La infraestructura subterránea de hidrógeno podría reducir los costos

El almacenamiento subterráneo de hidrógeno podría impulsar el transporte y la seguridad energética

LIVERMORE, Calif. – El almacenamiento a gran escala de hidrógeno gaseoso a baja presión en cavernas de sal y otros sitios subterráneos para el transporte de combustible y aplicaciones de energía a escala de red ofrece varias ventajas sobre el almacenamiento sobre el suelo, dice un estudio reciente de Sandia National Laboratories patrocinado por la Oficina de Tecnologías de Pilas de Combustible del Departamento de Energía.

El almacenamiento geológico de gas hidrógeno podría hacer posible la producción y distribución de grandes cantidades de combustible de hidrógeno para el creciente mercado de vehículos eléctricos con celdas de combustible, concluyeron los investigadores.

Las soluciones de almacenamiento geológico pueden dar servicio a una serie de mercados clave de hidrógeno ya que «los costos están más influenciados por la geología disponible que por el tamaño de la demanda del mercado de hidrógeno», dijo Anna Snider Lord de Sandia, investigadora principal del estudio.

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Las cavernas de sal como la que se muestra aquí podrían proporcionar una solución de bajo costo para el almacenamiento geológico de hidrógeno. Los colores de la ilustración representan la profundidad, siendo el azul la parte más profunda de la caverna y el rojo la más superficial. (Imagen cortesía de Sandia National Laboratories) Haga clic en la miniatura para obtener una imagen de alta resolución.

El trabajo, dijo Lord, podría proporcionar una hoja de ruta para futuras actividades de investigación y demostración, como un examen de problemas ambientales y formaciones geológicas en las principales áreas metropolitanas que pueden contener gas. Luego, los investigadores podrían determinar si el gas de hidrógeno se mezcla con gas residual o petróleo, reacciona con minerales en la roca circundante o plantea algún problema ambiental.

El almacenamiento se considera clave para lograr el crecimiento del mercado del hidrógeno

Si la demanda del mercado de combustible de hidrógeno aumenta con la introducción de vehículos eléctricos con celdas de combustible, EE. UU. necesitará producir y almacenar grandes cantidades de hidrógeno rentable a partir de fuentes de energía domésticas, como el gas natural, la energía solar y la eólica, dijo Daniel Dedrick, Gerente del programa de hidrógeno de Sandia.

A medida que Toyota, General Motors, Hyundai y otros avanzan con los planes para desarrollar y vender o arrendar vehículos eléctricos con celdas de combustible de hidrógeno, es necesario el almacenamiento práctico de combustible de hidrógeno a gran escala para permitir una infraestructura de transporte impulsada por hidrógeno generalizada. Tales opciones de almacenamiento, dijo Dedrick, son necesarias para aprovechar todo el potencial del hidrógeno para el transporte.

Además, la instalación de sistemas de electrolizadores en redes eléctricas para aplicaciones de conversión de energía a gas, que integran energía renovable, servicios de red y almacenamiento de energía, requerirá un almacenamiento de hidrógeno rentable y de gran capacidad.

El almacenamiento sobre el suelo requiere tanques, que cuestan de tres a cinco veces más que el almacenamiento geológico, dijo Lord. Además del ahorro de costos, el almacenamiento subterráneo de gas hidrógeno ofrece ventajas en volumen. «Los tanques sobre el suelo ni siquiera pueden comenzar a igualar la cantidad de gas de hidrógeno que se puede almacenar bajo tierra», dijo.

Las cantidades masivas de hidrógeno que se almacenan en las características geológicas se pueden distribuir posteriormente como gas o líquido a alta presión para abastecer los mercados de combustible de hidrógeno.

El modelo ayuda a identificar las ubicaciones de almacenamiento más favorables

Si bien el almacenamiento geológico puede resultar una opción viable, se deben explorar varios problemas, dijo Lord, incluida la permeabilidad de varias formaciones geológicas.

Como geólogo en el grupo de geotecnología e ingeniería de Sandia, Lord ha estado involucrado durante años en el almacenamiento geológico de la Reserva Estratégica de Petróleo de EE. UU., el suministro de petróleo crudo de emergencia más grande del mundo.

Para su estudio sobre el almacenamiento geológico, Lord y sus colegas analizaron y reelaboraron el módulo de almacenamiento geológico del Modelo de análisis de escenarios de suministro de hidrógeno del Laboratorio Nacional de Argonne. Para ayudar a refinar el modelo, Lord estudió el almacenamiento de hidrógeno en cavernas de sal para satisfacer la demanda máxima de conducción de verano en cuatro ciudades: Los Ángeles, Houston, Pittsburgh y Detroit.

Determinó que se debe almacenar un 10 por ciento por encima de la demanda diaria promedio durante 120 días. Luego modeló cuánto hidrógeno necesitaría cada ciudad si el hidrógeno satisficiera el 10, el 25 y el 100 por ciento de sus necesidades de combustible para la conducción.

Los Ángeles tiene tres veces la población de Detroit y más de seis veces y media la población de Pittsburgh, pero las formaciones de sal más cercanas están en Arizona, por lo que Lord incluyó el costo de llevar el hidrógeno almacenado de Arizona a Los Ángeles.

Aun así, los costos modelados de Los Ángeles son significativamente menores que los de Detroit y Pittsburgh. Las formaciones de sal en Arizona son más gruesas que las de Detroit y Pittsburgh, con menos cavernas y más grandes. Houston tiene las mejores condiciones de las cuatro ciudades porque la Costa del Golfo ofrece grandes y profundas formaciones de sal.

Para examinar el costo del almacenamiento geológico de hidrógeno, Lord comenzó seleccionando formaciones geológicas que actualmente almacenan gas natural. Trabajando con el economista de Sandia Peter Kobos, Lord analizó los costos para almacenar gas hidrógeno en depósitos de petróleo y gas agotados, acuíferos, cavernas de sal y cavernas de roca dura.

Su artículo, «Almacenamiento geológico de hidrógeno: ampliación para satisfacer las demandas de transporte de la ciudad», se publicó en el International Journal of Hydrogen Energy.

Una solución geológica para el almacenamiento en temporada alta

Otros combustibles ya están almacenados geológicamente. El petróleo de la Reserva Estratégica de Petróleo, por ejemplo, se encuentra en grandes cavernas artificiales a lo largo de la Costa del Golfo. El gas natural se almacena en más de 400 sitios geológicos para satisfacer las demandas de calefacción en invierno.

Lord prevé que el exceso de hidrógeno producido a lo largo del año podría llevarse a los sitios de almacenamiento geológico y luego canalizarse a las ciudades durante el verano, cuando la demanda de combustibles para la conducción alcanza su punto máximo.

Los depósitos y acuíferos de petróleo y gas agotados inicialmente parecen las opciones económicamente más atractivas, dijo. «Solo mirando los números, porque pueden contener un volumen tan grande en relación con cualquier caverna que crees, se ven más baratos», dijo.

Pero el gas de hidrógeno es una sustancia difícil de almacenar. «Debido a que es una molécula más pequeña que el metano, por ejemplo, tiene el potencial de filtrarse más fácilmente y moverse más rápido a través de la roca», dijo Lord.

Los depósitos y acuíferos de petróleo y gas agotados podrían tener fugas de hidrógeno, y el ciclo (llenar un sitio de almacenamiento, sacar hidrógeno para usar y volver a llenar el sitio) no se puede hacer más de una o dos veces al año para preservar la integridad de la formación rocosa. Señor dijo.

Con una caverna de sal o una caverna de roca dura, «no hay problemas de permeabilidad, realmente no hay forma de que algo se filtre», dijo. «Puede traer y sacar más producto y eso, a la larga, reducirá sus costos».

Las cavernas de roca dura están relativamente poco probadas; solo un sitio tiene gas natural. Pero las cavernas de sal, que se crean de 1,000 a 6,000 pies bajo tierra al perforar pozos en formaciones de sal, bombear agua subsaturada para disolver la sal y luego bombear la salmuera resultante, se usan más ampliamente y ya almacenan hidrógeno en una escala limitada, Señor. dijo.

Futuros retos

Lord dijo que su trabajo podría conducir a proyectos de demostración para consolidar aún más la viabilidad del almacenamiento subterráneo de hidrógeno. Las cavernas de sal son la opción lógica para un proyecto piloto debido a su capacidad comprobada para retener hidrógeno, dijo. Las preocupaciones ambientales, como la contaminación, también podrían analizarse más a fondo.

Sin embargo, las formaciones de sal son limitadas. Ninguno existe en el noroeste del Pacífico, gran parte de la costa este y gran parte del sur, excepto en el área de la costa del Golfo. Se necesitan otras opciones para el desarrollo de un sistema de almacenamiento de hidrógeno a nivel nacional.

El trabajo de Lord se suma a las capacidades y décadas de experiencia de Sandia en sistemas de hidrógeno y celdas de combustible. Sandia lidera una serie de otros esfuerzos de investigación de hidrógeno, incluido el proyecto Tecnología de estación e investigación de infraestructura de combustible de hidrógeno (H2FIRST) codirigido por el Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL), una demostración de celda de combustible marítimo, un proyecto de desarrollo centrado en hidrógeno carretillas elevadoras y un estudio reciente sobre cuántas gasolineras de California pueden almacenar y dispensar hidrógeno de forma segura.

Sandia National Laboratories es un laboratorio multiprograma operado por Sandia Corporation, una subsidiaria de propiedad absoluta de Lockheed Martin Corp., para la Administración Nacional de Seguridad Nuclear del Departamento de Energía de EE. UU. Con instalaciones principales en Albuquerque, Nuevo México, y Livermore, California, Sandia tiene importantes responsabilidades de I+D en seguridad nacional, tecnologías ambientales y energéticas y competitividad económica.

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