Guía técnica de hidrogeneras en España: normativa, diseño y seguridad

Una hidrogenera es una estación de repostaje de hidrógeno. De forma más precisa, una hidrogenera es una instalación industrial diseñada para el almacenamiento y suministro de hidrógeno a vehículos. En ingeniería internacional es conocida como HRS, que viene de los términos ingleses: Hydrogen Refuelling Station. Esta instalación industrial combina tecnologías de alta presión entre 350 y 700 bar, control térmico exigente, instrumentación de seguridad y un marco regulatorio todavía en consolidación en España. En la práctica, el diseño correcto de una hidrogenera debe cumplir simultáneamente:

✅ los reglamentos europeos y su transposición española (equipos a presión, ATEX, compatibilidad de materiales, etc.),

✅ las normas técnicas (UNE-EN/ISO/SAE) que aportan criterios de ingeniería concretos,

✅ ser legalizable ante Industria y el Ayuntamiento,

✅ y, sobre todo, gestionar el riesgo asociado al hidrógeno (fugas, inflamabilidad, chorro sónico, fragilización, acumulación bajo marquesinas, etc.).

Marco normativo en España

Actualmente, en España no existe un reglamento único de hidrogeneras equivalente a ITC específica como ocurre con otras instalaciones. Por ello, el proyecto se apoya fuertemente en normas de criterios de diseño y el cumplimiento reglamentario transversal.

Reglamentación de obligado cumplimiento

En España, el “esqueleto” regulatorio de una hidrogenera en España se apoya en cuatro familias principales:

A. Equipos a presión (diseño, fabricación, puesta en servicio e inspecciones)

Directiva 2014/68/UE (PED) de equipos a presión (marcado CE).

Reglamento de Equipos a Presión en España: RD 809/2021 (sustituye al RD 2060/2008) y sus ITC. Afecta a recipientes, tuberías, baterías de botellas, acumuladores, intercambiadores, etc., además de requisitos de inspección por OCA y documentación.

B. Atmósferas explosivas (ATEX)

Directiva 2014/34/UE (ATEX “productos”): equipos destinados a atmósferas explosivas.

Directiva 1999/92/CE (ATEX “usuarios”), en España RD 681/2003: evaluación de riesgos, clasificación de zonas, señalización y “Documento de Protección Contra Explosiones” (DPCE).

C. Seguridad industrial y PCI

RSCIEI (RD 2267/2004) para establecimientos industriales (si aplica por uso/actividad y configuración).

RIPCI (RD 513/2017) para instalaciones de protección contra incendios (diseño, mantenimiento, empresas habilitadas).

D. Normativa municipal y ambiental

Licencia urbanística/obra, licencia de actividad o instrumento equivalente (según CCAA/municipio), compatibilidad urbanística, ruido, impacto ambiental (cuando proceda), etc.

Las normas más utilizadas en ingeniería para hidrógeneras

Estas normas no siempre son de obligado cumplimiento legal. Aún así son recomendables, y suelen ser la referencia técnica ante OCAs, aseguradoras e inspecciones de todo tipo.

Diseño global de estaciones

ISO 19880-1: Gaseous hydrogen — Fuelling stations — Part 1: General requirements (arquitectura, seguridad funcional, distancias, ventilación, detección, ESD, etc.).

Calidad del hidrógeno (compatibilidad con pila de combustible)

ISO 14687: especificación de pureza y contaminantes (p.ej., humedad, CO, compuestos de azufre, amoníaco, partículas). Clave si el H₂ alimenta FCEV.

Interfaz vehículo–surtidor

ISO 17268: dispositivos de conexión de repostaje (boquilla/receptáculo).

(En muchos proyectos se consideran además prácticas SAE asociadas a comunicaciones y protocolos).

Atmósferas explosivas (clasificación de zonas)

UNE-EN IEC 60079-10-1: clasificación de áreas para gases.

UNE-EN IEC 60079-14: diseño/ejecución de instalaciones eléctricas en Ex.

UNE-EN IEC 60079-17: inspección y mantenimiento en Ex.

Compatibilidad de materiales y fragilización

ISO/EN de materiales para el combustible de hidrógeno a alta presión (selección de aceros, inoxidables, sellos, ensayos); en la práctica se aplican criterios del fabricante, PED, y guías de compatibilidad H₂ (muy importante para 700 bar).

Otros estándares útiles

IEC 61508 / IEC 61511 : se emplea en seguridad funcional, cuando se implementan lazos instrumentados de seguridad.

NFPA 2 : se usa como referencia complementaria para distancias/venting cuando ISO no detalla suficientemente.

Componentes de una hidrogenera

Una hidrogenera para 350/700 bar típicamente integra los siguientes subsistemas, con interfaces claras y filosofía de seguridad por capas:

Recepción

El suministro se realiza mediante: tráiler de tube-trailer, contenedor de cilindros, o gaseoducto desde una instalación de producción de hidrógeno.

La producción de hidrógeno para la hidrogenera

La producción in situ en la hidrógenera requiere un proceso de: electrólisis, secado, purificación, y compresión. La instrumentación de entrada consta de: reguladores, válvulas de corte, medición de caudal/masa, análisis de calidad si se certifica ISO 14687.

El tratamiento del gas tiene dos fases críticas: el secado y la compresión. El secado es fundamental debido a (puntos de rocío muy bajos), filtración, eliminación de trazas. Es preciso realizar un monitoreo de humedad y contaminantes críticos en función de contratos de calidad. Por otro lado la compresión es una etapa fundamental en una hidrogenera. Se trata del elemento más critico desde el punto de vista mecánico y operacional. Es preciso una estrecha vigilancia de los ciclos, vibración, mantenimiento, y fugas.

Almacenamiento de alta presión

El almacenamiento de hidrógeno es uno de los pilares más importantes en una hidrogenera. Una arquitectura estandar presenta unos bancos típicos de baja,  media, y alta (p.ej., 200–450 / 450–700 / 700–950 bar). Se emplean recipientes, que pueden ser: botellas tipo I/II/III/IV, con dispositivos de alivio, colectores y válvulas con certificación apropiada.

Pre-enfriamiento

Es imprescindible en 700 bar y frecuentemente en 350 bar para perfiles rápidos. Los componentes necesarios son: intercambiadores, chiller, control de temperatura, aislamiento y protección frente a hielo/condensación.

Dispensador

El dispensador de una hidrogenera consta de los siguientes elementos: equipo de medición, control de flujo, boquilla ISO 17268, HMI, comunicaciones con el vehículo, ESD local, y breakaway.

Venteos controlados

El conocido como venting consta de los siguientes componentes: chimenea, colectores de venteo, válvulas de alivio, diseño para chorro de alta velocidad y dispersión segura.

Sistemas de seguridad

Los sistemas de seguridad son esenciales en las instalaciones de hidrógeno y por tanto en una hidrogenera. Los elementos habituales que deben estar presentes son: detección de hidrógeno, detectores de llama, ventilación, ESD, enclavamientos, puesta a tierra, señalización ATEX, PCI. También, se debe implantar una lógica de seguridad (PLC/SIS), cause & effect, y pruebas periódicas.

Sistemas de compresión en hidrogenera

La selección del sistema de compresión para una hidrogenera en España condiciona CAPEX, OPEX, disponibilidad y estrategia de mantenimiento. Dentro de esta fase, se observan estas tipologías:

Compresores mecánicos alternativos

Ventajas: tecnología madura, eficiencias conocidas, escalabilidad.

Inconvenientes: mantenimiento elevado, desgaste de sellos, vibración, sensibilidad a contaminación, gestión de fugas.

Aplicación típica: estaciones con suministro a media presión (p.ej., 200–300 bar) que elevan a almacenamiento de 450–950 bar.

El compresor de diafragma suele ser preferido cuando se prioriza pureza (menor contaminación por lubricantes), aunque con costes y mantenimiento específicos.

Compresión electroquímica

Ventajas: compresión sin partes móviles significativas, potencialmente menor ruido y menos mantenimiento mecánico; puede integrar secado.

Inconvenientes: coste, sensibilidad a calidad del gas, dimensionamiento cuidadoso, respuesta transitoria y gestión térmica.

Aplicación: proyectos con foco en fiabilidad y baja huella acústica; caudales moderados.

Arquitectura de presiones

350 bar: Es habitual para vehiculos pesados como autobuses y camiones. Tienen menor exigencia térmica que 700 bar, pero con grandes masas repostadas. Presenta una tasa alta de energía transferida. Puede requerir igualmente pre-enfriamiento o control de caudal. Tiene un diseño de cascada orientado a caudales altos y robustez.

700 bar (turismos FCEV): Los turismos con pila de combustible de hidrógeno requieren 700 bares de presión. Exige pre-enfriamiento y control fino del perfil de llenado para cumplir tiempos sin exceder límites térmicos del tanque del vehículo.

Aspectos de ingeniería que suelen decidir el diseño

Perfil de demanda: se debe considerar los parámetros kg/día, kg/h pico, turnos).

Tiempo objetivo de repostaje y cola esperada.

Estrategia de cascada con tres bancos típicos y lógica de conmutación.

Redundancia. cImprescindible en los compresores paralelos y bancos.

Compatibilidad de materiales por fragilización y ciclos de presión.

Gestión de purgas y recuperación para minimizar pérdidas de hidrógeno.

Almacenamiento y refrigeración en la hidrogenera

En estaciones de 700 bar, el punto de mayor complejidad operativa no es sólo alcanzar presión, sino transferir masa al vehículo respetando límites térmicos y de presión del sistema a bordo. Aquí entra el enfoque de protocolos de repostaje.

El protocolo SAE J2601 en la práctica

Aunque el marco normativo europeo se apoya en ISO, en la industria el protocolo SAE J2601 se usa ampliamente como referencia para:

tablas de repostaje (relación entre presión/temperatura),

límites de temperatura del gas en boquilla (típicamente se trabaja con pre-enfriamiento alrededor de -40 °C para 700 bar en repostaje rápido),

control del ramp-up de presión y del caudal para evitar sobretemperaturas en el depósito del vehículo,

criterios para completar el llenado (p.ej., compensaciones por temperatura).

El resultado de la interpretación del protocolo SAE J2601 es que una hidrogenera debe integrar sensores y control suficientemente precisos (P/T/masa) y un sistema frigorífico capaz de sostener el régimen en hora punta.

Diseño del sistema de pre-enfriamiento

El sistema de preenfriamiento de una hidrogenera debe incluir los siguientes elementos:

Chiller (circuito frigorífico) con potencia dimensionada considerando la entalpía a extraer (masa de H₂ por repostaje), temperatura ambiente de diseño (España: escenarios estivales severos), y los ciclos de repostaje consecutivos. si el chiller se satura: se mitiga con almacenamiento optimizado, mayor potencia frigorífica, buffers térmicos o estrategias de limitación de caudal.

Intercambiador gas–fluido, que a menudo está integrado en el dispensador o skid.

Control anti-escarcha, control anti-hielo y drenajes adecuados. Para este diseño diseño se debe prestar atención a las envolventes y elementos necesarios en el mantenimiento preventivo.

Aislamiento térmico, selección de materiales y sellos compatibles con hidrógeno y bajas temperaturas. Recomendamos analizar con interes la instrumentación, y en particular, la calibración y trazabilidad. El motivo es que los errores de temperatura afectan directamente al cumplimiento del protocolo.

Almacenamiento en cascada: integración con la refrigeración

El control de conmutación de bancos (low/med/high) influye en: el trabajo del compresor, la temperatura del gas a la salida, la estabilidad del perfil SAE (o equivalente).

En el almacenamiento a una presión de 700 bar, es habitual combinar: cascada de alta presión + booster para mejorar tiempos, lógica de control avanzada en el PLC, y verificación con escenarios extremos.

Requisitos de seguridad en una hidrogenera

La seguridad en una instalación no se limita a los electrolizadores de hidrógeno, sino que incluye todas las instalaciones de la estación de repostaje. En una hidrogenera se aborda una combinación de prevención (diseño para minimizar fugas), detección (H₂), mitigación (ventilación/vent stacks/distancias), y respuesta (ESD, aislamientos, procedimientos).

Para cumplir los requisitos de seguridad de una hidrogenera debemos tener en cuenta las propiedades singulares del hidrógeno. Por ejemplo: amplio rango de inflamabilidad en aire y baja energía mínima de ignición; alta difusividad (dispersa rápido en exterior), pero riesgo de acumulación en volúmenes confinados o bajo marquesinas; llama poco visible; y fragilización de materiales bajo ciertas condiciones.

En una hidrogenera, se debn cumplir las exigencias de la norma ATEX. Las más importantes son: evaluación de riesgos de explosión, clasificación de zonas (0/1/2),  el Documento de protección contra explosiones). Los equipos ATEX deben estar adecuados según categoría, grupo, clase de temperatura. Su instalación debe cumplir la norma UNE-EN 60079-14. También debe estar presente la señalización “EX” y control de fuentes de ignición, incluida electricidad estática.

Clasificación de áreas ATEX en una hidrogenera

La zonificación debe calcularse caso a caso (caudales de fuga, ventilación, geometría), pero en términos de ingeniería aplicada:

Zona 2 suele aparecer alrededor de: conexiones, bridas, racores, válvulas, reguladores, compresor y paneles de válvulas, dispensador y zona de acoplamiento de boquilla, puntos de venteo (con geometría y dirección de descarga condicionantes).

Zona 1 puede aparecer en: envolventes con ventilación insuficiente, recintos parcialmente cerrados con equipos a alta presión, áreas próximas a venteos si no se garantiza dispersión adecuada.

Para justificarlo se emplea UNE-EN IEC 60079-10-1. Según la cual se debe definir la fuente de emisión, la disponibilidad y eficacia de ventilación, los cálculos o simulaciones de dispersión si el caso lo requiere, y planos de zonas con radios/volúmenes.

Distancias y barreras de seguridad en una hidrogenera

En ausencia de una ITC nacional específica, el criterio habitual que se aplica en la construcción de una hidrogenera en España consiste en seguir la norma ISO 19880-1 y si procede se complementa con la norma NFPA 2.

Estas normas explican que se deben mantener los equipos críticos en exterior, con ventilación natural. También hay que diseñar vent stacks para descargar a altura y dirección seguras, y evitar “techos” o marquesinas que atrapen el gas sobre equipos de proceso.

El layout debe considerar además los accesos de mantenimiento, rutas de evacuación, protección frente a impacto de vehículos (bolardos), y segregación de equipos eléctricos no Ex de las zonas clasificadas.

Las barreras de seguridad habituales en una hidrogenera son:

Detección de H₂ (ubicación: partes altas, cerca de potenciales fugas, y bajo marquesinas si existen).

ESD por niveles (parada dispensador, aislamiento de almacenamiento, parada compresor, corte general).

Válvulas de alivio y diseño de venteos (dimensionado por escenarios de sobrepresión/incendio).

Puesta a tierra y equipotencialidad (control de estática).

Procedimientos: purgas, inertización cuando aplique, bloqueo-etiquetado (LOTO).

Seguridad funcional: cuando se exigen niveles de reducción de riesgo, se justifica con SIS (IEC 61511) y pruebas periódicas.

Trámites administrativos para la legalización en España

La tramitación exacta depende de la CCAA y del municipio. Para una hidrogenera típica en España suele seguirse un itinerario como el siguiente:

Fase de viabilidad y emplazamiento

Compatibilidad urbanística (uso permitido, retranqueos, servidumbres).

Condicionantes del entorno: proximidad a edificios, vías públicas, líneas eléctricas, etc.

Disponibilidad eléctrica (potencia para compresores/chiller) y, si hay electrólisis, mucho más.

Proyecto técnico

Normalmente se elabora proyecto firmado por técnico competente (y visado si el promotor lo requiere o si la administración lo pide), incluyendo:

• • memoria y explicación de la tecnología seleccionada de producción de hidrógeno,
  • anexos de cálculo (presiones, venteos, ventilación, potencia frigorífica, etc.),
  • planos de layout, P&ID, isométricos, clasificación ATEX y planos de zonas,
  • especificaciones PED/ATEX de equipos,
  • estudio de seguridad (y, cuando aplique, seguridad funcional),
  • integración PCI (RIPCI) y cumplimiento RSCIEI si procede,
  • plan de pruebas y puesta en marcha.

Tramitación municipal

• • Licencia de obra (o declaración responsable, según el caso).
  • Licencia de actividad / comunicación ambiental / instrumento equivalente autonómico.
  • Justificación de cumplimiento de normativa de ruidos, residuos, etc. si aplica.

Industria 

• • Registro y/o comunicación de equipos a presión conforme a RD 809/2021.
  • Documentación de marcado CE (PED), manuales, certificados, procedimientos de inspección.
  • Inspección inicial por OCA cuando proceda (según ITC y categoría del equipo).
  • Para ATEX:
    • DPCE (RD 681/2003),
    • evidencias de conformidad ATEX de equipos,
    • actas de verificación/inspección de instalación eléctrica en Ex (UNE-EN 60079-14/17).

Puesta en marcha, pruebas y operación

• • Pruebas de estanqueidad, funcionales de ESD, verificación de detectores, calibraciones.
  • Ensayos de repostaje (comprobación de perfiles y límites térmicos).
  • Formación de operación y mantenimiento.
  • Contrato de mantenimiento PCI y revisión periódica de equipos ATEX.
  • Programa de inspecciones periódicas REP (RD 809/2021) y revisiones OCA según aplique.

Recomendaciones para legalizar la hidrogenera

Algunos de los aspectos más frecuentes que impiden el avance de los tramites se pueden evitar, si los consideramos desde el inicio. Los tres que consideramos más importantes son:

Alinear desde el inicio layout + ATEX + distancias + venting con el revisor (OCA/Industria) mediante reuniones tempranas.

Exigir a proveedores packages con documentación completa PED/ATEX y “data book” (materiales, pruebas, certificados).

Definir desde ingeniería básica el criterio de norma principal (p.ej., ISO 19880-1) y normas complementarias (SAE/IEC) para evitar contradicciones en fase de detalle.