ES2879916T3 - Sistema de reducción de presión - Google Patents

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Abstract

Un sistema para reducir la presión y extraer energía de las tuberías de gas natural o para su uso en la industria criogénica, que comprende un electrolizador que produce hidrógeno, una bomba de calor, un intercambiador de calor a través del cual fluye gas natural por una mitad y fluye fluido calefactor por la otra mitad, de manera que el intercambiador de calor está adaptado para calentar el gas natural en una tubería, y un dispositivo adaptado para extraer energía de la expansión del gas natural, en el que la energía extraída se usa para alimentar el electrolizador y la bomba de calor, y en el que el fluido calefactor es calentado por la bomba de calor y el calor residual del electrolizador, de modo que el intercambiador de calor obtiene su energía de la bomba de calor y el electrolizador.

Description

DESCRIPCIÓN
Sistema de reducción de presión
Campo de la invención
La presente invención se refiere a sistemas para utilizar la energía residual generada durante la reducción de presión en tuberías de gas natural.
Antecedentes de la invención
En general, el gas natural sale de los pozos de gas a varios cientos de bares de presión. Esto está regulado para que sea adecuado para el transporte en redes de gas. Esta presión se mantiene con la ayuda de compresores. Por lo tanto, el sistema de transporte tiene una energía potencial significativa que se pierde a medida que la presión se reduce sucesivamente dentro del sistema de distribución, para asegurarse de que los clientes reciban una presión adecuada.
La mayoría de los países usan un sistema similar de transporte de gas en todo el territorio, seguido de distribución regional. En el Reino Unido, hay tres grandes grupos de etapas de reducción de presión que reducen la presión de 60-80 bar hasta la presión de mbar del hogar. Se estima que, dentro de la red del Reino Unido, hay hasta 1 GW de energía mecánica accesible a partir de la expansión del gas. Esta energía se pierde principalmente en las estaciones reductoras de presión y existe un creciente argumento de que la energía podría y debería recuperarse.
Por lo tanto, es deseable capturar la energía mecánica (cinética) que resulta cuando el gas se despresuriza y pierde energía potencial.
La tecnología de reducción de presión existente implica el uso de un simple orificio para reducir la presión. Esto puede tener la forma de una válvula moduladora y un sistema de control, que comúnmente se denomina válvula de Joule Thompson.
En las redes de gas, existen diferentes nombres para la reducción de presión. En el Reino Unido, los sistemas de mayor presión se denominan estaciones de reducción de presión (PRS) o una estación reguladora de transmisión (TRS). En los Estados Unidos, las estaciones se denominan estaciones de descenso de presión (PLS).
A medida que el gas viaja a través de las válvulas de reducción de presión de Joule Thompson, hay una caída de temperatura asociada con la expansión adiabática isentálpica del gas. Si no se controla, el gas presurizado frío permitiría la condensación y la congelación de los hidratos, lo que puede provocar daños en el equipo y tuberías bloqueadas. Como se muestra en la Figura 1, este enfriamiento necesita actualmente el uso de una etapa de precalentamiento.
Típicamente, la tecnología de precalentamiento es relativamente rudimentaria. Es una tecnología de combustión, que calienta un fluido en un depósito. El gas viaja a través de un intercambiador de calor en el depósito para recolectar la energía. El precalentamiento requerido depende de la presión inicial, el cambio de presión y la composición del gas. Por ejemplo, para la composición típica del gas natural del Reino Unido y una presión de entrada de 30 bar, la temperatura caerá aproximadamente 0,6 °C por cada bar que disminuya la presión. Así, para una presión aguas abajo de 5 bar, se producirá una caída de temperatura de 15 °C, que si no se controla hará que la temperatura de salida sea de -5 °C. La cantidad de energía requerida para calentar el gas es relativamente pequeña en comparación con la cantidad de energía química que viaja en el flujo de la tubería. Sin embargo, con más de 14.000 PRS en el Reino Unido, esto representa un consumo de gas y una liberación de CO2 significativos, lo cual no es deseado.
Los turboexpansores se han utilizado durante muchos años para recuperar energía de los flujos de gas en expansión. Se presentan en una variedad de tamaños y eficiencias. La mayoría usa una turbina de alta velocidad, con un procedimiento menos común que usa un sistema de desplazamiento positivo similar a una disposición expansor de tornillo. Por función, ambos tienen eficiencias (típicamente 30-85 % de eficiencia isentrópica) y efectos sobre la temperatura y la presión similares. Todos los diseños se pueden acoplar a un generador eléctrico para convertir el gas en expansión en energía eléctrica. La energía eléctrica extraída del generador se acondiciona típicamente a continuación para su uso o exportación. Por naturaleza, los turboexpansores fomentan la expansión adiabática isentrópica que reduce la temperatura del gas típicamente 5 veces más que las válvulas de reducción de presión de Joule Thompson.
Parece haber varias razones por las que la tecnología de turboexpansores o expansores de tornillo no se ha implementado ampliamente en las redes de gas:
• La energía eléctrica generada por un turboexpansor es aproximadamente el 85 % del requerimiento de precalentamiento (aunque se observa que la electricidad generada vale más por MWhr que el gas consumido).
• El mayor consumo de gas necesario para el precalentamiento da como resultado un aumento de la huella de carbono del sistema de distribución, en un momento en el que existe un estímulo considerable para disminuir la huella de carbono.
• Para permitir que la energía eléctrica sea exportada a bajo coste, la PRS debe estar muy cerca de una subestación eléctrica con suficiente capacidad de generación para aceptar la entrada eléctrica del generador turboexpansor, reduciendo significativamente el número de sitios disponibles.
El documento de la técnica anterior US 5806316 A divulga el uso de calor de electrólisis para impulsar una turbina y devolver la electricidad generada por la turbina al electrolizador. El documento de la técnica anterior US 2006/236699 A1 divulga el uso de gas natural líquido para calentar e impulsar una turbina.
Sumario de la invención
De acuerdo con un primer aspecto existe un sistema de reducción de presión y extracción de energía de tuberías de gas natural o para uso en la industria criogénica, que comprende un electrolizador que produce hidrógeno, una bomba de calor, un intercambiador de calor por el cual fluye gas natural por una mitad y fluido calefactor fluye por la otra mitad, de modo que el intercambiador de calor está adaptado para calentar el gas natural en una tubería, y un dispositivo adaptado para extraer energía de la expansión del gas natural, en el que la energía extraída se usa para alimentar el electrolizador y la bomba de calor, y en el que el fluido calefactor es calentado por la bomba de calor y el calor residual del electrolizador, de modo que el intercambiador de calor obtiene su energía de la bomba de calor y el electrolizador.
La presente invención aborda el problema de utilizar la energía potencial que se produce en las etapas de expansión del gas (reducción de la presión) en una tubería de gas o en la industria criogénica. El uso de turboexpansores o expansores de tornillo solo resuelve parcialmente este problema, ya que la electricidad producida es intermitente y, a menudo, no coincide geográficamente con la red eléctrica. Por lo tanto, no es sencillo exportar o almacenar la energía eléctrica, y es insuficiente para cubrir el calentamiento adicional requerido para el precalentamiento. Las soluciones que se proponen abordan esa deficiencia.
La presente invención implica acoplar un electrolizador de seguimiento de carga al dispositivo que recupera energía de la etapa de expansión del gas, como un turboexpansor. El electrolizador podría ser una membrana de intercambio de protones (PEM) o un electrolizador de base alcalina que convertirá la electricidad en hidrógeno. El hidrógeno producido se puede utilizar de diversas formas útiles y, por tanto, no adolece de los inconvenientes de tener que utilizar la electricidad intermitente y la energía se puede almacenar indefinidamente en un recipiente a presión. El electrolizador también tiene la útil ventaja de generar calor residual, que se puede utilizar en la etapa de precalentamiento. Esto tiene importantes beneficios en términos de reducción de carbono.
De acuerdo con un segundo aspecto, se puede usar un sistema como se define anteriormente para extraer energía de la expansión del gas.
Descripción de las Figuras
La Figura 1 muestra un sistema de reducción de presión de la técnica anterior.
Las Figuras 2 y 3 representan dos sistemas de reducción de presión preferentes de la invención.
Descripción de los modos de realización preferentes
Un modo de realización preferente se muestra en la Figura 2 e implica acoplar un electrolizador PEM y una bomba de calor al dispositivo que recupera energía eléctrica de la etapa de expansión del gas, como un turboexpansor acoplado con un generador. El electrolizador PEM idealmente producirá hidrógeno presurizado y tendrá la capacidad de seguir la carga del 0 % al 100 % de la capacidad nominal. La energía requerida para el precalentamiento del gas podría provenir de una variedad de fuentes, incluida la combustión. Se obtiene de una combinación de calor residual del electrolizador y energía térmica de la bomba de calor. El electrolizador convierte la electricidad en gas hidrógeno presurizado que se inyecta preferentemente en la red de gas natural.
El hidrógeno que se produce se puede usar de diversas formas útiles. Por lo tanto, esta disposición no adolece de los inconvenientes de exportar a la red eléctrica, por ejemplo, cuando a menudo no hay suficiente producción para satisfacer la demanda.
Un modo de realización alternativo que se muestra en la Figura 3 es utilizar tecnología de la industria criogénica (que regularmente usa turboexpansores para enfriar gases) y alimentar la salida del turboexpansor directamente a un gran intercambiador de calor ambiental diseñado específicamente para minimizar la acumulación de hidratos, para elevar el gas a temperaturas cercanas al ambiente. A continuación, el gas puede recibir un calentamiento final mediante la utilización del calor residual del electrolizador y/o una bomba de calor como se describió previamente.
Estas metodologías tienen beneficios importantes que incluyen:
• En el modo de realización ilustrado en la Figura 2 no se consume gas, por lo que se reduce el coste y la huella de carbono en comparación con las válvulas de Joule Thomson existentes
• Como el hidrógeno producido es 'verde', su presencia actuará para descarbonizar la red de gas para todos los procesos de consumo de gas y permitirá que la invención reclame una gama de incentivos de reducción de carbono.
• No se requiere conexión a una subestación eléctrica externa, lo que aumenta el número de ubicaciones disponibles y reduce los costes.
Un sistema de la invención comprende un calentador/dispositivo de calentamiento que eleva la temperatura del gas. El calentador/dispositivo de calentamiento comprendido por la invención es un intercambiador de calor, por ejemplo, un intercambiador de calor que calienta gas usando aire o agua ambiente.
El dispositivo de calentamiento es un intercambiador de calor a través del cual el gas natural fluye a través de una mitad mientras que el fluido calefactor se encuentra en la otra mitad. El fluido calefactor puede calentarse mediante la combustión de gas natural u otro combustible. El fluido calefactor se puede calentar mediante un sistema combinado de calor y energía eléctrica (CHP). El dispositivo de calentamiento puede ser un intercambiador de calor de aire ambiente. El fluido calefactor se calienta mediante una bomba de calor. El fluido calefactor se calienta con el calor residual del electrolizador. El calor puede ser proporcionado por un calentador eléctrico. El fluido calefactor se calienta mediante una bomba de calor y el calor residual del electrolizador.
Se usa una bomba de calor en el sistema, y preferentemente funciona con una temperatura de salida lo más alta posible. Son posibles varias tecnologías y medios de bomba de calor. Un modo de realización preferente es una bomba de calor de CO2 transcrítico que puede producir temperaturas de 80-90 °C. Otro modo de realización es una bomba de calor de amoníaco subcrítico. Son posibles varias fuentes de calor/dispositivos de calentamiento que incluyen, pero no se limitan a, aire, suelo y agua. El agua y el aire son las fuentes de calor preferentes, debido a la menor huella y los costes de inversión de capital.
Los expertos en la técnica conocerán dispositivos para extraer energía de la expansión del gas. En la presente invención, el dispositivo para extraer energía de la expansión del gas es preferentemente una turbina o un dispositivo de desplazamiento positivo, tal como un expansor de tornillo. Más preferentemente, es una turbina, por ejemplo, un turboexpansor. El dispositivo extrae energía cinética del gas, ya que se expande durante la despresurización. Preferentemente, este dispositivo está acoplado mecánicamente con un dínamo o un alternador que produce electricidad. Preferentemente, la salida es corriente continua (CC) y, en ese caso, este esquema puede reducir los costes al eliminar el acondicionamiento de energía CA-CC al electrolizador. Como las estaciones de reducción de presión experimentan variabilidad de presión y flujo tanto diurna como estacional, todos los equipos conectados al generador deben poder aceptar una entrada que varía en el tiempo.
La salida eléctrica del generador se puede usar para alimentar la bomba de calor y el electrolizador. En un modo de realización preferente, la potencia debe dividirse dinámicamente entre los dos dispositivos a medida que varía la presión de entrada y salida al turboexpansor, para asegurar la máxima producción de hidrógeno, mientras se proporciona suficiente calor para el precalentamiento del gas.
Un sistema de la invención usa un electrolizador que produce hidrógeno, preferentemente un electrolizador de agua. El experto en la técnica podrá seleccionar un electrolizador adecuado para su uso en un sistema de la invención. Los electrolizadores de agua se fabrican desde hace muchos años; sin embargo, solo recientemente ha sido posible realizar ciclos repetidamente en los electrolizadores desde un rango de potencia de 0 a 100 % sin daños.
El electrolizador puede ser un electrolizador de membrana de intercambio de protones (PEM), un electrolizador de óxido sólido o un electrolizador de base alcalina, que se basa en un polímero sólido o en un electrolito líquido. Preferentemente, el electrolizador es un electrolizador PEM. Preferentemente, el PEM es aniónico. La membrana puede ser un polímero reticulado hidrófilo. En un modo de realización, la membrana es un polímero perfluorado.
La tecnología PEM puede responder rápidamente a las entradas eléctricas fluctuantes, sin detrimento significativo del rendimiento o la durabilidad. En particular, se usan en la invención membranas PEM iónicas hidrófilas, tales como el tipo descrito en el documento WO03/023890. Pueden operar en un amplio rango de corriente, preferentemente 0,1 - 3 A/cm2, que es significativamente más alto que los electrolizadores líquidos alcalinos. El aumento de la densidad de corriente da como resultado un requisito de electrolizador más pequeño y, por lo tanto, es beneficioso tanto en la huella como en el coste.
El oxígeno producido por la electrólisis puede ventilarse, usarse o almacenarse. Puede usarse para mejorar las propiedades de combustión de equipos adicionales. El oxígeno puede usarse en una reacción de combustión para calentar el gas en la tubería y/o transmitirse al dispositivo de calentamiento para su uso en dicho dispositivo. El oxígeno puede precalentarse antes de la combustión o transmitirse al dispositivo de calentamiento.
Un electrolizador para usar en la invención debería generar hidrógeno a presiones superiores a 1 bar. La salida de hidrógeno del electrolizador puede ser presurizada por un compresor. Preferentemente, el electrolizador debe generar
hidrógeno a una presión que permite su inyección directa en la tubería de gas natural sin la necesidad de un compresor.
Puede ser necesario un mecanismo de almacenamiento de hidrógeno para permitir que la salida del electrolizador sea almacenada. Son posibles varias tecnologías de almacenamiento, incluido el gas comprimido y el hidruro metálico. El modo de realización preferente es gas comprimido.
El gas se puede calentar antes o después de que entre al dispositivo para extraer energía.
El gas se puede calentar mediante:
a) calor residual del dispositivo para extraer energía de la expansión del gas;
b) energía obtenida de la combustión de gas natural
c) energía obtenida de una planta combinada de calor y energía eléctrica; y/o
d) una combinación de dos o más de los anteriores.
En el Reino Unido, debe demostrarse la mezcla y dilución del hidrógeno dentro de la tubería de gas. Esto se puede lograr mediante un dispositivo de mezcla antes de la inyección en la tubería de gas natural, como un mezclador estático. De forma alternativa, la dilución se puede lograr mediante turbulencia en la tubería de gas. Puede introducirse hidrógeno en el lado de alta presión antes del dispositivo que extrae energía de la expansión del gas, en cuyo caso, la disminución de la presión produce la turbulencia necesaria para la mezcla. Preferentemente, el gas hidrógeno se introduce en el lado de baja presión después del dispositivo que extrae energía de la expansión del gas, la turbulencia aguas abajo del dispositivo proporciona la mezcla de los dos gases. Es posible que se requieran mediciones aguas abajo y aguas arriba de la estación de reducción de presión para cumplir con los requisitos legales. Esto puede incluir, pero sin limitarse a, caudal, presión, Wobbe, poder calorífico y contenido de hidrógeno.
En lugar de devolver el gas hidrógeno a la red de gas natural, se puede desviar para su uso en otras aplicaciones donde se podría lograr un precio más alto por el gas. Por ejemplo, se puede almacenar para su uso en aplicaciones de transporte (como combustible), o también se puede usar como reactivo en una reacción química, como la producción de amoníaco, metanización, síntesis de combustible líquido y/o aplicaciones de oxígeno.
Los dos modos de realización preferentes que se muestran en las Figuras 2 y 3 se analizarán con más detalle a continuación.
Modo de realización 1
Esta tecnología reemplaza los sistemas de válvula de expansión estática existentes (Joule Thomson) con un paquete de equipos de precalentamiento de gas integrado, sistema de recuperación de energía, bomba de calor y electrólisis de hidrógeno. El sistema precalentará el gas natural, extraerá energía durante la despresurización y utilizará esa energía para alimentar una bomba de calor y un electrolizador. El calor del electrolizador y la bomba de calor proporcionarán la energía para el precalentamiento, mientras que el electrolizador generará gas hidrógeno con bajo contenido de carbono. Este se puede inyectar inmediatamente en la red de gas reduciendo la huella de carbono del gas. En la Figura 2 se muestra un diagrama esquemático de un sistema de la invención como "sistema propuesto".
Modo de realización 2
Esta tecnología reemplaza los sistemas de válvula de expansión estática existentes (Joule Thomson) con un paquete de equipos de sistema de recuperación de energía, intercambiador de calor criogénico, bomba de calor y electrólisis de hidrógeno.
El sistema extrae energía durante la despresurización y luego utiliza esa energía para alimentar una bomba de calor (el dispositivo de calentamiento) y un electrolizador. El gas natural enfriado criogénicamente entrará entonces en un intercambiador de calor para ser calentado por el aire atmosférico. El calor del electrolizador y la bomba de calor proporcionará cualquier energía adicional necesaria para que el gas pueda entrar en el sistema de gas. El electrolizador generará gas hidrógeno "verde". Este se puede inyectar inmediatamente en la red de gas reduciendo la huella de carbono del gas. En la Figura 3 se muestra un diagrama esquemático de un sistema de la invención como "sistema propuesto".
Después de la expansión, el gas entra en un intercambiador de calor de aire ambiente. Este puede estar diseñado específicamente para gases criogénicos y transfiere calor desde el aire. Típicamente, habrá dos sistemas paralelos que se ejecutan en ciclos para descongelar el hielo que se acumula en el sistema. Esto proporcionará la mayor parte del calor. Puede haber momentos en los días fríos, por ejemplo, en los que se requiera más calentamiento. Esto será proporcionado preferentemente por una variedad de fuentes que incluyen bombas de calor de aire, tierra o agua, calefacción eléctrica, calor residual de una planta de CHP o procesos de combustión tradicionales. Más preferentemente, se calienta con aire o agua corriente usando una bomba de calor.
La salida eléctrica del generador debe usarse para alimentar un electrolizador. El calor residual del electrolizador se usa preferentemente para proporcionar calentamiento adicional al gas natural a través de un intercambiador de calor. Si esto es insuficiente, también se puede alimentar una bomba de calor desde el generador y su salida se puede utilizar para calentar aún más el gas natural a través de un intercambiador de calor. En un modo de realización preferente, la energía del generador se divide preferentemente dinámicamente entre los dos dispositivos a medida que varía la presión de entrada y salida al turboexpansor, para asegurar la máxima producción de hidrógeno, mientras se proporciona suficiente calor para el gas.
Puede ser necesario un mecanismo de almacenamiento de hidrógeno para permitir que la salida del electrolizador sea almacenada. Son posibles varias tecnologías de almacenamiento, incluido el gas comprimido y el hidruro metálico. El modo de realización preferente es gas comprimido.
En un aspecto adicional de la invención, un electrolizador que produce hidrógeno y oxígeno es adecuado para conectarse a una tubería de gas natural y está adaptado para ser alimentado por energía obtenida de la expansión del gas natural en la tubería.
El siguiente ejemplo ilustra la invención.
Ejemplo 1
Este ejemplo es una estación de reducción de presión de tamaño medio que transporta gas natural. La cantidad de gas es de 15840 m3 por hora con una temperatura de entrada de 10 °C. La presión de entrada es de 70 bar y la presión de salida es de 30 bar.
En un sistema existente típico que utiliza la tecnología de Joule Thomson, el gas se calentaría a 24 °C para que alcanzara la válvula de reducción de presión a 34 °C. La válvula de reducción de presión reduciría la temperatura en 24 °C y saldría de la válvula a 10 °C. La cantidad de calor necesaria para elevar ese gas en 24 °C es 160 kW. Dadas las ineficiencias del intercambiador de calor y del quemador, esto requiere 197 kW (químico) de metano. Suponiendo un precio al por mayor de £0,02/kWhr, esto implica unos gastos operativos anuales de £35k y producirá 342 toneladas de CO2.
Este sistema es reemplazado por un sistema de la invención (mismo caudal, presión de entrada y presión de salida). Con una composición de gas típica del Reino Unido y una presión de salida de 30 bar, nuestro modelo indica que los hidratos pueden comenzar a formarse a 8,8 °C. Por lo tanto, por seguridad, la temperatura de salida debe mantenerse 5 °C por encima de este nivel; por lo tanto, la temperatura de salida del gas es de 13,8 °C.
El gas entrante se precalienta a 69,2 °C para proporcionar una temperatura de entrada al turboexpansor de 79,2 °C. Esto requiere 461 kW de calor para el gas, que debido a las ineficiencias del intercambiador de calor requerirá 512 kW de entrada de calor.
Luego, el gas entra al turbo expansor donde se extraen 262 kW de energía en forma de electricidad. A continuación, el gas se enfría de nuevo a 13,8 °C.
La bomba de calor de fuente de aire de CO2 transcrítico (ASHP) consume 262 kW y produce 485 kW de calor. El electrolizador consume 89 kW y produce 27 kW de calor, suponiendo una eficiencia del 70 % (calor total producido = 512 kW).
El electrolizador genera 195 Nm3/día de O2 y 390 Nm3/día de H2, lo que equivale al 0,1 % del flujo de gas, que es el límite legal del Reino Unido para la concentración de hidrógeno en la red de gas.
Este sistema genera £106k al año de pagos de incentivos de energía renovable (RHI), £96k al año de pagos de certificados de obligaciones renovables (ROC) y £10k a través de la venta de hidrógeno, proporcionando un ingreso total de £214k al año; esto se compara con la pérdida de £35k al año asociada con tener una tecnología tradicional de Joule Thomson. Esto representa un ahorro de £248k al año (todos los precios son correctos a fecha de septiembre de 2013). Al inyectar H2 sin carbono en la tubería de gas y diluir el gas natural, se ahorran 108 toneladas anuales de carbono. Por lo tanto, en comparación con la tecnología existente de Joule Thomson, se ahorran 450 toneladas anuales de carbono.

Claims (14)

REIVINDICACIONES
1. Un sistema para reducir la presión y extraer energía de las tuberías de gas natural o para su uso en la industria criogénica, que comprende un electrolizador que produce hidrógeno, una bomba de calor, un intercambiador de calor a través del cual fluye gas natural por una mitad y fluye fluido calefactor por la otra mitad, de manera que el intercambiador de calor está adaptado para calentar el gas natural en una tubería, y un dispositivo adaptado para extraer energía de la expansión del gas natural, en el que la energía extraída se usa para alimentar el electrolizador y la bomba de calor, y en el que el fluido calefactor es calentado por la bomba de calor y el calor residual del electrolizador, de modo que el intercambiador de calor obtiene su energía de la bomba de calor y el electrolizador.
2. Un sistema según la reivindicación 1, en el que la bomba de calor es o bien una bomba de calor de CO2 transcrítico o una bomba de calor de amoniaco subcrítico.
3. Un sistema según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que el dispositivo para extraer energía de la expansión de gas es un expansor de turbina o un expansor de tornillo.
4. Un sistema según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que el gas se precalienta antes de entrar en el dispositivo para extraer energía, o en el que el gas se calienta después de salir del dispositivo para extraer energía.
5. Un sistema según la reivindicación 4, en el que además de la energía obtenida de la bomba de calor y el electrolizador, el gas se calienta mediante:
a) calor residual del dispositivo para extraer energía de la expansión del gas; y/o
b) energía obtenida de la combustión de gas natural; y/o
c) energía obtenida de una planta combinada de calor y energía eléctrica.
6. Un sistema según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que el electrolizador es un electrolizador de intercambio de protones, preferentemente en el que el electrolizador es aniónico.
7. Un sistema según la reivindicación 6, en el que el electrolizador es un electrolizador alcalino líquido, o un electrolizador alcalino de polímero sólido, en el que el electrolizador alcalino de polímero sólido es preferentemente un polímero reticulado hidrófilo.
8. Un sistema según la reivindicación 6, en el que la membrana electrolizadora es un polímero reticulado hidrófilo o un polímero perfluorado.
9. Un sistema según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que el electrolizador genera el hidrógeno a presiones superiores a 1 bar, preferentemente el hidrógeno producido por el electrolizador se presuriza mediante un compresor.
10. Un sistema según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que el hidrógeno producido por el electrolizador se inyecta en la tubería de gas, preferentemente en el que el sistema comprende, además, un aparato de mezcla de gas adaptado para mezclar el hidrógeno del electrolizador con el gas natural en la tubería.
11. Un sistema según la reivindicación 10, configurado de tal manera que el gas mezclado se inyecta en la tubería de gas, preferentemente en el que el sistema está configurado de manera que el gas entra a la tubería antes del dispositivo que extrae energía del gas en despresurización, más preferentemente en el que el sistema está configurado de tal manera que el oxígeno producido por el electrolizador se usa en combustión para calentar el gas y/o se usa en el intercambiador de calor, y en particular en el que el sistema está configurado de tal manera que el oxígeno se precalienta antes de la combustión.
12. Un sistema según la reivindicación 10, configurado de tal manera que el gas entra al aparato mezclador después del dispositivo que extrae energía del gas en despresurización.
13. Uso de un sistema según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, para extraer energía de la expansión del gas, preferentemente en el que el equipo para extraer energía del gas natural en despresurización es un turboexpansor, un expansor de tornillo o está conectado a un equipo para convertir esa energía en energía eléctrica.
14. Uso según la reivindicación 13, en el que el equipo para extraer energía está conectado a un equipo para convertir esa energía en energía eléctrica, y en el que la energía se usa para alimentar el electrolizador y/o el equipo de calentamiento de gas y/o el equipo auxiliar en el sitio.
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