 24𝑖𝑛 · 𝑁𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 𝑟𝑒𝑎𝑙𝑒𝑠 [Ecuación 19]
𝐻𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒 = 𝐻𝑏𝑎𝑛𝑑𝑒𝑗𝑎𝑠 + (24𝑖𝑛 · 2) [Ecuación 20]

Tabla 25. Dimensionado de torre absorción.
Tipo de
almacenamiento
Wrem Diámetro
torre(m)
Nº Etapas
reales
H Total(m) Circulación
TEG
(arreglar
unidades)
Almacenamiento
de H2
0,9913 0,482 10 7,43 3,2
Almacenamiento
H2 + N2
0,9956 0,672 10 7,43 4,9

7.3 Estudio Económico.
Como se ha descrito anteriormente el coste total estará constituido por los costes de construcción,
operación y mantenimiento de la caverna salina. Todo este estudio económico está apoyado y
basado en el proyecto de Energy Technologies llamado Hydrogen Turbines, “Hydrogen Storage
and Flexible Systems – Hydrogen Storge para el almacenamiento de a 105 bar.
7.3.1 Coste de inversión.
El coste de inversión está compuesto por tres grupos principales, el coste asociado al
desarrollo/construcción de la caverna, el coste asociado a los equipos y por último el coste de gas
colchón necesario para mantener la presión mínima de almacenamiento.

Tabla 26. Costes de Investigación geológica.
Datos sísmicos Tipo de programa Coste Coste adicional
2D >50 km €8,90-11,13K/km €1,11K
3D >50 km €13,35-22,25K/km €2,23K

El coste de un pozo de 2000m oscila entorno los €2,24 – 3,36 millones.
48

Para los costesde Investigación de este proyecto, se ha considerado un estudio de 25km y debido
a que la profundidad del pozo de este proyecto está a una profundidad de 520m, se le aplica un
factor de escala de 0,6 al coste del pozo.
Tabla 27. Costes de Investigación geológica proyecto (€ millones).
Tipo de
almacenamiento
2D 3D Pozo
H2 0,31 0,63 2,02
H2 + N2 0,31 0,63 2,04

Figura 18. Costes de construcción en función de la profundidad.

Figura 19. Desglose costes de construcción.

Para los costes de perforación y construcción, se ha realizado una interpolación sobre el coste
total de la caverna en función de su profundidad, dando un resultado de 14,04 € millones. Para el
desglose de costes se utiliza la figura 19.

Figura 20. Coste total de la instalación para 400.000m3 y 1000m profundidad.

A pesar de que el volumen de la caverna es de 422,2m3, no se considerará la diferencia de
volumen en este coste. Siendo el coste de instalación de 16,848 € millones para una caverna.
Los costes de solución si van en función del volumen de la caverna.

Figura 21. Variación del coste de solución en función del volumen.
En este proyecto, el coste de solución será de 4,21 € millones. El cual se ha hallado realizando
una interpolación.

Para los costes de los equipos se han considerado solo los más caros y se ha aplicado un factor de
Lang de 3 para el resto de los equipos e instrumentos.
Tabla 28. Costes de los equipos principales.
Compresor 19,23 € millones
Intercambiador 1,23 € millones
Torre de absorción 2,31 € millones

En resumen, los costes capitales son:
Tabla 29. Costes capitales anexo.
Coste € millones H2 H2 + N2
Investigación geológica 2,95 4,66
Construcción 14,04 22,47
Instalación 16,85 19,75
Equipos 68,37 129,84
Total 102,21 176,72

7.3.2 Coste de operación.
Los costes de operación se resumen en los costes de la necesidad energética, costes relacionados
con la compresión y costes de mantenimiento. Estos se dividen en costes fijos y variables.
Los costes variables se basan en la disponibilidad equivalente prevista de la planta. A falta de
datos técnicos detallados, los costes de los disolventes y del proceso de eliminación de residuos
50

se ha estimado sobre el 0,5% del total del coste principal de equipos8. Siendo este de 0,114 €
millones. El coste de gas natural es el referido al combustible necesario para la calefacción en la
planta.
En los costes fijos se incluye principalmente el mantenimiento, gastos generales y económicos y
mano de obra.
El coste de mano de obra se ha calculado suponiendo que cada trabajador tiene un coste medio
equivalente a 56000 €/año. En la tabla se muestra el número 23 necesario de personal para la
operación de la instalación de la caverna salina. Este coste será el mismo para las dos opciones
de almacenamiento.
Tabla 30. Personal necesario.
Operación Total
Responsable de área 1
Asistente Responsable
de área
1
Asistente eléctrico 1
Supervisor de turnos 4
Operador de sala de
control
4
Operador de campo 4
Subtotal 15
Mantenimiento
Grupo mecánico 1
Grupo instrumental 1
Grupo eléctrico 1
Subtotal 3
Laboratorio
Supervisor y analista 1
Total 19

Los costes administrativos y gestión incluyen, los costes de servicios de personal y técnicos, y
personal de oficina.

8 Coste de los equipos sin aplicar el factor de Lang.
51

Estos servicios varían mucho de una empresa a otra y depende de la complejidad del proyecto por
lo que se ha asumido que vale un 30% del coste laboral para este proyecto. Siendo de 0,325 €
millones.
Respecto al coste de mantenimiento, una parte de ellos se asociará a estudios regulares de sonar
y pruebas de integridad mecánica para asegurar la integridad estructural de la caverna. Se aconseja
realizar pruebas de sonar cada 5 años, esta prueba cuesta unos 10.080 €/caverna.
Las pruebas de integridad serán cada 10 – 20 años. Su coste se dividirá en preparación del
proyecto, movilización, operaciones de campo, e informes e interpretación, siendo su coste total
de 302.400 €/perforación.
El coste anual de mantenimiento se ha estimado como un porcentaje del 3% sobre el coste capital.
En resumen, los costes de operación son:
Tabla 31. Coste de operación anexo.
Coste € millones H2 H2 + N2
Costes fijos
Mano de obra 0,95 0,95
Administración y
gestión
0,352 0,352
Mantenimiento 3,066 5,3
Seguros e Impuestos 4,24 3,93
Subtotal 8,608 10,532
Costes Variables
Combustible (GN) 0,59 0,62
Químicos 0,114 0,163
Eliminación de
residuos
0,114 0,163
Subtotal 0,818 0,946
Total 9,424 11,478

Para sacar el beneficio que hay que generar para que la planta sea económicamente viable, se
realiza un VAN, aplicando los costes anteriores y teniendo en cuenta una depreciación de 10 años,
un tiempo de vida de 20 años y una tasa de rentabilidad del 10%.

Tabla 32. Coste de operación anexo.
Tipo de almacenamiento Ganancias (€/ t H2)
H2 523
H2 + N2 832

Referencias.

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energy system for a cleaner planet,» International Journal of Hydrogen Energy.
[2] I. Z. B. Eva Mª. Llera Sastresa, Hidrógeno: producción, almacenamiento y usos
energéticos..
[3] F. J. M. G. J. Martín Gil, Sistemas de almacenamiento del hidrógeno en nanotubos de
carbono: nuevos métodos de síntesis de nanotubos de carbono.
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[6] F. L. M. E. S. M. J. C. M. S. Tiago Sinigaglia, «Production, storage, fuel stations of hydrogen
and its utilization in automotive applications-a review,» International Journal of
HYDROGEN ENERGY.
[7] «www.linde.com,» [En línea].
[8] T. M. A. H. P. Saba Niaz, «Hydrogen storage: Materials, methods and perspectives,»
Renewable and Sustainable Energy Reviews.
[9] HyUnder, «Overview on all Known Underground,» Assessment of the potential, the
actors and relevant business cases for large and seasonal storge of renewable electricity
by hydrogen underground storage in Europe.
[10] HyUnder, «Assessment of the potencial, the actors and relevant business cases for large
scale and seasonal storage of renewable electricity by hydrogen undergroud storage in
Europe».
[11] E. d. O. industrial, Evaluación ambiental de los almacenamientos subterráneos de gas
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[12] HyUnder, «Assessment of the potencial, the actors and relevant busines cases for large
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Europe».
[13] J. L. y. E. P. C. Sanz de Galdeano, «El <<Trías de Antequera>>: Naturaleza, origen y
estructura.».
[14] A. G. M. Francisco Serrano Lozano, Geología Regional. El territorio de la provincia de
Málaga en el ámbito de la cordillera Bética.
[15] A. B. P. M. J. C. B. A. Miguel Villalobos Megía, Geodiversidad y patrimonio geológico de
Andalucía.
54

[16] E. Technologies, «Hydrogen Storage and Flexible Turbine Systems - Hydrogen Storage».
[17] «madrimasd.org,» [En línea].