UNIVERSIDAD DE CHILE

FACULTAD DE CIENCIAS FÍSICAS Y MATEMÁTICAS

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA MECÁNICA

PROYECTO DE PLANTA DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO VERDE PARA

NECESIDADES NACIONALES

MEMORIA PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO CIVIL MECÁNICO

EMANUEL ELIAS ALVARADO ALFARO

PROFESOR GUÍA:
RAMÓN FREDERICK GONZÁLEZ

MIEMBROS DE LA COMISIÓN:
ALI AKBARI FAKHRABADI
WILLIAMS CALDERÓN MUÑOZ

SANTIAGO DE CHILE
2022
 RESUMEN DE LA MEMORIA PARA OPTAR
AL TÍTULO DE INGENIERO CIVIL MECÁNICO
POR: EMANUEL ELIAS ALVARADO ALFARO
FECHA: 2022
PROF. GUÍA: RAMÓN FREDERICK GONZÁLEZ

PROYECTO DE PLANTA DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO VERDE PARA

NECESIDADES NACIONALES

El hidrógeno es el elemento más abundante en el universo, el combustible con mayor densidad

energética por unidad de masa y con potencial de aplicación en todos los sectores que requieren
energía. Debido a los abundantes recursos solares, eólicos e hídricos con los que Chile dispone, el
hidrógeno puede ser producido a través de fuentes renovables. Por lo tanto, Chile tiene una oportu-
nidad única para desarrollar múltiples aplicaciones basadas en hidrógeno.

Dado lo anterior se plantea como objetivo general proyectar una planta de producción de hi-
drógeno verde para satisfacer la demanda emergente de este energético en una zona del país, en
particular el abastecimiento de energía eléctrica y térmica, así como oxígeno al Hospital regional
de Concepción. De este modo en un análisis de ingeniería conceptual se establece la generación
de energía eléctrica mediante celdas de combustible para los principales edificios. Así también la
inyección de un porcentaje de volumen de hidrógeno a la red de gas natural. Por ultimo existe una
demanda de oxigeno gaseoso y de oxigeno liquido.

Para la producción de hidrógeno se establece la utilización del método de electrólisis separando

la molécula de agua en hidrógeno y oxígeno en una planta a 52 km del Hospital, utilizando ener-
gía eólica. Para el método de almacenamiento se escoge la compresión mediante multietapa con
refrigeración intermedia para el hidrógeno y oxígeno gaseoso. Para el oxígeno liquido se establece
el ciclo de licuefacción de Claude integrándolo al ciclo de compresión del oxígeno gaseoso. Del
mismo modo el transporte de los compuestos se establece mediante camiones de ruta que funcionan
con celdas de combustible, teniendo un sistema cero emisiones.

Del desarrollo de la ingeniería básica se tiene la utilización de un total de 48 celdas de combusti-

ble de 71 kW y 5 inversores de 1650 kVA en corriente alterna (CA) para cubrir la energía eléctrica,
con una demanda de hidrógeno de 542 ton/año. Así también inyectando un 5 % de volumen de hi-
drógeno a la red de gas, se tiene una demanda de 5,4 ton/año. Para el transporte de los compuestos
cada dos semanas son necesarios 30 camiones con 400 km de autonomía, demandando 7,6 ton/año
de hidrógeno. De este modo se necesitan 9 electrolizadores de 1 MW conectados a 3 aerogenera-
dores de 3 MW para el abastecimiento de hidrógeno y oxigeno, así como 2 aerogeneradores de 500
kW para el sistema de compresión. Teniendo una producción de 591 ton/año de hidrógeno, abaste-
ciendo 10 veces la demanda de oxigeno del Hospital, y reciclando el 92 % del agua de la planta.

Finalmente de la evaluación económica se tiene que el proyecto posee una inversión de 200,5
MM USD, así como un costo de operación de 3,6 MM USD/año. Realizando un análisis de sensi-
bilidad del precio de venta y porcentaje para un préstamo, el hidrógeno producido debe ser vendido
a un precio mínimo de 47 USD/kg con un 75 % de préstamo y un valor actual neto de 7,03 MM
USD. Obteniendo que el proyecto no es rentable dado el precio del hidrógeno del mercado.

i
“Creo que algún día se empleará el agua como combustible, que el hidrógeno y el oxígeno de lo
que está formada, usados por separados o en forma conjunta, proporcionarán una fuente
inagotable de luz y calor, de una intensidad de la que el carbón no es capaz. El agua será el
carbón del futuro.”

Julio Verne, La Isla Misteriosa, 1874.

ii
Agradecimientos

Quiero agradecer en primer lugar a mi familia por su incondicional apoyo durante todos estos
años, a mi mamá Carolina Alfaro que a pesar de todo y contra todos me crió, educo, y gracias a ella
soy el profesional de hoy. A mis amados abuelos, Vitalia Vega y Mario Alfaro que siempre estuvie-
ron ahí, orando por mi, preguntandome si estaba bien, si tenia dinero para mis gastos y llevándome
siempre por el buen camino. No hay palabras para describir todo el amor que siento por ellos. A
Sergio Cárdenas por recibirme en su casa, por ayudarme dándome un hogar y un espacio donde
lograr estudiar.

También quiero agradecer a todos mis amigos de la universidad, a todos aquellos que me apo-
yaron en los momentos difíciles, sobre todo en los años en que creí que todo estaba negro. A
Nataly Miranda, Nicole Miranda, Gabriel Covarrubias, Walter Tapia, Sebastian Jara, Diego San-
doval, Alex Cannobbio, Raimundo Rosas, Roberto Aguilera, Rafael Tiara y Mariana Salinas, mis
amigos de siempre que me vieron crecer, me acompañaron, me ayudaron, y celebraron mis triunfos
y fracasos. Especial mención al grupo organizado de Volley Beauchef, donde conocí tantas perso-
nas lindas, tanto estrés que pude liberar en todas las pichangas que jugamos y compartimos. A mis
compañeros de carrera, Macarena Muñoz, Francisco Rojas, Domingo Corvalan, Ignacio Ceballos,
Reinaldo Ayala, Tamara Riquelme, Constanza Mendoza y Gabriela Pallauta, por compartir estos
años de estudio, por los almuerzos, fiestas, y apoyo en el estudio para las interminables evaluacio-
nes y semanas difíciles.

A mis profesores Ramón Frederick, Ali Akbari y Williams Calderon, por acompañarme en es-
te proceso, por sus correcciones, paciencia y material de estudio. También quiero agradecer a los
integrantes de la Central de responsabilidad de Operaciones del Hospital regional de Concepción
por toda la información entrega del recinto de salud, espero haber cumplido sus expectativas. A
la Agencia de Sostenibilidad Energética y a la Subsecretaria de Energía por toda la información
enviada sobre los recintos Hospitalarios a lo largo de Chile. También al Ministerio de Energía que
lleva a cabo la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, programa vital para el país y el mundo
dada la crisis climática.

Por ultimo quiero agradecer al Ministerio de Educación y en especial a la ex presidenta Sra

Michelle Bachellet por establecer la gratuidad en la Educación Superior, lo que alivio enormemente
la carga monetaria a mi familia, y me permitió estudiar en una de las mejores universidades del país.
Y también a la empresa Marubeni por la entrega de la beca Marubeni que me permitió continuar el
desarrollo de mi memoria y lograr solventar mis gastos.

iii
Tabla de Contenido

1. Introducción 1
1.1. Antecedentes generales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
1.2. Motivación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
1.3. Objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
1.3.1. Objetivo general . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
1.3.2. Objetivos específicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
1.4. Alcances . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

2. Marco teórico 5
2.1. Energías renovables: Definición y usos en Chile . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
2.1.1. Definición de energías renovables . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
2.1.2. Generación de energía en Chile . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
2.1.3. Potencial de energías renovable en Chile . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
2.2. Energía Eólica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
2.2.1. Principio de funcionamiento aerogenerador . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
2.2.2. Características del recurso eólico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
2.2.2.1. Variabilidad del recurso . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
2.2.2.2. Perfil vertical del viento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
2.2.3. Curva de potencia aerogenerador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
2.2.4. Rugosidad del emplazamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
2.2.5. Efecto estela . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
2.3. Métodos de producción del hidrógeno verde . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
2.3.1. Procesos Termoquimicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
2.3.2. Procesos Electrolíticos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
2.4. Almacenamiento del hidrógeno verde . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
2.4.1. Almacenamiento físico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
2.4.1.1. Almacenamiento por compresión . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
2.4.1.2. Almacenamiento por licuefacción . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
2.4.2. Almacenamiento en solidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
2.5. Transporte de hidrógeno verde . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
2.5.1. Trasporte en tuberías . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
2.5.2. Transporte en contenedores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
2.6. Aplicaciones del hidrógeno verde . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
2.6.1. Aplicaciones convencionales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
2.6.2. Aplicaciones en transporte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
2.6.2.1. Combustión directa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
2.6.2.2. Celdas de combustible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

iv
 2.6.3. Aplicaciones estacionarias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
2.6.3.1. Grandes y pequeños consumidores . . . . . . . . . . . . . . . . 42
2.6.3.2. Almacenamiento para la red eléctrica . . . . . . . . . . . . . . . 43
2.7. Seguridad en el uso de hidrógeno . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
2.8. Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

3. Metodología 47

4. Ingeniería conceptual de la planta de hidrógeno verde 48

4.1. Selección de la aplicación de hidrógeno verde . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48
4.1.1. Hospital Regional de Concepción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
4.1.2. Abastecimiento con hidrógeno verde Hospital Regional de Concepción. . . 53
4.1.3. Consumo energético Hospital Regional de Concepción . . . . . . . . . . . 54
4.1.3.1. Consumo eléctrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55
4.1.3.2. Consumo térmico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57
4.1.4. Consumo de oxígeno . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71
4.1.4.1. Consumo de oxígeno criogénico . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71
4.1.4.2. Consumo de oxígeno comprimido . . . . . . . . . . . . . . . . . 75
4.2. Selección de la tecnología de celda de combustible a utilizar . . . . . . . . . . . . 79
4.2.1. Comparación de celdas de combustible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80
4.2.2. Elección de la tecnología de celda de combustible . . . . . . . . . . . . . . 81
4.3. Inyección de hidrógeno en red de gas Hospital Regional de Concepción . . . . . . 82
4.3.1. Redes de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82
4.3.2. Tolerancias de inyección de hidrógeno en redes de gas sector distribución y
servicios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83
4.3.3. Volumen de inyección de hidrógeno en Hospital Regional de Concepción . 84
4.4. Consideraciones de producción de oxígeno . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85
4.5. Selección del método de producción de hidrógeno verde . . . . . . . . . . . . . . . 86
4.5.1. Comparación de electrolizadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88
4.5.2. Elección de la tecnología del electrolizador . . . . . . . . . . . . . . . . . 89
4.6. Selección del método de almacenamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91
4.6.1. Comparación métodos de almacenamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91
4.6.2. Elección del método de almacenamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92
4.7. Selección del método de transporte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93
4.8. Selección de la fuente renovable y la ubicación de la planta . . . . . . . . . . . . . 97
4.8.1. Posibilidades de emplazamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101
4.8.2. Análisis de recurso energético primario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102
4.8.2.1. Perfiles verticales de velocidad del viento . . . . . . . . . . . . . 102
4.8.2.2. Ciclo diario anual de velocidad del viento . . . . . . . . . . . . . 104
4.8.2.3. Ciclo anual de velocidad del viento . . . . . . . . . . . . . . . . 105
4.8.2.4. Direccionalidad del viento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 106
4.8.3. Generación energética . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108
4.8.3.1. Elección aerogenerador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108
4.8.3.2. Ciclo diario anual de potencia de generación . . . . . . . . . . . 109
4.8.3.3. Ciclo anual de generación de energía . . . . . . . . . . . . . . . 110
4.8.4. Cercanía a la aplicación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113
4.8.5. Disponibilidad de terreno . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 115

v
 4.8.6. Comparación de las ubicaciones posibles . . . . . . . . . . . . . . . . . . 120
4.8.7. Elección de la ubicación de la planta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 120
4.9. Esquema conceptual de la plata de producción de hidrógeno verde . . . . . . . . . 121

5. Ingeniería básica de la planta de producción de hidrógeno verde 124

5.1. Dimensionamiento de los equipos del uso final . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124
5.1.1. Disposición de equipos eléctricos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124
5.1.2. Balance de masa generación eléctrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 138
5.1.3. Inyección de hidrógeno a las redes de gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . 144
5.2. Dimensionamiento del sistema de transporte de hidrógeno y oxígeno para su uso final152
5.2.1. Diseño de estanques de almacenamiento camiones . . . . . . . . . . . . . 156
5.2.1.1. Estanque de almacenamiento agua camiones . . . . . . . . . . . 156
5.2.1.2. Estanque de almacenamiento hidrógeno camiones . . . . . . . . 157
5.2.1.3. Estanque de almacenamiento oxígeno criogénico camiones . . . 164
5.2.2. Diseño contenedor de traslado cilindros oxígeno gaseoso . . . . . . . . . . 169
5.2.3. Calculo de demanda de hidrógeno para transporte . . . . . . . . . . . . . . 171
5.3. Dimensionamiento del proceso de producción de hidrógeno y oxígeno . . . . . . . 181
5.3.1. Disposición de equipos de producción de hidrógeno y oxígeno . . . . . . . 181
5.3.2. Balance de masa proceso de producción de hidrógeno y oxígeno . . . . . . 185
5.4. Dimensionamiento del sistema de almacenamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . 199
5.4.1. Sistema de almacenamiento agua planta electrolisis y Hospital Regional de
Concepción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 199
5.4.1.1. Sistema de almacenamiento agua planta de electrolisis . . . . . . 200
5.4.1.2. Sistema de almacenamiento agua celdas de combustible Hospital
de Concepción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 208
5.4.2. Sistema de almacenamiento de hidrógeno planta de electrolisis y Hospital
Regional de Concepción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 211
5.4.2.1. Sistema de almacenamiento hidrógeno planta de electrolisis . . . 212
5.4.2.2. Sistema de almacenamiento hidrógeno celdas de combustible Hos-
pital Regional de Concepción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 228
5.4.2.3. Sistema de almacenamiento hidrógeno red de gas Hospital Re-
gional de Concepción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 232
5.4.3. Sistema de almacenamiento de oxígeno gaseoso y criogénico . . . . . . . . 236
5.4.3.1. Sistema de almacenamiento de oxígeno criogénico planta de elec-
trolisis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 238
5.4.3.2. Sistema de almacenamiento de oxígeno gaseoso planta de elec-
trolisis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 250
5.4.3.3. Estanques de almacenamiento oxígeno gaseoso y liquido . . . . . 258
5.4.4. Abastecimiento de energía eléctrica sistema de almacenamiento . . . . . . 265

6. Evaluación Económica 276

6.1. Determinación de costos de inversión Capex . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 276
6.1.1. Costos de inversión generación eólica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 278
6.1.2. Costos de inversión electrolisis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 278
6.1.3. Costos de inversión almacenamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 280
6.1.4. Costos de inversión transporte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 282
6.1.5. Costos de inversión uso en celdas de combustible . . . . . . . . . . . . . . 285

vi
 6.1.6. Costos de inversión uso en red de gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 286
6.2. Determinación de costos fijos en la operación Opex . . . . . . . . . . . . . . . . . 288
6.3. Determinación de costos variables en la operación Opex . . . . . . . . . . . . . . . 294
6.4. Determinación de los costos de reemplazo de equipos Replex . . . . . . . . . . . . 294
6.5. Determinación de ingresos por venta de hidrógeno y oxígeno . . . . . . . . . . . . 295
6.6. Determinación de depreciaciones de equipos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 297
6.7. Valor residual de los activos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 297
6.8. Desarrollo y resultados del flujo de caja . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 299
6.9. Análisis de sensibilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 301

7. Discusión 306

8. Conclusiones 308

Bibliografía 311

Anexos 317

Anexo A. Consumo histórico Hospital Regional de Concepción 317

A.1. Consumo eléctrico histórico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 317
A.2. Consumo térmico histórico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 320
A.3. Consumo oxígeno criogénico histórico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 321
A.4. Consumo oxígeno gaseoso histórico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 322

Anexo B. Criterios de cálculo espesor estanque de almacenamiento 324

B.1. Calculo de esfuerzos en un estanque cilíndrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 324
B.2. Criterio de Von Mises para un material isotropico . . . . . . . . . . . . . . . . . . 326
B.3. Criterio del espesor máximo para un material anisotrópico . . . . . . . . . . . . . 327

Anexo C. Cálculo temperatura de salida compresores de los ciclos de compresión 329

C.1. Compresores hidrógeno gaseoso . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 329
C.2. Compresores oxígeno gaseoso . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 331

Anexo D. Masa real de oxígeno gaseoso y liquido mensual producida en régimen de

operación estacionario 334

Anexo E. Desarrollo flujo de caja 348

E.1. Flujo de caja proyecto puro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 348
E.2. Flujo de caja proyecto con deuda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 356

vii
Capítulo 1

Introducción

1.1. Antecedentes generales

El hidrógeno (H) es el primer elemento de la tabla periódica, es el más simple y uno de los más
abundantes en el planeta, sin embargo no se encuentra en estado puro en la naturaleza, sino que
se combina con otros elementos generando diferentes tipos de moléculas, principalmente orgáni-
cas, como el agua (H2 O), amoniaco (NH3 ), hidrocarburos como el benceno (C6 H6 ), entre otros. En
condiciones estándar de temperatura y presión forma un gas (H2 ) inflamable, incoloro, inodoro, no
tóxico e insoluble en agua [1].

El hidrógeno es un combustible que puede producirse a partir de una gran variedad de com-
puestos y de variadas técnicas. La Unión Europea posee una clasificación para el hidrógeno en tres
categorías. El hidrógeno negro o gris, cuando en su proceso de producción existen altas emisiones
de gases de efecto invernadero (GEI), generalmente cuando se emplea energía primaria de fuentes
no renovables con hidrocarburos. Del mismo modo se habla de hidrógeno azul cuando hay bajas
emisiones de GEI, ocurre cuando en el proceso se logran capturar GEI mitigando su emisión, como
es el caso de los procesos que emplean biomasa que captura CO2 . Por ultimo se habla de hidrógeno
verde cuando no existen emisiones de GEI, como es el caso en el que la fuente primaria es de
energías renovables.

Para el hidrógeno verde usando procesos de almacenamiento y transporte igualmente limpios se

puede llevar a cabo un ciclo de vida completamente libre de carbono. A la vez puede ser utilizado
en distintos procesos. Puede ser quemado en un motor a combustión en forma individual o como
mezcla con combustible convencional, puede ser utilizado en una celda de combustible para gene-
rar electricidad, como reactante para crear otros combustibles sintéticos, entre otros [2].

1.2. Motivación
Según el informe elaborado por BP Energy Trends (2018), se espera que la demanda mundial de
energía crezca casi un 40 % con respecto a la del 2015. La mayor parte del aumento de la demanda
fue el resultado de economías en desarrollo y de rápido crecimiento. Por otro lado se suma el des-
plazamiento de las fuentes de energía para el transporte a fuentes fijas debido a la electromovilidad
[3].

1
 Así también las proyecciones indican que las emisiones de gases de efecto invernadero del sector
transporte aumentarán un 95 % hasta 2030, debido al crecimiento económico, a la creciente rique-
za y la expansión urbana de baja densidad. Esto se observa por ejemplo, en un gran número de
ciudades y áreas que se encuentran saturadas por contaminantes locales, principalmente debido a
las actividades de generación eléctrica, transporte urbano, calefacción domiciliaria y otros procesos
industriales [2].

El hidrógeno tiene la ventaja de aportar mayor eficiencia energética a las transformaciones de

energía dado su alto poder calorífico gravimétrico 33,33 kWh/kg [4] (1kg de hidrógeno posee tres
veces mas energía que 1 kg de gasolina) , y además permite una emisión reducida o nula de GEI,
pues al combustionarse solo emite vapor de agua, lo que contribuiría al abastecimiento de energía,
la descontaminación de las ciudades, evitando así el cambio climático, siendo un sustituto carbono-
neutral de los combustibles fósiles tradicionales [2].

Debido a las fluctuaciones de precios, los recursos naturales limitados y el impacto de las emisio-
nes de GEI, el enfoque en el desarrollo de energías renovables como alternativas a los combustibles
fósiles ha crecido rápidamente en todo el mundo [3]. Chile es un país privilegiado en energías re-
novables, lo que permitiría la producción de hidrógeno sin utilizar combustibles fósiles, teniendo
un aprovechamiento de las tecnologías renovables. El país cuenta con excelentes recursos solares
en el norte y recursos eólicos e hídricos relevantes en la zona sur. Hoy, estos recursos pueden ser
explotados a precios competitivos, con un precio nivelado de la energía (LCOE) en el rango de 30
y 70 USD/MWh, y podrían ser utilizados para producir hidrógeno a través de tecnologías maduras
como la electrólisis del agua.

Adicionalmente, existen varios métodos de producción en desarrollo, como los procesos termo-
químicos solares, electrólisis a alta temperatura soportada por energía solar y la foto-electrólisis,
que en un futuro podrían aumentar los posibles usos de la energía solar en el país. La transforma-
ción tecnológica de algunas actividades traería consigo nuevos empleos de mayor especialización
y contribuirían al desarrollo de capital humano especializado en el país, que podría participar even-
tualmente del desarrollo mundial en esta área [2].

Durante este siglo, el hidrógeno se ha utilizado ampliamente para la fabricación de compuestos

químicos, en procesos de refinamiento de petróleo y en aplicaciones espaciales. Durante los últi-
mos diez años, el interés por tecnologías que utilicen hidrógeno para la movilidad ha aumentado
considerablemente, al punto que hoy existen comercialmente automóviles, buses y recientemente
trenes que lo utilizan como fuente de energía, con infraestructura existente de carga y ambiciosos
planes de desarrollo en países como Japón, Alemania y los Estados Unidos (California). La diver-
sificación de aplicaciones hará que el hidrógeno renovable sea un recurso importante en el futuro
mercado energético mundial. Establecer una infraestructura y desarrollar métodos económicamen-
te competitivos de producción de hidrógeno renovable, fortalecerá el papel de Chile en el mercado
energético del futuro [2].

La economía de Chile depende principalmente de la extracción de materias primas y exporta-

ción de productos vegetales y animales, lo cual lo hace particularmente vulnerable a los cambios
de la economía internacional. Para superar esta situación, el país necesita diversificar sus activida-
des y aumentar sus competencias tecnológicas, transitando desde una economía extractiva a una
de bienes y servicios. En un país con una alta dependencia externa de combustibles, la producción

2
local de hidrógeno constituye un medio de energía que puede ser almacenado por largo tiempo
y transformado eficientemente, lo que contribuiría a la seguridad energética, a la vez permitiendo
una estabilización de los precios utilizados en transporte, electricidad, entre otros, aislando nuestra
economía de los efectos del vaivén de precios del diésel y del gas. Por lo tanto, el hidrógeno en
Chile podría significar un desarrollo económico importante aprovechando la abundancia de recur-
sos naturales del país [2].

Por ultimo el Ministerio de Energía esta implementando la “Estrategia nacional de hidrógeno

verde”, el cual es un plan que busca crear una serie de sistemas y conjunto de tecnologías que pro-
duzcan, transporten y utilicen hidrógeno generando una “economía basada en el hidrógeno”. De
este modo existen varias razones por las cuales se debe estudiar, analizar y fomentar la implemen-
tación de tecnologías del hidrógeno en Chile.

1.3. Objetivos
1.3.1. Objetivo general
Proyectar una planta de producción de hidrógeno verde para satisfacer la demanda emergente de
este energético en una zona del país.

1.3.2. Objetivos específicos

• Identificar aplicaciones realistas y oportunidades del hidrógeno para el ámbito nacional.
• Cuantificar consumos de hidrógeno actuales y proyectados a nivel nacional.
• Escoger una aplicación para satisfacer su demanda de energía.
• Desarrollar la ingeniería conceptual de la planta.
• Realizar la ingeniería básica de la planta.
• Especificar los principales equipos para la producción y uso del hidrógeno.
• Efectuar la evaluación económica del proyecto.

1.4. Alcances
Los alcances del presente proyecto son:
• Utilización de tecnología de generación de hidrógeno madura a nivel mundial.
• Para el proceso de producción de hidrógeno se contemplan solo los métodos termoquímicos
o electrolíticos.
• Las fuentes renovables a utilizar se restringen a la energía solar fotovoltaica y/o eólica.
• El proyecto se desarrolla hasta un nivel de ingeniería básica.
• Las aplicaciones de hidrógeno a implementar se limitan a transporte o usos estacionarios.

3
• La evaluación económica incluye costo de inversión (CAPEX) y de operación (OPEX), junto
con indicadores económicos como VAN, TIR y/o LCOE.
• El análisis de sensibilidad varia el recurso renovable, el precio de venta y/o la demanda.

4
Capítulo 2

Marco teórico

2.1. Energías renovables: Definición y usos en Chile

2.1.1. Definición de energías renovables
Las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) se definen como todas aquellas fuentes de
generación energéticas en las cuales no se incurre en el agotamiento de su fuente generadora. En
el artículo 225 letra aa) de la Ley Definición según Ley 20.257 (última versión 2013), se definen
los medios de generación renovables no convencionales, como aquellos cuya fuente de energía
primaria sea [5]:

• Energía de la biomasa: Término general con el que se llama a la energía proveniente de

productos de origen orgánico, tales como madera, paja, frutas, pastos, cereales y todos los
derivados de éstos (desde desechos animales hasta basura domiciliaria). Esta es una tecnología
que se encuentra actualmente en etapa madura de investigación.
La biomasa se utiliza principalmente para la producción de biocombustibles como biodiesel,
bioetanol, biobutanol, biogas, entre otros, los cuales son combustionados para la producción
de energía calórica que puede ser utilizada directamente en una turbina de gas, para generar
vapor y con ello electricidad en un ciclo Rankine, así también se puede utilizar para procesos
agroindustriales donde se requiere calor, como se puede ver en la Figura 2.1.

(a) Recolección de biomasa. (b) Ejemplo de producción de bioetanol.

Figura 2.1: Energía proveniente de la biomasa.

5
• Energía hidráulica: Esta corresponde a la energía que se obtiene a partir de la transformación
de la energía potencial y cinética del agua para movilizar turbinas que alimentan a equipos ge-
neradores para producir electricidad. Se considera renovable a la mini-hidro de pasada cuya
potencia máxima sea inferior a 20 MW. Esta tecnología es una de las mas antiguas de genera-
ción encontrándose en una etapa madura de investigación.
El proyecto ejecutivo de una central de paso difiere completamente en diseño, apariencia e
impacto ambiental de los proyectos hidroeléctricos convencionales. En las centrales de paso
no es necesaria la construcción de un embalse, en su lugar solo una parte del agua es desviada
a través de tuberías de carga, y debido al desnivel geomorfológico la energía potencial del
río aguas arriba se transforma en energía cinética a medida que cambia de nivel, otorgando
la carga necesaria para hacer girar las turbinas y producir energía eléctrica, como se ve en la
Figura 2.2.

Figura 2.2: Esquema básico de una central mini-hidro de pasada.

• Energía geotérmica: Fuente de energía renovable que utiliza el calor de las profundidades de
la tierra para generar energía. El calor es utilizado principalmente para la generación de vapor
para ciclos Rankine, tal como se ve en la Figura 2.3, también es utilizado para calefacción
y en procesos agroindustriales que requieren calor. La tecnología geotermia es relativamente
nueva, encontrándose en etapa de investigación. En Chile la primera central geotermica de
América del sur es Cerro Pabellón de 48 MW, Moztazal, Región de O’higgins.

6
 Figura 2.3: Esquema básico de una central geotermica.

• Energía solar: Energía eléctrica producida a partir del aprovechamiento de la radiación solar.
Dentro de esta energía se puede encontrar la energía fotovoltaica, la cual utiliza paneles foto-
voltaicos (PV) para transformar la radiación solar en electricidad, Figura 2.4, y la energía de
concentración solar (CSP), la cual consiste en dirigir todos los rayos solares que inciden en un
reflectante sobre una superficie más pequeña, calentando un fluidos térmico que se utiliza pa-
ra generar vapor y utilizándolo para mover turbinas de generación (ciclo Rankine o Brayton),
Figura 2.5. La tecnología solar en los últimos años ha experimentado grandes avances por lo
que se encuentra en etapa madura, siendo uno de los recursos mas utilizados en Chile.

Figura 2.4: Esquema basico de una central fotovoltaica.

7
 Figura 2.5: Esquema básico de una central de concentración solar de torre.

• Energía eólica: Esta corresponde a la producción de energía eléctrica mediante el uso de aero-
generadores, se basa en el mismo principio que los molinos de viento, el cual es aprovechar la
energía cinética del viento para hacer girar una turbina, producto de la fuerza de sustentación,
la cual está acoplada a un generador eléctrico, Figura 2.6. Al igual que la tecnología solar, la
eólica ha experimentado grandes avances en cuanto a desarrollo por lo que se encuentra en
etapa madura, siendo uno de los recursos mas utilizados en Chile.

(a) Central eolica off shore. (b) Principio de funcionamiento de un aerogenerador.

Figura 2.6: Energía proveniente de la velocidad del viento.

• Energía mareomotriz: Opera con la fuerza motriz de las mareas, las cuales son producidas
por la fuerza que ejerce la luna sobre los océanos del planeta produciendo el aumento o la
disminución de los niveles del océano tanto de día como de noche. La fuerza de las mareas
produce torque sobre turbinas conectadas a un generador eléctrico, Figura 2.7. Al igual que la
tecnología geotérmica se encuentra en etapa de investigación.

8
 Figura 2.7: Central mareomotriz de corrientes marinas.

2.1.2. Generación de energía en Chile

Para el caso Chileno se tiene que existe una demanda del Sistema Eléctrico Nacional (SEN)
mensual al 2021 de 18.663 MW de potencia, teniendo un consumo energético mensual de 13.437
GWh. Separando por tecnologías, las energías convencionales (Carbón, Gas Natural, Hidráulica de
Embalse, Hidráulica de Pasada y Petróleo Diesel) suman una capacidad instalada de 62.930 MW,
teniendo una generación mensual de 9.886 GWh, por su parte las ERNC, suman una capacidad
instalada de 31.394 MW, teniendo una generación mensual de 3.550 GWh. Lo anterior se puede
ver en las Tablas 2.1 y 2.2, así como las Figuras 2.8 y 2.9 [6] [7].

Tabla 2.1: Capacidad instalada del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) 2021 [6] [7].

Capacidad
Clasificación Tipo de energía
instalada [MW]
ERNC Biomasa 13.570
ERNC Eólica 5.763
ERNC Minihidraulica de pasada 7.888
ERNC Solar fotovoltaica 4.016
ERNC Solar concentración 110
ERNC Geotérmica 48
Convencional Carbón 12.874
Convencional Gas natural (GN) 12.155
Convencional Hidráulica de embalse 4.121
Convencional Hidráulica de pasada 18.874
Convencional Petroleo diésel 14.907

9
 Tabla 2.2: Generación mensual Sistema Eléctrico Nacional por tecnología 2021
[6] [7].

Generación
Clasificación Tecnología
[GWh]
ERNC Biomasa 310
ERNC Eólica 1.065
ERNC Mini Hidráulica de Pasada 328
ERNC Solar Fotovoltaica 1.847
ERNC Geotermica 39
Convencional Carbón 4.743
Convencional Gas Natural (GN) 1.444
Convencional Hidráulica de Embalse 1.440
Convencional Hidráulica de Pasada 1.970
Convencional Petróleo diésel 290

(a) Capacidad instalada en el SEN por tecnología de (b) Generación mensual del SEN por tecnología de ope-
generación. ración.

Figura 2.8: Distribución de la capacidad instalada y generación de energía mensual

en el SEN por tecnología 2021 [6] [7].

(a) Capacidad instalada en el SEN de las ERNC. (b) Generación mensual del SEN de las ERNC.

Figura 2.9: Distribución de la capacidad instalada y generación de energía mensual

en el SEN de las ERNC 2021 [6] [7].

10
 De este modo se posee una capacidad instalada total de energías renovables en 2021 del 48 %,
superando la meta impuesta para el 2025 del 20 % [5] [7] . En la actualidad hay más de 100 pro-
yectos de generación y transmisión de ERNC en curso en Chile (en fase de construcción y puesta
en marcha).

2.1.3. Potencial de energías renovable en Chile

Según datos del ministerio de energía 2014 sobre el potencial eólico, solar e hidroeléctrico de
Arica a Chiloé, la Figura 2.10 muestra la distribución espacial del potencial de generación de ener-
gías renovables a lo largo del territorio nacional [5].

Figura 2.10: Potencial de generación cuantitativa por sectores en Chile.

En base a lo anterior se puede observar que para la energía hidráulica se tiene un alto potencial
en la zona centro-sur del país. Por otro lado la energía solar fotovoltaica y de concentración solar
posee gran potencial en la zona norte del país. Para la energía eólica se tiene potencial tanto en la
zona norte como en la zona sur.

2.2. Energía Eólica

La energía eólica es la energía del viento, esta convierte la energía cinética del viento en energía
eléctrica. A continuación se presenta los conceptos necesarios para el entendimiento de la energía
eólica.

2.2.1. Principio de funcionamiento aerogenerador

Un aerogenerador toma la energía cinética del viento y la transforma en energía mecánica ro-
tacional. A grandes rasgos, el funcionamiento del sistema consta de una masa de aire que mueve

11
las aspas del aerogenerador, producto de la fuerza de empuje que se genera en las aspas (Lift).
Las aspas, al estar unidas al eje del rotor, permiten a este último transmitir el movimiento giratorio
al multiplicador. El multiplicador es un conjunto de engranajes encargados de aumentar la veloci-
dad de rotación, cuyo eje de salida está unido al del generador de tal forma de alimentarlo para la
producción de electricidad, como se muestra en la Figura 2.11 [8].

(a) Fuerza de empuje que genera el movimiento de las (b) Componentes básicos de un aerogene-
aspas del aerogenerador. rador.

Figura 2.11: Principio de funcionamiento de un aerogenerador

Los elementos básicos de una central eólica de generación hacia la red eléctrica se ven en la
Figura 2.12.

Figura 2.12: Componentes de una central eólica Offshore.

2.2.2. Características del recurso eólico

El sol irradia 175.000.000 GWh de energía por hora hacia la tierra. Entre un 1 y 2 % de la energía
proveniente del sol es convertida en energía eólica. Las masas de aire (viento) se desplazan por las
diferencias de temperatura entre ellas. Las regiones alrededor del ecuador son calentadas por el sol
más que las zonas del resto del globo. El aire caliente es más ligero que el aire frío, por lo que
subirá hasta alcanzar una cierta altura y se extenderá hacia el norte y sur, teniendo una corriente de
convección [8].

12
2.2.2.1. Variabilidad del recurso
La generación eólica es una tecnología con un nivel de disponibilidad del recurso que cambia
en el tiempo (variabilidad ) y que no puede ser pronosticada con exactitud (incertidumbre). La
variabilidad del recurso en un ciclo diario se puede apreciar en la Figura 2.13 y en un ciclo anual
en la Figura 2.14.

Figura 2.13: Ciclo diario de la velocidad del viento a 100 metros de altura para la
ciudad de Punta Arenas. Gráficos generados usando el modelo Recon 1997-2017
del Explorador eólico (Departamento de Geofísica Universidad de Chile) [9].

Figura 2.14: Ciclo anual de la velocidad del viento a 100 metros de altura para la
ciudad de Punta Arenas. Gráficos generados usando el modelo Recon 1997-2017
del Explorador eólico (Departamento de Geofísica Universidad de Chile) [9].

2.2.2.2. Perfil vertical del viento

La variación de la velocidad del viento con la altura se puede apreciar en la Figura 2.15. Tenien-
do en general que a mayor altura la velocidad del viento es mayor, el crecimiento es exponencial,

13
característico de la formación de una capa limite, teniendo que a cierta altura los aumento de velo-
cidad no son significativos [8].

Figura 2.15: Perfil vertical de la velocidad del viento a través de una estimación
logarítmica. Z0 corresponde a la longitud de rugosidad, Zre f y Vre f son la altura y
la velocidad de referencia según mediciones experimentales [8].

Para desarrollar un proyecto de energía eólica se requieren datos históricos de viento que permi-
tan conocer el recurso en el emplazamiento y así estimar correctamente la producción.

2.2.3. Curva de potencia aerogenerador

La curva de potencia de un aerogenerador es un gráfico que indica cuál será la potencia eléctrica
disponible a diferentes velocidades del viento. Las curvas de potencia se obtienen a partir de me-
didas realizadas en terreno, dónde un anemómetro es situado sobre un mástil relativamente cerca
del aerogenerador. Si la velocidad del viento no está variando demasiado rápido, pueden usarse las
medidas de la velocidad del viento realizadas con el anemómetro y leer la potencia eléctrica dis-
ponible directamente del aerogenerador, trazando la curva de potencia en función de la velocidad
[10]. Un curva de potencia típica es la que se muestra en la Figura 2.16.

14
 Figura 2.16: Zonas de interés de la curva de potencia [11].

En una curva de potencia típica se distinguen tres zonas de interés. La producción eléctrica es
nula para bajas velocidades del viento, hasta una velocidad límite denominada velocidad de arran-
que, suficiente para vencer el rozamiento inicial y poner en marcha el generador. A partir de dicho
punto, la producción de potencia aumenta rápidamente con el viento, hasta la denominada potencia
nominal del aerogenerador, en la velocidad nominal. Desde ese punto, el generador maniobra la
góndola para mantenerse produciendo a la máxima potencia ante mayores velocidades del viento,
hasta llegar a un valor determinado llamado velocidad de corte. En este punto las turbinas tienen
que detenerse por razones de seguridad, ya que a tales vientos la estructura está soportando una
gran carga aerodinámica [11].

La curva de potencia es muy importante a la hora de seleccionar qué aerogenerador se usará para
ciertas características del recurso eólico. Existen aerogeneradores adecuados para bajas velocidades
del viento, cuya potencia nominal se obtiene con velocidades nominales bajas, y otros adecuados
para altas velocidades del viento, cuya potencia nominal se obtiene a velocidades nominales mayo-
res.

2.2.4. Rugosidad del emplazamiento

A gran altura de la superficie del suelo (1 km), la superficie terrestre apenas ejerce influencia
sobre el viento. Sin embargo, en las capas más bajas de la atmósfera, las velocidades del viento se
ven afectadas por la fricción con la superficie terrestre. Dicha ralentización de la velocidad se debe
a la rugosidad de la superficie del terreno.

En la industria eólica, se habla mucho de “clase de rugosidad” cuando se evalúan las condicio-
nes eólicas de un paisaje. A mayor clase de rugosidad, mayor es la disminución de la velocidad
que experimenta el viento al disminuir la altura. Bosques y grandes ciudades ralentizan mucho el
viento, mientras que pistas de hormigón de los aeropuertos o superficies de agua sólo lo ralentizan
ligeramente. La Tabla 2.3 muestra las clases de rugosidad existentes [8].

15
 Tabla 2.3: Clases de rugosidad para diferentes zonas de interés [8].

Clase Longitud
de de rugosidad Tipo de paisaje
rugosidad [m]
0 0,0002 Superficie del agua.
Terreno completamente abierto con superficie suave. Ejemplo:
0,5 0,0024
pistas de hormigón en los aeropuertos, pasto cortado.
Paisaje agrícola abierto sin rejas, edificios muy aislados
1 0,03
y colinas suaves.
2 0,1 Paisaje agrícola con algunas casas y arbustos.
2,5 0,2 Paisaje agrícola con muchas casa, plantas y arbustos.
Pueblos, ciudades pequeñas, bosques y terrenos
3 0,4
accidentados muy desigual.
3,5 0,8 Ciudades grandes con edificios altos.
4 1,6 Ciudades muy grandes con edificios altos y rascacielos.

Los obstáculos (edificios, árboles, formaciones rocosas) pueden disminuir la velocidad del viento
de forma significativa y a menudo crean turbulencias en torno a ellos. Las turbulencias disminuyen
la posibilidad de utilizar la energía del viento de forma efectiva en un aerogenerador, además que
provocan mayores roturas y desgastes mecánicos (fatigas) en la turbina eólica. La zona de turbu-
lencia puede extenderse hasta una altura alrededor de 2 a 3 veces superior a la altura del obstáculo
[8].

2.2.5. Efecto estela

Dado que un aerogenerador produce energía eléctrica a partir de la energía del viento, el viento
que abandona la turbina debe tener un contenido energético menor que el que llega a la turbina. Se
denomina estela a la cola de viento turbulenta y ralentizada (si se compara con el viento que llega
la turbina), como se ve en la Figura 2.17.

Figura 2.17: Efecto estela de un aerogenerador.

En los parques eólicos, para evitar una turbulencia excesiva aguas abajo de las turbinas, cada
turbina suele estar separada del resto una distancia mínima. La norma general de separación entre
aerogeneradores en un parque eólico establece una separación de 5-9 diámetros de rotor en la
dirección de los vientos dominantes y de 3-5 diámetros de rotor en la dirección perpendicular a

16
los vientos dominantes. Pérdida de energía debida al apantallamiento entre aerogeneradores es de
aproximadamente un 5 % [8].

2.3. Métodos de producción del hidrógeno verde

El hidrógeno es el elemento más abundante en el universo, pero no se encuentra en su estado
puro en nuestro planeta. Por lo tanto, este debe ser producido a través de variados procesos, los
cuales se clasifican a continuación [2]:
• Termoquímicos: Usan calor y reacciones químicas para obtener el hidrógeno de combustibles
convencionales o biomasa.
• Electrolíticos: El agua (H2 O) se disocia en hidrógeno (H2 ) y oxígeno (O2 ) usando electrici-
dad.
• Biológicos: Microorganismos, tales como bacterias y algas pueden generar hidrógeno por
medio de procesos biológicos propios.

Cada proceso necesita una energía secundaria para su funcionamiento, ya sea térmica o eléc-
trica, que es abastecida por fuentes de energía primaria renovables. La Figura 2.18 muestra las
tecnologías de producción de hidrógeno verde.

Figura 2.18: Esquema de las rutas de producción del hidrógeno verde [2].

2.3.1. Procesos Termoquimicos

• Reformado de vapor: La producción de hidrógeno comercial en Chile se basa en la tecno-
logía de reformación de gas metano con vapor, produciendo hidrógeno gris principalmente.

17
 Este es el proceso mediante el cual el metano (CH4 ) es sometido a un tratamiento térmico y
luego mezclado con vapor a alta temperatura y presión para la obtención de hidrógeno princi-
palmente, junto a otros compuestos.

CH4 + H2 O → 3H2 +CO (2.1)

CO + H2 O → H2 +CO2 (2.2)

A nivel mundial el 48 % del hidrógeno se produce a través del proceso de reformado de gas
metano con vapor. Debido a que actualmente es el proceso más económico para producir esta
molécula a gran escala, además que el metano posee un alto contenido de hidrógeno (15 % en
masa), siendo catalogada como una tecnología madura [1] [2] .

En Chile existen alrededor de 6 empresas que se dedican a la producción y venta de gases

industriales, pero solo 2 de ellas, Linde Gas Chile S.A e Hidrógenos Biobío tienen plantas de
producción de hidrógeno [2].
• Gasificación de la biomasa: Es un proceso de oxidación parcial que convierte biomasa solida
en gas de síntesis rico en hidrógeno, con la presencia de calor (500-1000o C) y un agente
gasificador como aire, vapor, oxígeno, dióxido de carbono o una mezcla de ellos. La biomasa
puede ser terrestre (madera) o marina (algas) [12].

Biomasa + A.gasi f icante +Calor → Gas (2.3)

• Descomposición térmica del agua: También llamada termolisis del agua, es un proceso de
disociación de la molécula del agua mediante calor. Dado que la producción directa de hi-
drógeno requiere temperaturas superiores a 2.500 o C aproximadamente, se utilizan ciclos
termodinámicos con diferentes reacciones químicas intermedias para producir hidrógeno a
temperaturas más bajas, 850-1.000 o C, un ejemplo se muestra a continuación [2]:

2ZnO +Calor → 2Zn + O2 (2.4)

2Zn + 2H2 O → 2ZnO + 2H2 (2.5)

2.3.2. Procesos Electrolíticos

El principio físico de producción corresponde a la circulación de corriente continua (CC) a través
de dos electrodos (ánodo y catado) separados e inmersos en un electrolito acuoso con contenido de
iones que permiten aumentar la conductividad iónica, de este modo se separa el agua en hidrógeno
y oxígeno. Los electrodos deben ser resistentes a la corrosión, deben tener una buena conductivi-
dad eléctrica, exhibir propiedades catalíticas e integridad estructural apropiada. El electrolito debe
mantener sus propiedades durante el proceso, por tanto es importante que no reaccione con los
electrodos [2].

El proceso requiere de la implementación de un separador o membrana para evitar la recom-

binación del oxígeno e hidrógeno (combustión), teniendo una resistencia eléctrica que evite que
los electrodos sean cortocircuitados. No obstante, el separador debe tener una alta conductividad
iónica, además de una gran estabilidad física y química, tal como se ve en la Figura 2.19 [2].

18
 Figura 2.19: Esquema básico de un electrolizador tipo PEM.

El agua que entra es tratada previamente para conseguir requerimientos de pureza evitando la
deposición de minerales y el consiguiente deterioro de los elementos de las celdas, y reacciones
electroquímicas no deseadas, con lo cual se pueden conseguir purezas del hidrógeno extraído en
torno a un 99,999 vol % [2].

Los electrodos, el separador y el electrolito son los elementos que configuran una celda de elec-
trólisis. Las celdas pueden ser conectadas en paralelo o en serie, como se muestran en la Figura
2.20. A su vez, la celda electrolítica es el elemento básico que compone al sistema de producción
de hidrógeno electrolítico denominado Electrolizador [2].

(a) Celdas de electrolisis conectadas en paralelo. (b) Celdas de electrolisis conectadas en serie.

Figura 2.20: Tipos de conexiones de celdas de electrolisis [2]

Actualmente existen tres tipos de electrolizadores, que difieren principalmente en el electrolito

utilizado [2]. De mayor a menor madurez tecnológica, generalmente se ordenan en:
• Alcalinos: Utilizan un líquido electrolítico de solución acuosa de hidróxidos de potasio (KOH)
o hidróxido de sodio (NaOH), del orden de 20-40 % en peso. El ánodo se hace generalmente
de níquel, de acero recubierto de níquel o cobalto, mientras que el cátodo está hecho de acero

19
 activado por un recubrimiento con diferentes catalizadores, también se utiliza níquel activado
con platino. La distancia entre el ánodo y el cátodo es de unos 5 mm en electrolizadores
convencionales.
El amianto se utiliza como material del separador, con un espesor en el intervalo de 3 mm.
Debido a las propiedades del material del amianto, la temperatura de funcionamiento del
electrolizador alcalino convencional se limita generalmente a 80o C. Los riesgos para la salud
del amianto están obligando a los fabricantes a sustituirlo por otros materiales no peligrosos.
En este sentido, el uso de membrana inorgánica de intercambio iónico es una alternativa, así
como el oxido de níquel [13] [14].
Si una corriente continua (CC) está conectado a los electrodos, se produce hidrógeno en el
cátodo y oxígeno en el ánodo. El gas hidrógeno evoluciona desde el cátodo, donde el agua
es reducida cediendo aniones hidróxido (OH − ), que circulan a través del separador al ánodo,
dentro del campo eléctrico establecido por una fuente de alimentación externa. Los aniones
hidróxido se recombinan en la superficie del ánodo para producir oxígeno tal como se ve en
la Figura 2.21 [13].

Figura 2.21: Esquema básico de un electrolizador tipo Alcalino.

• Membrana de intercambio protónico (PEM): Se utiliza como electrolito una membrana po-
limérica solida con carácter ácido, la cual es responsable del intercambio de protones de hidró-
geno (H + ), generalmente esta compuesta de grupos funcionales del ácido sulfónico (−SO3 H).
La membrana más utilizada para la electrólisis del agua es Nafión con un espesor de 0,2 mm.
La membrana funciona tanto como separador de gases como electrolito. Se aplica en el ánodo
un 6 mg/cm2 de iridio o rutenio, y en el cátodo alrededor de 2 mg/cm2 de platino [2] [4].
Si una corriente continua (CC) está conectado a los electrodos, se produce hidrógeno en el
cátodo y oxígeno en el ánodo. En el ánodo, el agua se oxida para producir oxígeno, electrones
y protones (H + ). Los protones circulan a través de la membrana hacia el cátodo donde se
reducen cerrando el circuito y producen hidrógeno, tal como se ve en la Figura 2.22 [13].

20
 Figura 2.22: Esquema básico de un electrolizador tipo PEM.

• Membrana de estado solido (SOE): En esta tecnología el agua se encuentra en estado de

vapor a alta temperatura, se utiliza como electrolito una membrana sólida cerámica, la cual
exhibe buena conductividad iónica. Los cátodos y el electrolito son comúnmente compues-
tos de níquel y Circona estabilizada con Itria (YSZ), mientras el ánodo es un compuesto de
Circona estabilizada con Itria (YSZ) y manganitas de lantano, ferritas o cobaltitos [2].
Si una corriente continua (CC) está conectado a los electrodos, se produce hidrógeno en el
cátodo y oxígeno en el ánodo. En el cátodo, el agua se reduce para producir hidrógeno. Por
la acción del campo eléctrico aplicado, los aniones de oxígeno (O2− ) generados en el cáto-
do pasan a través del electrolito sólido al ánodo, donde se recombinan formando oxígeno y
liberando electrones hacia el circuito exterior, tal como se ve en la Figura 2.23 [13].
Utilizan altas temperaturas de operación por lo que se reduce el consumo eléctricos hasta
un 25 %. Atractivo cuando existe una fuente de temperatura por ejemplo, en aplicaciones
combinadas de calor y potencia. Se ha mostrado que fuentes de geotermia podrían aportar
calor para estos dispositivos así como el uso de concentración solar [2].

21
 Figura 2.23: Esquema básico de un electrolizador tipo SOE.

2.4. Almacenamiento del hidrógeno verde

La principal dificultad para el uso generalizado de hidrógeno es el almacenamiento. El hidrógeno
tiene la mayor energía por unidad de masa que cualquier otro combustible, con un poder calorífico
gravimétrico de 33,33 kWh/kg, Figura 2.24, sin embargo, a temperatura ambiente resulta en una
baja densidad energética por unidad de volumen, su poder calorífico volumétrico es de 0,003 kWh/l,
tal como lo muestra la Figura 2.25 [4].

Figura 2.24: Comparación de densidades energéticas gravimétricas (kWh/kg) (po-

der calorífico inferior) [4].

22
 Figura 2.25: Comparación de densidades energéticas volumétricas (kWh/l) (poder
calorífico inferior) [4].

En resumen, el hidrógeno es muy ligero y necesita mucho espacio para ser almacenado o trans-
portado, en forma de gas, obtenido desde el proceso de electrólisis ocupa 3000 veces más espacio
que un gas con la misma cantidad de energía a temperatura y presión ambiente [15]. De este modo
se requiere el desarrollo de avanzados métodos de almacenamiento con un potencial de mayor den-
sidad energética. La Figura 2.26 muestra las formas principales de almacenamiento del hidrógeno.

Figura 2.26: Formas de almacenamiento del hidrógeno [2]

2.4.1. Almacenamiento físico

A continuación se describe el proceso de almacenamiento como gas por compresión y de forma
liquida por licuefacción.
2.4.1.1. Almacenamiento por compresión
Cuando el hidrógeno se utiliza en forma gaseosa, generalmente debe comprimirse desde 1 bar a
una presión elevada de 700 bar para obtener densidades prácticas, un proceso que requiere aplicar
trabajo. El enfriamiento simultáneo mientras se comprime el gas ayuda a reducir el trabajo reque-
rido para la compresión. Esto se debe a que la refrigeración conlleva ventajas como un aumento

23
de la eficiencia volumétrica del compresor. Por lo tanto, la compresión de múltiples etapas es más
efectiva que la compresión de una sola etapa, ya que el gas se puede enfriar entre etapas utilizando
un intercooler, como se ve en la Figura 2.27. Para que el intercooling sea perfecto, el gas debe
enfriarse a su temperatura inicial después de cada etapa [15].

Figura 2.27: Ciclo de compresión con enfriamiento intermedio de 5 etapas [15].

El gráfico de la Figura 2.28 presenta la compresión multietapas del hidrógeno en función del
trabajo eléctrico requerido [15].

Figura 2.28: Trabajo eléctrico requerido para compresión de hidrógeno en multi-

etapas. Se asume temperatura ideal de intercooling 25o C [15].

En el gráfico de la Figura 2.28 se observa que el trabajo eléctrico requerido se reduce a medida
que aumenta el número de etapas. También se puede observar que a mayor presión de aspiración
inicial menor es el trabajo eléctrico. De este modo se busca aumentar las etapas de compresión con
una presión inicial elevada [15].

Sin embargo, el cálculo preciso del trabajo de compresión de hidrógeno requiere el conocimiento
de una ecuación de estado apropiada y de una ecuación calorífica, información que no está amplia-
mente disponible. Para simplificar los cálculos, muchos investigadores consideran la compresión de
hidrógeno como un proceso isentrópico (adiabático), es decir, suponen que durante la compresión
no hay intercambio de calor entre el compresor y el medio ambiente, con un proceso reversible. Sin

24
embargo, se pueden inducir errores significativos al considerar que el hidrógeno se comporta como
un gas ideal a alta presión [15].

Según la termodinámica, la forma real de compresión suele estar entre las condiciones teóricas
de compresión isotérmica y compresión isentrópica, que representan un límite inferior y superior
del trabajo de compresión respectivamente. En aplicaciones prácticas, la compresión del hidrógeno
no es ni isotérmica, ni isentrópica, ni adiabática. El trabajo real de compresión se encuentra entre
las predicciones de los dos supuestos antes mencionados. Es así que este proceso se aborda mejor
mediante termodinámica utilizando una ruta politrópica reversible [15].

Los compresores de hidrógeno son ampliamente utilizados en las industrias química, del petróleo
y manejo de gases, por lo que se podrían considerar como una tecnología bastante madura. Debi-
do a las características únicas del hidrógeno, sólo los compresores de desplazamiento alternativo
son de uso práctico. En esta categoría, se pueden distinguir 3 tipos de compresores: de pistón, dia-
fragma e iónicos. Los más modernos para aplicaciones de gran volumen y escala son los pistones
alternativos, mientras que para aplicaciones de pequeño volumen se utilizan pistones o diafragmas
[16].

El hidrógeno a alta densidad y presión se almacena en estanques de paredes gruesas, princi-

palmente de forma cilíndrica o cuasi-conformable, hechos de materiales de alta resistencia para
soportar dichas condiciones y tener mayor durabilidad [15]. Lo más moderno en este contexto son
los recipientes a presión más grandes con un volumen entre 10-100 Nm3 [4].

Debido a los efectos de la compresibilidad del hidrógeno, el cambio en la presión de almacena-

miento tiene un efecto sobre la masa del estanque, en especial el espesor de pared. Esto se debe a
que la reducción del volumen del gas no es lineal con el aumento de la presión, como lo sería si no
se considerara la compresibilidad. A bajas presiones, la masa del estanque es bastante constante.
Sin embargo, a presiones más altas, la masa del estanque aumenta considerablemente (aumenta el
espesor de pared) [15].

El diseño del estanque debe considerar problemas cíclicos asociados a la carga y descarga de
hidrógeno; envejecimiento, fluencia, fatiga y fragilización. Dependiendo del material del estanque
elegido, es necesario investigar el efecto de la vida útil del diseño [15].

Para el material utilizado en la construcción del estanque se debe evitar el uso de níquel y la
mayoría de las aleaciones de níquel, que se ven severamente afectadas por la fragilización por
hidrógeno, y no se deben utilizar hierros fundidos grises, dúctiles y maleables [16]. Algunos ma-
teriales generalmente aceptables incluyen aceros inoxidables austeníticos, aleaciones de aluminio,
cobre y aleaciones de cobre, titanio y materiales compuestos [15] [16] .

De acuerdo con el Proyecto Europeo Integrado de Hidrógeno (EIHP), que lidera el desarrollo
de estándares regulatorios globales para pruebas de hidrógeno, certificación de componentes y
sistemas de infraestructura de reabastecimiento de hidrógeno, los recipientes de almacenamiento
de hidrógeno y gas comprimido pueden clasificarse en cuatro tipos como se muestra en la Figura
2.29 [15] [17].

25
 Figura 2.29: Tipos de estanques de acuerdo a la EIHP [17].

• Tipo I: Usualmente cilindros completamente metálicos. Estos depósitos pueden operar a pre-
siones no superiores a 175 bar en el caso de estar fabricados de aluminio y 200 bar si son de
acero. Utilizados normalmente para soldadura, siendo muy pesados y de paredes muy gruesas.
• Tipo II: Estanque metálico y reforzados con materiales compuestos de fibra de carbono o
vidrio en la dirección del aro en la sección cilíndrica del depósito. Se han fabricado tanques
que han soportado presiones de 700 bar y hasta 1000 bar. En este caso el recipiente metálico y
el material compuesto soportan aproximadamente la misma carga estructural. Siguen siendo
depósitos muy pesados.
• Tipo III: Estanque que consta de un forro metálico interno a fin de evitar las fugas de hidró-
geno por difusión, usualmente aluminio, recubierto por un material compuesto dispuesto en
distintas direcciones que soporta los esfuerzos mecánicos. Los más resistentes son aquellos
que emplean fibra de carbono como material compuesto, siendo capaces de soportar hasta 700
bar. La eliminación de paredes gruesas de materiales metálicos y el mayor uso de materiales
compuestos hace que el peso de estos depósitos disminuya en comparación a los de tipo I y II.
• Tipo IV: Estanque que consta de un forro interno de material polimérico, generalmente po-
lietileno de alta densidad, para evitar la difusión del hidrógeno, recubierto mediante fibras
de carbono en distintas direcciones que soportan la carga mecánica. En la parte más externa
puede contar con un recubrimiento de fibra de vidrio a fin de proteger la superficie externa. La
presión máxima que son capaces de soportar se encuentra en torno a unos 700 bar. Al eliminar
prácticamente todo el material metálico del depósito son mucho más ligueros que los tipo I y
II. Sin embargo, el forro interno polimérico es peor barrera a la difusión del hidrógeno que los
metales, son mucho más caros debido al uso de una gran cantidad de fibra de carbono, y los
ciclos de carga y descarga que soportan son menores.
Generalmente los tanques para el almacenamiento de hidrógeno comprimido tipo I y II son
empleados en aplicaciones estacionarias como por ejemplo laboratorios o estaciones de carga de
hidrógeno. Los depósitos tipo III y IV, a pesar de ser más caros que los tipo I y II, son empleados
en vehículos debido a que ofrecen la mejor densidad en peso de hidrógeno, siendo los sistemas
de almacenamiento liviano más avanzados para el caso de gas comprimido [15], como se ve en la
Figura 2.30.

26
 Figura 2.30: Sistema de almacenamiento de hidrógeno comprimido tipo IV. [15]

Es importante destacar que en el caso de la utilización de tanques para gas natural, la regulación
europea establece límites de 2 vol % de mezcla con hidrógeno [2].

2.4.1.2. Almacenamiento por licuefacción

El hidrógeno se puede licuefaccionar al estado liquido usando temperaturas menores a los -253o C
y presión atmosférica. La licuefacción es el proceso de pasar de gas a líquido mediante la modifi-
cación de condiciones de presión y temperatura a través de un ciclo abierto de enfriamiento. Este
proceso utiliza una combinación de intercambiadores de calor, compresores y válvulas de expan-
sión, para lograr el enfriamiento necesario, produciendo una fracción de hidrógeno gaseoso y otra
liquida. El hidrógeno liquido se almacena en tanques y el gas enfriado se devuelve al compresor a
través de los intercambiadores de calor reiniciando el ciclo [15].

Un elemento importante de cualquier ciclo de licuefacción es la válvula de expansión Joule-

Thomson (J-T). El comportamiento de un gas en expansión (disminución de la presión), se puede
graficar de la siguiente forma. Se fijan los valores iniciales de presión P1 y temperatura T1 corriente
arriba de la estrangulación y se hace variar la presión final P2 . Para cada valor de P2 se determina
experimentalmente la temperatura de salida T2 . Bajo condiciones de estrangulación, cada uno de
los estados medidos corriente abajo tiene la misma entalpía que los estados corriente arriba del
obstáculo. Después de hacer un número de medidas adecuado corriente abajo, para un estado dado
en la parte anterior de la extrangulación, se puede trazar una línea que corresponde a estados del
sistema con la misma entalpía, sobre un diagrama T-P como se ve en la Figura 2.31. De esta forma
se traza una familia de líneas de entalpía constante sobre un diagrama T-P [18].

27
 Figura 2.31: Grafica de variación de la temperatura en función de la presión para
un proceso de expansión [18].

Experimentalmente mediante el efecto Joule-Thompson un fluido puede llegar a una temperatura

final T2 con un valor mayor o menor que el valor correspondiente de la temperatura inicial T1 ,
dependiendo de los valores de P1 , T1 y P2 . La pendiente de una línea de entalpía constante, para
cualquier estado, es una medida del coeficiente de Joule-Thompson µJT correspondiente a ese
estado, que se define mediante la Ecuación 2.6 [18].
dT
µJT = ( )h (2.6)
dP


 < 0 Temperatura de salida T2 aumenta (calienta) con la expansion
µJT = = 0 Temperatura de salida T2 permanece constante con la expansion
> 0 Temperatura de salida T2 disminuye (en f ria) con la expansion


Algunas de las lineas de entalpía constante presentan un máximo. La linea que une estos má-
ximos se denomina linea de inversión, y el valor de la temperatura para este estado se denomina
temperatura de inversión. A la derecha de la curva de inversión en un diagrama T-P el coeficiente
de Joule-Thompson es negativo, es decir, el fluido se calienta en la expansión. Por otro lado, a la
izquierda de la curva de inversión el coeficiente es positivo, por lo que el fluido se enfría en la
expansión, tal como se ve en la Figura 2.32 [18].

28
 Figura 2.32: Gráfica la linea de inversión en un diagrama T-P de un proceso de
expansión [18].

El efecto de Joule-Thomson estipula que el resultado de la estrangulación (expansión), mante-

niendo la entalpía constante, bajo ciertas condiciones iniciales de presión y temperatura, es una
reducción en la temperatura del fluido, de forma que se puede tener un enfriamiento mediante un
sistema sin partes móviles. De hecho, bajo condiciones iniciales adecuadas, es posible que uno o
más componentes de una corriente fluida pase a la fase líquida durante el proceso de estrangula-
ción, de forma que puede utilizarse el sistema para proceder a la separación de componentes de una
mezcla gaseosa, tal como ocurre con los ciclos de licuefacción del hidrógeno [18].

Los ciclos de licuefacción de hidrógeno se dividen en dos grupos principales: el ciclo de licuefac-
ción de Linde-Hampson y el ciclo de licuefacción de Claude. Hay algunas diferencias principales
entre estos dos ciclos, el primer ciclo utiliza válvulas de expansión y el segundo expansores para
el proceso de expansión. La elección de un ciclo termodinámico particular depende del tamaño
proyectado de la planta, el nivel de tecnología disponible, el costo del equipo y, principalmente, la
eficiencia del ciclo [15].

• Ciclo de licuefacción de Linde-Hampson: También llamado ciclo de expansión de Joule-

Thompson. El gas primero sufre una compresión isotérmica, a temperatura ambiente, 1 → 2,
después un enfriamiento a presión constante en un intercambiador de calor, 2 → 3 y 3 → 4, y
finalmente una expansión isoentálpica, 4 → 5 y 5 → 6, mediante la válvula Joule-Thompson.
En este último proceso parte del gas se licua, obteniendo liquido saturado, y el resto es gas
saturado el cual es recirculado por el intercambiador de calor, y vuelve al compresor para
cerrar el ciclo 6 → 7 y 7 → 1 como se ve en la Figura 2.33.

29
 (a) Diagrama de flujo ciclo de licuefacción de Linde-Hampson.

(b) Gráfico de temperatura entropía Ciclo de licuefacción de Linde-Hampson.

Figura 2.33: Diagrama de flujo y gráfico temperatura-entropía Ciclo de licuefac-

ción de Linde-Hampson. [15]

El hidrógeno a temperatura ambiente 293K (20o C) siempre posee un coeficiente de Joule-

Thompson negativo (µJT < 0) para cualquier presión, por lo que se calienta al expansionarse,
como se ve en la Figura 2.34. Para enfriar el hidrógeno gaseoso en la expansión, su tempe-
ratura debe ser menor que su temperatura de inversión (µJT > 0), que es 202 K (−95 ºC).
Para alcanzar dicha temperatura de inversión, los procesos modernos de licuación utilizan ni-
trógeno líquido para preenfriar el hidrógeno gaseoso hasta una temperatura inferior a 78 K
(−319 ºC) antes de la primera expansión de la válvula (Ciclo Linde-Hampson con preenfria-
miento). El nitrógeno gaseoso es reciclado en un ciclo continuo de refrigeración [15].

30
 Figura 2.34: Curva de inversión Nitrógeno, Hidrógeno y Helio [15]

• Ciclo de licuefacción de Claude: La mayoría de los procesos de licuefacción de hidrógeno a

gran escala se basan en el ciclo de Claude, como se ilustra en la Figura 2.35, donde el hidró-
geno es tanto el producto como el fluido de trabajo. En el ocurre una compresión isotérmica
1 → 2, luego uno o más intercambiadores de calor reducen la temperatura del fluido de trabajo
2 → 3, 3 → 4 y 4 → 5, y una válvula Joule-Thomson, 5 → 6, lleva el fluido al régimen de dos
fases, líquido saturado el cual se elimina del ciclo para ser almacenado, y el gas saturado que
es recirculado al compresor. Se tiene que ocurre una expansión intermedia isoentropica en
un expansor 3 → e. La entrada de gas en el extremo cálido mantiene una masa constante de
hidrógeno en el sistema [15].
Las modificaciones del ciclo de Claude incluyen la adición de un segundo compresor, don-
de el primero comprime hidrógeno de presiones bajas a medias y el segundo comprime de
presiones medias a altas. En este caso, el expansor opera entre presiones medias y bajas, pro-
porcionando enfriamiento adicional al gas a alta presión a través de su escape. Las variaciones
de este sistema a menudo se usan en plantas de licuefacción de hidrógeno a gran escala, com-
binadas con preenfriamiento de nitrógeno, catalizadores de conversión de orto-para múltiples
y, típicamente dos o tres expansores. En particular el ciclo de Kapitza es una modificación del
ciclo Claude, donde el intercambiador de calor más frío (tercero) es eliminado del sistema, y el
primer intercambiador de calor es un regenerador que combina purificación y preenfriamiento
[15].

31
 (a) Diagrama de flujo ciclo de licuefacción de Claude.

(b) Grafico de temperatura entropia Ciclo de licuefacción de Clau-

de.

Figura 2.35: Diagrama de flujo y gráfico temperatura-entropía Ciclo de licuefac-

ción de Claude. [15]

El ciclo de licuefacción de Linde-Hampson tiene un bajo costo de equipo total, sin embargo ge-
nera más consumo de energía respecto al ciclo de licuefacción de Claude.

Un parámetro importante para analizar en cualquier sistema de licuefacción de gas es la eficien-

32
cia termodinámica, ya que afecta directamente a la fracción de masa licuada del gas. Al evaluar la
presión de descarga del compresor de gas de alimentación, la diferencia de temperatura entre los
flujos fríos y calientes, la temperatura de enfriamiento más baja, el número de intercambiadores de
calor y número de expansores, se obtienen las siguientes eficiencias de trabajo reversible (segunda
ley termodinámica); Linde-Hampson con preenfriamiento 21,8 %, Claude 62,9 % y Kapitza 77,2 %.
Con respecto a los dos últimos ciclos mencionados, ambos presentan valores elevados, el ciclo de
Kapitza tiene la mejor eficiencia (ηII ) a determinadas condiciones de funcionamiento, pero el ciclo
de Claude tiene el mejor rendimiento líquido (fracción de licuefacción de hidrógeno (γ)) [15].

Los estanques criogénicos utilizados para almacenar hidrógeno líquido son recipientes metáli-
cos de doble pared con aislamiento, intercalados entre las paredes, como se ve en la Figura 2.36.
El recipiente interno, está aislado con un material de varias capas con separadores entre capas que
actúan como barreras térmicas. El recipiente interno se monta dentro del recipiente externo por
medio de accesorios especialmente diseñados. El volumen resultante entre los dos recipientes se
evacua para evitar posibles fugas de calor por convección térmica [15].

Para minimizar, si no eliminar, las pérdidas térmicas, deben tenerse en cuenta los efectos de
la radiación térmica, la convección y la conducción térmica al diseñar los recipientes. La forma
esférica ayuda a reducir pérdidas por evaporación ya que tiene la menor superficie por unidad de
volumen. Por lo tanto, contenedores más grandes tienen menores pérdidas de hidrógeno que las
más pequeñas [15].

Figura 2.36: Representación esquemática de un vaso criogénico, diseño y compo-

nentes [15].

El material de las paredes del estanque debe ser resistente a la fragilización por hidrógeno, im-
permeables al gas hidrógeno y capaces de resistir estructuralmente las bajas temperaturas. Las
variaciones de presión y temperatura a las que se someterá el estanque (llenado y vaciado) son sig-
nificativas, por lo tanto, los puntos de unión a cualquier estructura deben ser capaces de resistir este
movimiento, así como la estructura del estanque en sí [15]. Se utilizan para los tanques criogénicos
los aceros ferríticos al níquel, que se pueden aplicar hasta -200 o C, o los aceros inoxidables austení-

33
ticos estabilizados y las aleaciones de aluminio, que son adaptables hasta el cero absoluto [16]. Se
utiliza aluminio, disminuyendo en torno a un 50 % el peso. Mayores reducciones de peso se están
investigando utilizando materiales basados en fibras reforzadas de polímeros con una cubierta de
cobre [2].

2.4.2. Almacenamiento en solidos

En comparación con el almacenamiento de gases y líquidos, el beneficio del almacenamiento del
hidrógeno en materiales sólidos reside en su potencial de menor volumen, menor presión, mayor
eficiencia energética y mayor pureza de hidrógeno producido [2]. Sin embargo, estos aun se en-
cuentran en fase demostrativa.

Los hidruros metálicos son aleaciones formadas a partir de hidrógeno y uno o más elementos
metálicos. Al exponer el metal al gas de hidrógeno estos elementos reaccionan de forma natural
generando aleaciones compactas y solidas, sin embargo con un enlace químico débil, de manera
que al exponerlas a leves condiciones de temperatura o presión la reacción es revertida liberando el
hidrógeno nuevamente. Los metales utilizados presentan una estructura cristalina cuadrada, y están
formadas por 6 átomos de elementos metálicos, de tamaño similar o idéntico [1].

Entre los más conocidos se encuentra el hidruro de lantano níquel (LaNi5 H6 ) o el de calcio cobre
(CaCu5 ), últimamente han ganado atención los hidruros de sodio aluminio (NaAlH4 ) y el hidruro
de magnesio (MgH2 ), aunque estos últimos dos operan a altas temperaturas [2].

LaNi5 + 3H2 ⇄ LaNi5 H6 (2.7)

2.5. Transporte de hidrógeno verde

Existen diversos métodos de transporte para combustibles utilizados ampliamente en la sociedad
como tuberías de gas, camiones, trenes y barcos con estanques para líquidos y gases. Sin embargo
el hidrógeno dada su baja densidad energética representa una complejidad adicional dado que con
los transportes tradicionales se logran mover cantidades insuficientes de hidrógeno, es por esto
que se requieren perfeccionar algunos mecanismos de transporte más especializados y combinarlos
además con los métodos de almacenamiento [1].

2.5.1. Trasporte en tuberías

El hidrógeno en estado gaseoso se puede transportar de dos formas:

• Inyección a red de gas natural: Dado que la red de gas y la infraestructura relacionada ya
existe, la inyección de hidrógeno en la red de gas es la forma más rentable de almacenar y
transportar grandes cantidades de hidrógeno. Integrar hidrógeno en las redes de gas requiere
analizar los materiales utilizados, lo que limita a mezclas en torno al 20 ó 30 % dependiendo
de la presión de las tuberías y calidad del acero.
En particular, se ha reportado que al mezclarlo en bajas concentraciones en volumen, hasta un
10-15 % y con redes de gas a baja presión entre 10 y 20 bar para grandes cantidades y largas
distancias, como lo son las redes de distribución, la posibilidad parece viable sin mayores
riesgos. Es importante tener en cuenta que para una misma red de gas utilizada con la misma

34
 presión, el hidrógeno transportará en torno a un 20-30 % menos de energía que el gas natural
[1] [2].
Un problema se presenta en ciertas tuberías de gas, especialmente las construidas a partir de
acero u aleaciones de dicho metal, donde existen pequeñas fugas o filtraciones a través del
material debido a que las moléculas del hidrógeno son mas pequeñas que el espacio entre
moléculas del metal. Este fenómeno aumenta a medida que aumenta el porcentaje de hidró-
geno en la cañería y la presión de operación, mientras que disminuye a medida que aumenta
el grosor de las cañerías. Además puede evitarse utilizando metales con menor espacio entre
moléculas o materiales constituidos por polímeros sintéticos derivados del plástico, como lo
es el polietileno en las redes de distribución y servicios de gas.
También se tiene que el hidrógeno molecular puede disiparse en las fracturas o microgrietas de
la tubería, reduciendo la ductilidad del material y aumentando la propagación de grietas, lo que
se denomina fragilización. Los materiales con mayor dureza sufren consecuencias mayores
en comparación con materiales menos duros. Además, este efecto es intensificado a mayor
presión, por lo que un material puede perder más ductilidad y volverse más frágil al aumentar
la presión de la red [19].
Es importante mencionar que la conversión de hidrógeno en metano sintético por combinación
con CO2 antes de la inyección (metanación), elimina el límite de concentración de mezcla, ya
que el metano puede mezclarse en cualquier concentración con gas natural sin impacto en sus
aplicaciones [1] [2].
• Tuberías de hidrógeno: Se pueden construir cañerías dedicadas exclusivamente al transporte
y distribución del hidrógeno, diseñándolas con un diámetro mayor y capaces de soportar ma-
yor presión, usando materiales que evitan fugas. De este modo se puede transportar hidrógeno
comprimido y con grandes flujos, siendo competitivo respecto del gas natural [1].

2.5.2. Transporte en contenedores

Una alternativa es a través de un proceso de compresión o licuefacción para llevarlo a estado ga-
seoso o líquido respectivamente, y luego transportarlo en camiones o trenes similares a los usados
para combustibles tradicionales. Sin embargo este medio de transporte puede no ser una alternativa
óptima ya que aún en estado líquido un deposito de hidrógeno contiene menos masa, y menos ener-
gía utilizable, que un camión de combustible tradicional. Para el caso gaseoso se puede realizar a
través de cilindros o con camiones del tipo tube trailers trasladando entre 500-1.000 kg a 250-500
bar. Para el transporte de hidrógeno licuado, se usan camiones cisternas transportando usualmente
3.000 kg [4] [20] .

Otra alternativa es utilizar métodos de almacenamiento con hidruros metálicos, los cuales al
resultar aleaciones solidas estables que contienen grandes cantidades de hidrógeno, pueden ser
transportados vía medios tradicionales como camiones, trenes o barcos. En el destino estos pueden
liberar el hidrógeno directamente en la locación de la demanda y transportar la aleación metálica va-
cía de hidrógeno hasta las plantas de producción nuevamente. Si bien esto implica mayor logística
y preparación respecto al transporte y distribución de combustibles más tradicionales, la versatili-
dad del hidrógeno como combustible sumado a su baja huella de carbono pueden posicionar estos
métodos como alternativas competitivas, deseables u óptimas [1].

35
2.6. Aplicaciones del hidrógeno verde
Además de las aplicaciones convencionales del hidrógeno, se están desarrollando diversas apli-
caciones como transporte, estacionarias, móviles o de uso directo en redes de gas, tal como se ve
en la Figura 2.37.

Figura 2.37: Aplicaciones del hidrógeno [2].

2.6.1. Aplicaciones convencionales

El 89 % del hidrógeno producido internacionalmente para la industria se utiliza en la industria
química/refinería y en la producción de amoníaco. El hidrógeno es utilizado como reactivo, como
catalizador y estabilizador de diversas reacciones químicas [2]. El hidrógeno que se produce y
distribuye en Chile se utiliza principalmente para procesos en refinerías. Otras aplicaciones son
de menor volumen en el campo de la alimentación y procesos especiales. Dentro de los usos del
hidrógeno en Chile se encuentran:
• Refinería: El mayor uso del hidrógeno en Chile se utiliza en refinerías para producir algunos
combustibles derivados del petróleo o de gas natural. El hydrocraking es un proceso catalítico
de descomposición de hidrocarburos de cadena larga, en el cual a un hidrocarburo pesado se
le inyecta hidrógeno a alta temperatura y presión, para romper los enlaces entre átomos de
carbono y obtener combustibles livianos. Así también el hydrotreating es un proceso de puri-
ficación catalítica de hidrocarburos de cadena larga donde, usando como reactivo hidrógeno
y un catalizador como aluminio, se eliminan impurezas, generalmente azufre pero también
puede ser nitrógeno u oxígeno, para obtener una versión más pura de el.
En los procesos de refinación de cobre conocido como pirorefinación se utilizan gases para
eliminar el oxígeno presente en el cobre fundido que sale de los hornos. Actualmente en Chile
se producen aproximadamente 1,5 millones de toneladas al año de cobre de hornos con un
contenido aproximado de 1 % de oxígeno, para extraerlo se utilizan hidrógeno y monóxido de
carbono. Ambos obtenidos a partir de reformado de vapor de diésel en plantas dedicadas a este
proceso al interior de las mineras [1]. El proceso se pude modelar con la siguiente ecuación:

36
 O2 + 2CO → 2CO2 (2.8)
O2 + 2H2 → H2 O (2.9)

• Alimentos: Una aplicación importante del uso del hidrógeno en la industria de alimentos
es la hidrogenación de las grasas. Es utilizado ampliamente en la fabricación de aceites y
margarinas, ya que estas en contacto con oxígeno se descomponen. Para estabilizar estos
aceites y así aumentar su periodo de conservación, se utiliza la hidrogenación, que significa
que los ácidos grasos tienen que convertirse químicamente para reducir la cantidad de enlaces
dobles. En términos prácticos, la hidrogenación vuelve el aceite mucho más estable y no se
descompone tan rápido como el aceite no tratado [2].
Diversas empresas a lo largo del país realizan esta clase de procesos, se abastecen mediante
tanques presurizados transportados en camiones, pero sus requerimientos son pequeños en
comparación a otras [1].
• Industria del vidrio: En la fabricación de vidrios especiales se usa el hidrógeno para realizar
el pulido superficial de artículos de vidrio y el requemado de bordes tras el proceso de con-
formado. Con este procedimiento se eliminan las marcas creadas por los moldes terminales
de los frascos o para pulir los bordes puntiagudos de los productos de servicio de mesa. Esto
les da a los productos de vidrio, incluyendo artículos finos como vajillas, frascos de perfume
y artículos de cristal, un aspecto suave y brillante [2].
En en la actualidad son varias plantas en el país las que realizan este proceso sin embargo su
demanda agregada es pequeña dado que en esta clase de procesos el gas no es consumido y
puede utilizarse para bastantes ciclos [1].
• Producción de Amoniaco: El hidrógeno puede ser utilizado como reactivo para producir
amoníaco (NH3 ) a través del proceso de Haber-Bosch, que utiliza hidrógeno gaseoso y nitró-
geno extraído del aire a través de una unidad de separación de aire o ASU, el cual da cuenta
del 90 % de la producción actual de amoníaco. Este es ampliamente utilizado como compo-
nente de los fertilizantes en la agricultura y es el químico sintético que más se fabrica en el
mundo, y Chile no es la excepción.
El amoníaco es también utilizado como gas refrigerante, limpiadores alcalinos, para la fa-
bricación de colorantes, fibras, plásticos, explosivos, nylon y acrílicos, así como puede ser
quemado en todo tipo de motores de combustión, turbinas a gas y otros quemadores con pe-
queñas modificaciones. En Chile existe consumo de amoniaco principalmente asociado a la
industria química, donde las empresas lo producen a nivel interno en diversas plantas peque-
ñas que proveen la cantidad necesaria para los procesos, y no existe una infraestructura de
producción y distribución a gran escala [1] [2].

3H2 + N2 → 2NH3 (2.10)

• Producción de Metanol: La producción de metanol generalmente requiere tres pasos: 1. pre-

paración de gas sintético (Syngas), 2. síntesis de metanol y 3. purificación/destilación de meta-
nol. El gas sintético para la síntesis de metanol consiste principalmente en hidrógeno y monó-
xido de carbono. El metanol es un componente químico utilizado para producir formaldehído,
ácido acético y una variedad de otros productos químicos intermedios y tiene el potencial de
ser utilizado también como combustible, sustituyendo a la gasolina y el diésel [2].

37
 2H2 +CO → CH3 OH (2.11)
La Tabla 2.4 y Figura 2.38 muestra la demanda actual de hidrógeno en Chile [1].

Tabla 2.4: consumo anual actual del hidrógeno en Chile [1].

Demanda hidrógeno
Uso
[t/año]
Refinería de combustibles ENAP 46.000
Refinería del cobre 1.000
Alimentos 800
Industria del vidrio 500
Amoniaco industria química 4.000
Total 52.300

Figura 2.38: Distribución del consumo anual actual del hidrógeno en Chile [1].

2.6.2. Aplicaciones en transporte

El hidrógeno puede utilizarse en celdas de combustible para la producción de electricidad, así
como puede ser quemado para producir movimiento en motores de combustión interna.

Se contempla el uso de hidrógeno para el transporte en autos de pasajeros, militares, buses, ca-
miones, trenes y tranvías, barcos, montacargas, aviones e incluso drones, todos vehículos eléctricos
en base a celdas de combustible. Este mercado de movilidad junto a las estaciones de carga con hi-
drógeno se encuentra en un estado inicial de desarrollo, aun cuando las tecnologías están probadas
[2].
2.6.2.1. Combustión directa
Dado que el hidrógeno también se quema, puede ser utilizado en motores o turbinas para obtener
energía térmica. Si bien es posible quemarlo solo, este combustible suele mezclarse en proporcio-

38
nes pequeñas con otros, como el gas natural o diésel para disminuir las emisiones de aplicaciones
ya existentes y en algunos casos, aumentar la eficiencia de la combustión.

Por otro lado, una de las propiedades del hidrógeno es poseer una alta temperatura de llama
adiabática. Considerando que la formación de NOx se produce por la reacción entre O2 y N2 a altas
temperaturas, obteniendo NO y NO2 , al quemar hidrógeno se produce una llama adiabática de alta
temperatura del H2 (2200 o C), por lo que la emisión de NOx aumentará, como se aprecia en la
Figura 2.39 [19]. Los NOx son gases de efecto invernadero y tóxicos para la salud humana, por lo
cual la combustión del hidrógeno reduce sus beneficios ambientales respecto al uso en celdas de
combustible [2].

Figura 2.39: Impacto de emisiones de NOx en función de la concentración de H2

en la mezcla [19].

De este modo se deben considerar sistemas de abatimiento de estos gases. Dentro de los sistemas
de abatimiento de gases, la empresa General Electric cuenta con una actualización de sus equipos.
La tecnología consiste en ingresar agua desmineralizada a la cámara de combustión a través de las
boquillas del combustible para disminuir la temperatura de la llama, reduciendo así la emisión de
NOx [19].

Actualmente en Chile se usan los DLN (Dry low NOx ), los cuales modifican la zona de com-
bustión, es decir, retrasan la mezcla del combustible y el O2 , lo que permite reducir la cantidad de
O2 disponible en las zonas más críticas de formación de los NOx . También se usa el sistema SCR
(sistema desnitrificador catalítico o sistema de reducción catalítica), en el cual los gases de salida
se hacen reaccionar con amoniaco, teniendo como producto N2 y H2 O:

4NO + 4NH3 + O2 → 4N2 + 6H2 O (2.12)

2NO2 + 4NH3 + O2 → 3N2 + 6H2 O (2.13)

NO + NO2 + 2NH3 → 2N2 + 3H2 O (2.14)

39
2.6.2.2. Celdas de combustible
Las celdas o pilas de combustible son dispositivos que combinan hidrógeno y oxígeno produ-
ciendo electricidad, agua y calor, de forma inversa a un electrolizador. A diferencia de una batería,
las celdas pueden operar continuamente mientras sean provistas de un combustible. Este proceso
corresponde a una transformación de la energía química de los reactivos en energía eléctrica, sin
asociarse a procesos térmicos que poseen perdidas energéticas. Esta característica hace que esta
forma de producción de energía sea más eficiente que un proceso térmico, como la combustión
entre dos a tres veces [21].

Análogamente las celdas de combustible se componen de un cátodo, un ánodo y un electrolito,

tal como se ve en la Figura 2.40. El ánodo (electrodo de combustible) debe ser poroso proporcio-
nando una interfaz común para el combustible y el electrolito, catalizar la reacción de oxidación
del combustible y conducir electrones desde el sitio de reacción al circuito externo (o a un colector
de corriente que, a su vez, conduce los electrones al circuito externo) [21].

El cátodo (electrodo de oxígeno) debe ser poroso proporcionando una interfaz común para el
oxígeno y el electrolito, catalizar la reacción de reducción de oxígeno conduciendo los electrones
desde el circuito externo al sitio de reacción del electrodo de oxígeno [21]. Se utiliza un catalizador
para facilitar la reacción del oxígeno con el hidrógeno, este puede ser un recubrimiento de platino
o níquel.

El electrolito debe transportar las especies iónicas involucradas en las reacciones de los elec-
trodos de combustible y oxígeno mientras se evita la conducción de electrones (la conducción de
electrones en el electrolito provoca un cortocircuito). Además, en las células prácticas, el papel de
la separación de gas suele ser proporcionado por el sistema electrolítico. Esto se logra a menudo
manteniendo el electrolito en los poros de una matriz (o papel secante inerte). Las fuerzas capila-
res del electrolito dentro de los poros permiten que la matriz separe los gases, incluso bajo algún
diferencial de presión [21].

Figura 2.40: Celda de combustible PEM [2].

Existen diferentes tipos de celdas de combustible según el tipo de electrolito que usan, líquido o
sólido. El electrolito les confiere distintas características como la temperatura de operación, gases
reactantes y el área de aplicación:

40
• Alcalica: El electrolito de este tipo de celda corresponde a una solución acuosa de hidróxido
de potasio (KOH), entre un 35-50 % en peso, inserto en una matriz porosa, o una membrana
alcalina polimérica, siendo el portador de carga el OH − [2]. Los materiales de construcción
incluyen carbono, níquel y acero inoxidable [21]. El funcionamiento de la celda se ve en la
Figura 2.41.

Figura 2.41: Celda de combustible Alcalino [2].

• Membrana de intercambio protónico (PEM): El electrolito de esta celda corresponde a

un film polimérico solido, dónde el más utilizado es el Nafion, siendo el portador de carga
H + . El Nafion, el cual tiene una conductividad de 0,1 S/cm, tiene la capacidad de transferir
protones en presencia de humedad y no permite la transferencia de los reactantes a través de
su estructura. Al Nafion se le agrega una capa de Teflón para hacerlo impermeable al agua.
Esto ocurre porque en el cátodo se produce agua y parte de ésta queda dentro del electrolito.
Entonces se hace necesario soplar aire por el electrolito a una velocidad y presión específica,
que se determina en el diseño de la celda [22].
Los electrodos están hechos de platino soportado en carbono. Se utiliza un material poroso
hecho de carbono, que tiene la capacidad de soportar platino en grandes cantidades. Este
polvo poroso se deposita sobre una matriz o lámina de grafito. De este modo se obtienen
distintas capas de grafito para el soporte del platino [22]. El funcionamiento de la celda PEM
se ve en la Figura 2.42.

Figura 2.42: Celda de combustible PEM [2].

41
 • Oxido Solido (SOFC): El electrolito utilizado por esta celda corresponde a una cerámica
comúnmente fabricada a partir de un compuesto de Circona estabilizada con Itria (YSZ),
siendo el portador de carga aniones de oxígeno (O2− ).
El cátodo es fabricado de Manganato de Lantano dopado con Itria estabilizada con Circona:
LSM-YSZ, Manganato de Estroncio de Lantano o Ferrato de Cobalto de Estroncio de Lantano.
El ánodo por su parte generalmente se compone de Níquel dopado con Itria estabilizada con
Circona [22]. El funcionamiento de esta celda se ve en la Figura 2.43.

Figura 2.43: Celda de combustible SOFC [2].

2.6.3. Aplicaciones estacionarias

Las aplicaciones estacionarias consideran cualquier aplicación en la cual las celdas de combus-
tible son operadas en una locación fija para energía primaria, energía de respaldo o electricidad, así
como calor.

Los sistemas basados en celdas de combustible estacionarias tienen la ventaja de ser silenciosos
y tener muy bajas emisiones, por lo que pueden instalarse casi en cualquier lugar y ser situados en
el interior o exterior, en tejados o en garajes. Estos sistemas proveen energía directamente al clien-
te, sin pérdidas de eficiencia por transmisión en grandes redes eléctricas. Estos sistemas también
ocupan mucho menos espacio en proporción a otras tecnologías de energía limpia [2].

2.6.3.1. Grandes y pequeños consumidores

En el campo de las aplicaciones estacionarias a gran escala, estos son sistemas de provisión de
energía que entregan electricidad, energía de respaldo y calor a grandes consumidores, como pue-
den ser data centers, grandes almacenes, edificios, plantas de tratamiento de agua, aeropuertos y
hospitales. Para el caso de los hospitales dado el nivel de pureza del oxígeno obtenido por los elec-
trolizadores este insumo también puede ser suministrado.

Las aplicaciones de menor escala o que se utilizan de respaldo energético están presentes en el
campo residencial, pequeños comercios, sistemas de telecomunicaciones y sistemas de emergencia
[2].

42
2.6.3.2. Almacenamiento para la red eléctrica
Uno de los principales desafíos de los sistemas eléctricos con alta penetración de fuentes reno-
vables variables, está en mantener el balance entre la generación y el consumo eléctrico, dado el
aumento en la incertidumbre y variabilidad en la operación. Por tanto, los sistemas eléctricos están
empezando a demandar tecnologías que sean capaces de almacenar la energía durante un periodo
significativo de tiempo para que pueda ser entregada posteriormente a la red manteniéndose en
stand-by para enfrentar nuevos cambios.

Las celdas de combustible de hidrógeno habilitan aplicaciones que permiten el almacenamiento

de energía en grandes volúmenes y posteriormente estar disponible para su transformación en ener-
gía eléctrica e inyección a la red [2]. Debido a la rápida respuesta de las celdas de combustible, el
hidrógeno se perfila como un candidato económico y limpio para los servicios de control de fre-
cuencia al poder aumentar o disminuir rápidamente la generación de electricidad, del mismo modo
si el hidrógeno se produce por electrolisis puede rápidamente ajustarse el consumo para brindar
control de frecuencia en el lado de la demanda, esto es importante dado que los mecanismos de
control de carga suelen ser más lentos y en este sentido el hidrógeno ofrece estabilidad en frecuen-
cia a la red [1].

A pesar de la baja demanda de hidrógeno actual en el país existen diversas aplicaciones que
no requieren gran inversión en infraestructura y que permiten posicionar al hidrógeno verde como
vector energético conectando diversas industrias y reduciendo considerablemente las emisiones de
carbono, la Tabla 2.5 y Figura 2.44 muestra la diversificación de la demanda de hidrógeno verde en
Chile en el mediano plazo [1].

Tabla 2.5: Consumo anual proyectado del hidrógeno en Chile [1].

Demanda hidrógeno
Uso
[t/año]
Refinería de combustibles 46.000
Refinería del cobre 2.000
Inyección en camiones mineros CAEX a diésel 20 %vol 85.000
Amoniaco para fertilizantes 37.000
Amoniaco para explosivos 30.000
Amoniaco para industria química 4.000
Inyección red de gas natural RM 20 %vol 50.000
Total 254.000

43
 Figura 2.44: Distribución del consumo anual proyectado del hidrógeno en Chile
[1].

Es importante destacar que además debido al surgimiento de un mercado del hidrógeno verde
nuevas aplicaciones podrían aumentar aun más la demanda, como la electromovilidad o inclusive
el uso de hidrógeno en el sector eléctrico como almacenamiento estacional o para abastecer de
servicios complementarios al sistema [1].

2.7. Seguridad en el uso de hidrógeno

El hidrógeno es un combustible y por lo tanto es peligroso. El uso seguro de los combustible se
centra en prevenir situaciones donde existan los tres factores de la combustión: fuente de ignición
(chispa o calor), oxidante (aire) y combustible. Considerando estos factores, la industria diseña los
sistemas de combustible con controles de ingeniería apropiados y establece pautas para garantizar
el manejo y uso seguro de un combustible. En la Tabla 2.6 se describen las características inherentes
al hidrógeno, el peligro potencial y las medidas de control [2].

44
 Tabla 2.6: Características, riesgos y control relacionado al hidrógeno [2]

Característica Peligro potencial Medidas de control

Imposible de detectar por un
Incoloro, inodoro Sensores de detección.
humano.
Puede ser absorbido en materiales.
Baja viscosidad, Sistemas de detección de fugas,
Fugas, debilitamiento de ciertos
átomo muy ventilación, selección adecuada
materiales que podrían resultar en
pequeño de materiales.
fallas estructurales.
Diseño adecuado de contenedores
Baja densidad
Almacenamiento a altas presiones. de almacenamiento, dispositivos
energética
de alivio de presión.
Peligro por acumulación en espacios
No respirable Sistemas de detección de fugas,
confinados (como cualquier gas que
(sin oxígeno) ventilación.
no tiene oxígeno).
Se puede encender en un amplio
Amplio rango de
rango de concentración, por lo tanto Sistemas de detección de fugas,
inflamabilidad
las fugas de cualquier magnitud son ventilación.
(4-75 % vol)
de cuidado.
Energía mínima de Ventilación, tomas de tierra,
Una pequeña chispa lo puede
ignición muy baja sistemas de eliminación de
encender.
(0,02 mJ) posibles fuentes de ignición.
Baja temperatura
Quemaduras criogénicas y daño Sistemas de detección de fugas,
de licuefacción
pulmonar. equipos de protección personal.
(-253o C)
Rápido cambio de Dispositivos de alivio de presión,
Explosiones de presión.
liquido a gas dispositivos de detección de fugas.

2.8. Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde

La estrategia planteada por el Ministerio de Energía el año 2020, tiene como objetivos principa-
les contar con 5 GW de capacidad de electrólisis en desarrollo al 2025, producir el hidrógeno verde
más barato del planeta para 2030 y estar entre los 3 principales exportadores para 2040. Apunta a
convertir a Chile en líder mundial en la producción y exportación de hidrógeno verde. Este nuevo
polo de progreso para el país implicará, según las estimaciones, la creación de unos 100.000 em-
pleos y US$ 200 mil millones en inversión durante los próximos 20 años [23].

Se espera que la estrategia nacional de hidrógeno verde se lleve a cabo en tres etapas [23]:
• Etapa I (2020-2025): Se busca el despliegue del hidrógeno verde en 6 aplicaciones priori-
tarias en Chile para construir un mercado local. Estas son el uso en refinerías, el amoniaco
domestico, camiones mineros (CAEX), camiones pesados de ruta, buses de larga autonomía e
inyección en redes de gas (hasta un 20 %). Así, se generará conocimiento, escala, infraestruc-
tura y cadenas de suministro que permitan a Chile acceder a mercados de exportación.
• Etapa II (2025-2030): Busca el ingreso del país en los mercados internacionales. En ella se
levantará una industria de producción y exportación de amoniaco verde mediante la atracción

45
 y promoción de consorcios de escala de GW. Se espera que una producción de hidrógeno
más competitiva desplace a combustibles líquidos en el transporte terrestre en nuevas aplica-
ciones, como en la minería, y a combustibles gaseosos en redes de distribución. Además, se
establecerán acuerdos para acelerar el desarrollo de la exportación de hidrógeno a mercados
internacionales.
• Etapa III (2030-2040): Se busca posicionar a Chile como proveedor global de energéticos
limpios. Se espera que a medida que otros países refuercen sus iniciativas de descarboniza-
ción y se desarrollen nuevas tecnologías, el mercado de exportación escale y se diversifique.
Las nuevas aplicaciones incluirán el uso de amoniaco verde en el transporte marítimo y los
combustibles sintéticos en la aviación.

46
Capítulo 3

Metodología

Para lograr el objetivo general se utiliza la siguiente metodología:

1. Revisando papers, estudios y proyectos similares, determinar aplicaciones realistas así como
las oportunidades de sustitución de energéticos contaminantes por hidrógeno en el ámbito
nacional.
2. A través de estudios del uso del hidrógeno cuantificar los consumos actuales y proyectados a
nivel nacional.
3. Escoger una aplicación que sea posible de implementar en el mediano plazo para satisfacer su
demanda de energía.
4. Dada la bibliografía existente efectuar la ingeniería conceptual de la planta. Cuantificando la
demanda de la aplicación del energético, determinando el método de producción, almacena-
miento y trasporte. De este modo determinar la capacidad de producción necesaria, así como
los recursos renovables para satisfacer la energía del proceso, junto con la ubicación de la
planta.
5. En base a la literatura, softwares de dimensionamiento, piping, CAD, EES, bases de datos
del recurso, realizar la ingeniería básica de la planta. Obteniendo un dimensionamiento de la
aplicación final, el sistema de transporte, el método de producción de hidrógeno y el sistema
de almacenamiento, junto con el abastecimiento de energías renovables.
6. A través de catálogos, normativa y estudios de mercado, elegir los equipos principales, deter-
minando los costos e ingresos asociados.
7. Realizar el flujo de caja del proyecto, efectuando un análisis de sensibilidad, variando el re-
curso renovable, el precio de venta y/o la demanda.

47
Capítulo 4

Ingeniería conceptual de la planta de

hidrógeno verde

Con la ingeniería conceptual se busca identificar la viabilidad técnica y económica del proyecto
y marcar la pauta para el desarrollo de la ingeniería básica. Corresponde a un estudio de prefactibi-
lidad y definición de los requerimientos del proyecto.

De la ingeniería conceptual se espera obtener la demanda de la aplicación del energético, deter-

minar el tipo de método de producción, almacenamiento y transporte. Y con ello la capacidad de
producción necesaria, así como los recursos renovables para satisfacer la energía y la ubicación de
la planta.

4.1. Selección de la aplicación de hidrógeno verde

Los edificios son responsables del 36 % del consumo energético mundial y del 39 % de las emi-
siones de CO2 en el mundo. Las emisiones generadas y consumos de energía aumentan de un 1 a
un 2 % cada año. En Chile, las edificaciones son responsables de un consumo de 77.042 GWh, lo
que representa un 22 % del consumo de energía final en nuestro país. Emitiendo 6,5 millones de
toneladas de CO2 , lo que representa un 7 % del total de emisiones de CO2 a nivel nacional. Más del
70 % de los consumos de energía en edificios corresponde a usos térmicos (agua caliente y cocción
de alimentos) y el 30 % restante es para usos eléctricos (equipos eléctricos y climatización) [24].

Dado lo anterior la Agencia Sostenibilidad Energética (ASE) ha implementado el Programa de

Eficiencia Energética en Edificios Públicos (PEEEP), el cual busca mejorar y optimizar el uso de
la energía de los edificios públicos, a través de la utilización de tecnologías y buenas prácticas en
iluminación, calefacción y automatización, como también a través de la incorporación de herra-
mientas para el desarrollo de sistemas de gestión de la energía [25].

En la linea del PEEEP y la Etapa I (2020-2025) de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde

una aplicación que posee amplias ventajas comparativas corresponde al uso de hidrógeno para
abastecer de energía eléctrica y térmica a hospitales, dentro de las cuales destacan:
• Posibilidad de uso de energía limpia en un sector clave para la sociedad y con un alto consumo
energético, pudiendo reducir considerablemente su consumo de energía eléctrica, térmica y su
huella de carbono, e incluso pudiendo crear hospitales totalmente independientes del sistema
eléctrico. Dada la alta demanda de energía que se ha dado hoy producto de la ocupación de

48
 camas criticas en el contexto de la pandemia mundial del virus Sars Cov 2.
• En base a las proyecciones del uso de hidrógeno en redes de gas, existe una oportunidad para
la inyección en las redes de gas del recinto, con una cierta proporción en volumen. Esto debido
a que los hospitales utilizan generalmente sistemas de calderas para calefacción alimentadas
con combustibles como el gas natural, el gas licuado del petroleo (GLP) o petroleo diésel.
Esto permite elevar la cadena de valor del proyecto fomentando la venta de un insumo vital
para los procesos de climatización del recinto, y el fomento de una aplicación que se espera
su masificación en el tiempo.
• En base a las proyecciones del uso de hidrógeno en transporte y el desarrollo de proyectos en
esa área. Se tiene una oportunidad para el desarrollo de un sistema de transporte con camiones
pesados de ruta que funcionen con celdas de combustible, abasteciendo con hidrógeno a la red
hospitalaria para la generación de energía. Permitiendo tener carbono neutralidad en la red de
abastecimiento del hospital y el fomento de una aplicación que se espera su masificación en
el largo plazo.
• Existe la posibilidad de venta de oxígeno con un alto nivel de pureza para el recinto hospi-
talario, luego del proceso de electrolisis. Lo anterior contribuye a elevar la cadena de valor
del proyecto fomentando la venta de un insumo vital para el tratamiento de pacientes con
trastornos respiratorios.
• El uso de hidrógeno en hospitales promueve un desarrollo social y territorial dado que se
busca acercar el hidrógeno a las personas y la asociación con el sector de salud publica, así
como la integración de energías renovables. Fomenta el desarrollo de un mercado local para la
generación distribuida utilizando hidrógeno, así como implica la formación de capacidades e
invocación, permitiendo el desarrollo de aprendizajes y conocimientos sobre este energético.
El establecimiento de la seguridad en los usos del hidrógeno, así como corresponde a un
proyecto piloto fomentando el uso y masificación del hidrógeno en nuestro país. Todo en la
linea de la Estrategia Nacional de Hidrógeno verde.

En base a un reporte del consumo energético de diferentes recintos hospitalarios a lo largo de

Chile proporcionado por la Subsecretaria de Energía, así como auditorías energéticas proporciona-
das por la Agencia de Sostenibilidad Energética (ASE), se tiene que los principales candidatos a ser
elegidos como uso de hidrógeno verde se aprecian en la Tabla 4.1, dado que su consumo térmico
es gas natural y poseen gran consumo de energía a nivel nacional.

49
 Tabla 4.1: Hospitales potenciales a ser abastecidos con hidrógeno verde.

Consumo
Año
energía
Hospital Región Año datos auditoría Contra
[Mwh/
ASE
año]
Calera Valparaíso 2018-2020 2021 297 Bajo consumo
Dr Carlos
Valparaíso 2012-2014 2015 4.565 Bajo consumo
Van Buren
Dr Eduardo
Valparaíso 2014-2015 2015 3.040 Bajo consumo
Pereira
Llay Llay Valparaíso 2017-2020 2020 828 Bajo consumo
Mayor información
disponible. Datos
Concepción Bio Bio 2018 2015 18.295 desactualizados por
el recambio de
calderas 2017
Baja información
disponible. Datos
Los Ángeles Bio Bio 2012-2014 2015 19.947 desactualizados por
el recambio de
calderas 2017
Baja información
disponible. Mejora
Temuco Araucanía 2012-2015 2016 16.264
control de calefacción
2014
Baja información
Magallanes disponible. Datos
y la desactualizados por
Punta Arenas 2013-2021 2016 19.758
Antártica la instalación de
Chilena sistema de cogene-
ración 2017
Urgencia
Metropo-
Asistencia 2013-2015 2015 5.411 Bajo consumo
litana
publica

Dada la Tabla 4.1 se escoge el Hospital Regional de Concepción Dr Guillermo Grat Benavente.
Lo anterior pues corresponde a uno de los hospitales mas grandes de Chile, producto de la cantidad
de camas criticas, superficie construida y consumo energético. Así como por la gran cantidad de
información disponible y siguiendo la linea de la integración territorial del hidrógeno verde.

4.1.1. Hospital Regional de Concepción

El establecimiento se encuentra ubicado en el área centro urbano de la ciudad de Concepción,
en el cuadrante conformado por las calles San Martín, Janequeo, Roosvelt y Galvarino, Región del
Bio Bio. Su dirección es San Martín 1436, tal como se ve en la Figura 4.1.

50
 Figura 4.1: Vista en 3D del Hospital Regional de Concepción [26].

Fue fundado junto a la ciudad de Concepción en 1550, llamado en ese entonces Hospital San
Juan de Dios o de la misericordia. El hospital adopta el actual nombre de forma oficial en 1945
cuando la Universidad de Concepción cede dos edificios que funcionaban como facultades de Le-
yes y Educación. Luego de un brusco aumento poblacional en 1987 se construye el edificio antiguo
con 6 pisos y un zócalo, cuya superficie es de 11.000 m2 , denominado como Torre de servicios de
urgencia. En el año 2010 se inaugura el nuevo Centro de Atención Ambulatoria, edificio de 6 pisos
con 18.000 m2 construidos [27].

Los datos generales del hospital se pueden ver en la Tabla 4.2.

Tabla 4.2: Datos generales del Hospital Regional de Concepción [28].

Número de camas 897

Superficie [m2 ] 69.000
Dotación de personal 6.027

Por sus características de salud, su planta se distribuye en las siguientes construcciones, siendo
los 3 primeros edificios los mas importantes, tal como se ve en la Figura 4.2 [29]:

• Edificio Monoblock (MB).

• Edificio Centro Atención Ambulatorio (CAA).
• Edifico Torre del Paciente Critico (TPC).
• Oficina de información, reclamos y sugerencias (OIRS) y Oficina Reloj Control.
• Unidades de Finanzas y personal.
• Departamento de Desarrollo de las personas y oficinas empresas externas.
• Unidad de Comercialización y Escuela Hospitalaria.

51
 • Central Térmica.
• Inventario, Central de Compras y Capacitación.

Figura 4.2: Vista en 2D del Hospital Regional de Concepción [26] [30].

El Hospital Regional de Concepción al año 2018 ha implementado medidas para la eficiencia

energética del recinto [28], las cuales se resumen en:
• Instalación techo fotovoltaico: En el marco del programa Techos Solares Públicos, imple-
mentado por la Agencia de Sostenibilidad Energética (ASE), se realizo el año 2018 la insta-
lación de un sistema fotovoltaico de 100 kW de potencia para la generación de electricidad,
el cual está constituido por 400 paneles solares de 250 W de potencia. Teniendo una genera-
ción de 136,4 Mwh/año, esto equivale a un 6 % de la energía que requiere el recinto para su
funcionamiento.
El proyecto tuvo una inversión de 74 millones de pesos y permitirá producir ahorros por más
de 11 millones de pesos al año, permitiendo un ahorro de 47 toneladas de CO2 al año.
• Recambio de calderas: En el marco del programa de Eficiencia Energética para Edificios
Públicos, implementado por la Agencia de Sostenibilidad Energética (ASE), se realizo un
cambio de calderas de la sala térmica del hospital el año 2017.
El sistema de energía térmica antiguo constaba de una caldera que funcionaba a carbón y
otra caldera de gas natural, ambas generaban vapor el cual era utilizado para cocina, equipos
industriales y médicos, agua caliente sanitaria y agua caliente de calefacción para los edificios
Monoblock (MB) y Torre de pacientes críticos (TPC). Además se tenían 3 calderas de gas
natural las cuales proveían de agua caliente sanitaria y agua caliente de calefacción al edificio
de Centro de atención ambulatorio (CAA) [27].
El proyecto consistió en la conversión de la caldera a carbón en una caldera que funciona
con gas natural/diesel, así como la introducción de nuevos equipos térmicos. Así se suman 2

52
 calderas generadoras de vapor que funcionan a gas natural/diésel para el uso directo de vapor
(equipos industriales, médicos y cocina), agua caliente sanitaria y agua caliente de calefacción
que alimentan a los edificios Monoblock (MB) y Torre del paciente critico (TPC). También
se incluyen 3 bombas de calor aerotérmicas, que funcionan con energía eléctrica recuperando
calor del medio ambiente, para el agua caliente sanitaria que alimentan a los edificios Mo-
noblock (MB) y Centro de atención ambulatoria (CAA). Del mismo modo se instalaron 4
calderas de condensación de gas natural, las cuales proveen de agua caliente de calefacción a
los edificios Monoblock (MB) y Centro de atención ambulatoria (CAA) [27].
Por ultimo se instalo un sistema de control que se ajusta a los requerimientos del edificio,
el cual modula la operación de los equipos térmicos jerarquizando sus partidas y paradas en
función de la demanda de energía, y de la eficiencia de cada equipo [27].
Para concretar este proyecto se invirtieron cerca de 430 millones de pesos, con lo cual se re-
ducirá el consumo energético en 3.261 MWh/año, lo que equivale a un ahorro de 170 millones
de pesos al año. Dejando de emitir 2.685 toneladas anuales de CO2 .

4.1.2. Abastecimiento con hidrógeno verde Hospital Regional de Concep-

ción.
Actualmente el Hospital Regional de Concepción posee 3 consumos principales tal como se
observa en la Figura 4.3, los cuales se listan a continuación:

• Consumo de energía eléctrica: La energía eléctrica del hospital es abastecida por dos empal-
mes eléctricos, el primero de 2 MVA para el edificio Monoblock y Torre de Pacientes Críticos,
así como 1,5 MVA para el Centro de Atención Ambulatoria. Del mismo modo existe un te-
cho de energía solar instalado en el Centro de Atención Ambulatoria que produce 100 kW
inyectados al edificio Monoblock.
• Consumo de energía térmica: El hospital consume gas natural a través de un gasoducto de
la empresa Gas Sur, el cual alimenta a un sistema de calderas que proveen de agua caliente
sanitaria, agua caliente de calefacción y vapor al recinto.
• Consumo de oxígeno: Al ser un recinto de salud existe un consumo de oxígeno liquido al-
macenado en un estanque criogénico de 19.166 Nm3 el cual se provee mediante camiones de
ruta por la empresa Indura. Así también existe consumo de oxígeno en estado gaseoso a través
de cilindros comprimidos de 0,5 a 10 Nm3 , que se provee mediante camiones de ruta por la
empresa Linde Gas.

53
 Figura 4.3: Consumos principales del Hospital Regional de Concepción.

Por otro lado el hospital posee dos problemas principales, la baja disponibilidad de presupuesto
para el desarrollo de proyectos, y dada su envergadura posee poca disponibilidad de espacio para
los equipos. Es por lo anterior que se propone una planta exterior al hospital de tal forma de generar:
• Abastecimiento del 100 % de la energía eléctrica inyectada por los empalmes eléctricos hacia
los edificios Monoblock (MB), Torre de Pacientes Críticos (TPC) y Centro de Atención Am-
bulatoria (CAA), mediante el usos de celdas de combustible. Se descarta la intervención en
el techo solar dada la baja potencia de este y el carácter renovable del recurso solar. De este
modo se contribuye con un nuevo sistema de generación eléctrica renovable, disminuyendo
la demanda de energía del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) así como las inestabilidades de
frecuencia y potencia hacia el hospital, entregando mayor seguridad energética.
• Inyección de un cierto %vol de hidrógeno verde a la red de gas natural del hospital para el
abastecimiento parcial de energía térmica, el cual dependerá del volumen inyectado. De tal
manera de disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero.
• Abastecimiento parcial o total del oxígeno criogénico y gaseoso al hospital, cuyo porcen-
taje dependerá del volumen de producción de hidrógeno verde para la generación eléctrica
y térmica. Entregando oxígeno producido con fuentes de energía renovables y con carbono
neutralidad.

4.1.3. Consumo energético Hospital Regional de Concepción

Para lograr el abastecimiento de energía se debe cuantificar la demanda de energía eléctrica, de
gas natural así como el consumo de oxígeno criogénico y gaseoso.

La información de consumo así como los equipos presentes fue proporcionada por la Central de
Responsabilidad de Operaciones del Hospital Regional de Concepción durante una visita a terreno
al recinto, así como información complementaria proporcionada por la Subsecretaria de Energía y
la Agencia de Sostenibilidad Energética (ASE).

54
4.1.3.1. Consumo eléctrico
La energía eléctrica en el recinto es suministrada a través de 2 empalmes eléctricos públicos
distribuidos en los alrededores del edificio hospitalario, administrados por la empresa CGE Distri-
bución, los cuales se ven en la Tabla 4.3. Estos alimentan al edificio Monoblock, Centro de atención
ambulatoria (CAA) y Torre del paciente critico (TPC) [29], teniendo un factor de potencia entre
0,96 a 0,98 cumpliendo con la normativa [30].

Tabla 4.3: Empalmes eléctricos que abastecen de energía al Hospital Regional de

Concepción [29].

No de Potencia Potencia
Características
Tipo empalme Alimentación empalme transfor- empalme respaldo
transformadores
madores [kVA] [kVA]
Media tensión Monoblock (MB)
1000 kVA
linea de 15kV, y Torre de pacientes 2 2.000 2.000
13.800/400 V
TAP 13800V críticos (TPC)
Media tensión Centro atención
700 kVA
linea de 15kV, ambulatoria (CAA), 2 1.500 1.350
13.200/380 V
TAP 13200V caldera y planta de agua

Los usos de la energía eléctrica de los edificios se listan a continuación [30]:

• Equipos médicos: equipos de uso directo o indirecto para las labores médicas, tales como au-
toclaves, scanner, mamógrafos, lavachatas, analizadores de laboratorio, electrobisturí, monitor
cardiaco, etc.
• Iluminación: equipos que entregan luz artificial al hospital, tales como incandescente, tubos
fluorescentes, LED, etc.
• Climatización: equipos utilizados para calefaccionar, enfriar y/o manejar la calidad del aire
dentro del hospital, tales como estufas eléctricas, aire acondicionado split, equipos ventana,
radiadores eléctricos, etc.
• Equipos industriales: equipos que apoyan la operación general del hospital, tales como bom-
bas de agua, cámaras de frió, ascensores, selladoras, etc.
• Electrodomésticos: equipos cotidianos que pueden encontrar en el hospital, tales como her-
vidores, televisores, horno eléctrico, lavavajilla, refrigerador, visicooler, etc.
• Equipos de oficina: equipos asociados a las actividades administrativas del hospital, tales
como computadores, monitores, fotocopiadoras, rack, router, etc.

Para el abastecimiento de energía eléctrica se considera el consumo máximo histórico del recinto,
de tal manera de considerar una condición critica del sistema y lograr cubrir en todo momento la
demanda de energía. Las Tablas 4.4 y 4.5, asi como las las Figuras 4.4, 4.5 y 4.6 muestran el
consumo eléctrico mensual máximo del Hospital Regional de Concepción entre los años 2018-
2021 para los diferentes edificios que lo conforman. Mas detalles en Anexo A.1.

55
 Tabla 4.4: Consumo eléctrico mensual máximo por edificios del Hospital Regional
de Concepción 2018-2021.

Consumo máximo Consumo máximo Consumo máximo

Mes
MB-TPC [Mwh/mes] CAA [Mwh/mes] total [Mwh/mes]
Enero 436 272 708
Febrero 390 240 630
Marzo 439 279 718
Abril 423 282 705
Mayo 428 290 718
Junio 420 282 701
Julio 419 293 712
Agosto 421 289 709
Septiembre 397 265 662
Octubre 408 273 680
Noviembre 400 255 655
Diciembre 425 268 693
Total [Mwh/año] 5.005 3.286 8.292

Figura 4.4: Consumo eléctrico máximo mensual edificio Monoblock (MB) y Torre
de Pacientes Críticos (TPC) 2018-2021.

56
 Figura 4.5: Consumo eléctrico máximo mensual Centro de Atención Ambulatoria
(CAA) 2018-2021.

Figura 4.6: Consumo eléctrico máximo mensual Hospital Regional de Concepción

2018-2021.

Tabla 4.5: Datos generales del consumo eléctrico máximo por edificios del Hospi-
tal Regional de Concepción 2018-2021.

Consumo Máximo [Mwh/mes] Promedio [Mwh/mes] Mínimo [Mwh/mes]

Edificio MB-TPC 439 417 390
Edificio CAA 293 274 240
Total 718 691 630

4.1.3.2. Consumo térmico

La energía térmica del hospital se puede separar en sistemas de generación y de transmisión
energética, los que proveen de agua caliente sanitaria, agua caliente para calefacción de ambientes,
y vapor a los edificios Monoblock (MB), el Centro de atención ambulatoria (CAA) y Torre de pa-
cientes críticos (TPC) [28].

57
 La generación se encuentra en la Central Térmica del hospital, que cuenta con una Sala térmica y
dos sub-estaciones. La Sala térmica se encuentra en el edificio Monoblock (MB) donde hay 3 bom-
bas de calor aerotérmicas alimentadas por electricidad, 4 calderas de condensación alimentadas por
gas natural, 3 calderas calentadoras de agua alimentadas por gas natural, 4 calderas generadoras de
vapor con un quemador de gas natural, y 10 chillers para el enfriamiento alimentados por electrici-
dad. Mientras que en las sub estaciones se encuentran intercambiadores de calor de placas, boilers
que calientan el agua para usos domésticos, estanques de inercia y bombas impulsoras [27].

La transmisión es a través de un sistema aire-agua que utiliza radiadores para la calefacción y

fan-coil para el enfriamiento, los que van conectados a una unidad de tratamiento de aire (UMAs)
la cual controla la distribución de calor o frió según las condiciones ambientales.

Las Tablas 4.6 a 4.17 resumen las principales especificaciones técnicas de los equipos para la ge-
neración térmica de calefacción en el Hospital Regional de Concepción [27]. Así como las Figuras
4.7 a 4.12 muestran los equipos en la Central Térmica del Hospital Regional de Concepción.

Tabla 4.6: Especificaciones técnicas bombas de calor aerotérmicas fabricante Mi-

dea modelo RSJ-800/SZN1-H [27].

Fabricante Midea
Modelo RSJ-800/SZN1-H
Potencia calentamiento agua [kw] 80
Potencia eléctrica entrada [kw] 20
Fuente de alimentación 380-415V/2,24kW/50Hz
Refrigerante R410A/2x4,4 kg
Flujo agua caliente [m3 /h] 1,72
Presión alta [bar] 44
Presión baja [bar] 27
Temperatura agua entrada [o C] 15
Temperatura agua de salida [o C] 55
Rendimiento COP 4

58
 Figura 4.7: Vista frontal de la Bomba de calor aerotérmica fabricante Midea mo-
delo RSJ-800/SZN1-H.

Tabla 4.7: Especificaciones técnicas de las calderas de condensación a gas natural

fabricante Baxi SPA modelo Power HT 1.320 [27].

Tipo Calentadora de agua caldera de condensación

Fabricante Baxi SPA
Modelo Power HT 1.320
No serie 16081154/16081153/16070834/16081152
Año 2016
Material de fabricación Acero inoxidable
Consumo gas natural [m3 /h] 104,4-648
Potencia térmica generada [kw] 300
Presión de operación [bar] 4
Temperatura [o C] 50/30
Rendimiento [ %] 109,8
Volumen de agua equipo [l] 53

Tabla 4.8: Especificaciones técnicas del quemador caldera de condensación a gas

natural fabricante Baxi SPA modelo Power HT 1.320 [27].

Marca Baxi premezcla

Modelo G1G170-AB31-47
Voltaje nominal [V] 230
Potencia eléctrica [kw] 0,41
Presión operación [mbar] 50
Consumo calorífico [kw] 321

59
Figura 4.8: Vista frontal de las calderas de condensación a gas natural fabricante
Baxi SPA modelo Power HT 1.320.

Tabla 4.9: Caldera calentadora de agua a gas natural fabricante IVAR.

Tipo Caldera calentadora de agua

Fabricante IVAR
No series 080296/080230/080297
Año 2008
Material fabricación -
Consumo de gas natural [m3 /h] 0,0034
Presión máxima de operación [bar] 6
Potencia térmica [kw] 700
Eficiencia estándar [ %] 79,2

Tabla 4.10: Especificaciones técnicas del quemador calderas calentadora de agua

a gas natural fabricante IVAR.

Quemador Anwo
Potencia eléctrica quemador [kw] 2
Voltaje [V] 230/400
Presión nominal [mbar] 50
Consumo calorífico [kW] -

60
 Figura 4.9: Vista frontal de las calderas calentadores de agua a gas natural fabri-
cante IVAR.

Tabla 4.11: Especificaciones técnicas caldera generadora de vapor a gas natural

fabricante Dueik modelo DSS-175-100-GOH [27].

Tipo Generadora de vapor pirotubular 3 pasos

Fabricante Dueik Equipos Térmicos
Modelo DSS-175-100-GOH
No serie 5138-01-1454
Año 2016
Superficie de calefacción [m2 ] 57
Material fabricación ASTM A515 G70
Combustible utilizado Gas natural/diésel
Consumo gas natural estimado [m3 /h] 197,11
Generación de vapor [kgv/h] 2.300
Potencia térmica generada [kw] 128,71
Presión de operación [bar] 7
Temperatura agua de alimentación [o C] 15
Rendimiento gas natural/diésel [ %] 90

61
 Figura 4.10: Vista frontal de la caldera de generación de vapor a gas natural fabri-
cante Dueik modelo DSS-175-100-GOH.

Tabla 4.12: Especificaciones técnicas caldera generadora de vapor a gas natural

fabricante Dueik modelo DSS-150-100-GOH [27].

Tipo Generadora de vapor pirotubular 3 paso

Fabricante Dueik Equipos Térmicos
Modelo DSS-150-100-GOH
No serie 5138-04-1495
Año 2019
Superficie de calefacción [m2 ] 49,7
Número de tubos 96
Material fabricación ASTM A515 G70
Consumo gas natural [m3 /h] 171,4
Generación de vapor [kgv/h] 2.000
Potencia térmica generada [kw] 110,32
Presión de operación [bar] 7
Temperatura agua de alimentación [o C] 15
Rendimiento gas natural [ %] 90

62
Figura 4.11: Vista frontal de la caldera de generación de vapor a gas natural fabri-
cante Dueik modelo DSS-150-100-GOH.

Tabla 4.13: Especificaciones técnicas de los quemadores de las calderas genera-

doras de vapor a gas natural Dueik modelo DSS-175-100-GOH y DSS-150-100-
GOH.

Fabricante Oilon
Modelo GKP-140H
No serie 11101475/11136411
Potencia eléctrica [kW] 1,38
Voltaje nominal [V] 230
Presión de operación [mbar] 20-360
Consumo calorífico [kW] 550-2350

63
 Tabla 4.14: Caldera igneotubular generadora de vapor a gas natural fabricante Va-
por Industrial No serie 95033 [27].

Generadora de vapor igneotubular.

Tipo
Escocesa fondo húmedo 3 pasos
Fabricante Vapor industrial S.A
No serie 95033
Año 1995
Superficie de calefacción [m2 ] 195
Número e tubos 160
Tipo tubo 2do paso Manesmann diámetro 3”, largo 4600 mm
Tipo tubo 3er paso Manesmann diámetro 3”, largo 5398 mm
Material Manto A515 G70
Material placas tubulares A515 G70
Material cámara húmeda A515 G70
Material fogón A515 G70
Material caja de humo A37-24ES
Material estayes SAE 1020
Consumo combustible [m3 /h] 260
Generación de vapor [kgv/h] (100 o C) 5432
Presión máxima de operación [bar] 7
Eficiencia estándar [ %] 91

Tabla 4.15: Especificaciones técnicas quemador caldera igneotubular generadora

de vapor convertida a gas natural fabricante Vapor Industrial No serie 95033 [27]

Fabricante Ecoflam
Modelo Blu 4000.1 PR
Potencia eléctrica quemador [kw] 7,5
Voltaje [V] 230/400
Presión nominal [mbar] 50
Consumo calorífico [kW] 4000

64
 Tabla 4.16: Caldera igneotubular generadora de vapor convertida a gas natural
fabricante Vapor Industrial No serie 86021 [27].

Generadora de vapor ignotubular.

Tipo
Escocesa fondo húmedo 3 pasos
Fabricante Vapor industrial S.A
No serie 86021
Año 1986
Superficie de calefacción [m2 ] 195
Número de tubos 160
Tipo tubo 2do paso Manesmann diámetro 3”, largo 4600 mm
Tipo tubo 3er paso Manesmann diámetro 3”, largo 5398 mm
Material de fabricación A516 G70
Consumo combustible [m3 /h] 72,6-470
Generación de vapor [kgv/h] (100 o C) 5640
Presión máxima de operación [bar] 7
Eficiencia estándar [ %] 91

Tabla 4.17: Especificaciones técnicas quemador caldera igneotubular generadora

de vapor a gas natural fabricante Vapor Industrial No serie 86021.

Fabricante Oilon
Modelo quemador GKP 450M WD3x
Potencia eléctrica quemador [kW] 12,5
Voltaje nominal [V] 230-380
Presión de operación [mbar] 20-50
Consumo calorífico [kW] 4789

Figura 4.12: Vista frontal calderas a gas natural fabricante Vapor Industrial No
serie 95033 (izquierda) y No serie 86021 (derecha).

65
 La Tabla 4.18 muestran el poder calorífico inferior (PCI) del gas natural de referencia para las
calderas [31].

Tabla 4.18: Poder Calorífico Inferior para el gas natural a 25o C.

Combustible PCI [kcal/Nm3 ] PCI [kwh/Nm3 ]

Gas natural 8.370 9,73

Del mismo modo las calderas generadoras de vapor marca Vapor Industrial funcionan como
complemento a la generación en el periodo de marzo a octubre.

El gas natural se provee a través de un gasoducto por la empresa de distribución GasSur S.A, que
distribuye gas natural a las comunas de Concepción y Los Ángeles [30]. La presión de operación
al interior del hospital según el DS.48 es entre 40-50 mbar (4-5 kPa), inyectándose el gas a tempe-
ratura ambiente de 25o C, y con una temperatura de la red subterranea entre 10-15o C.

La red de gas natural comienza en el punto de inyección donde se encuentra un regulador de

presión que reduce la presión de 20 bar a 50 mbar, el medidor de flujo con un flujo máximo de 400
m3 /h, nominal de 20 m3 /h, y minimo de 2,5 m3 /h, así como válvulas de corte, tal como se en la
Figura 4.13. La tubería de distribución de gas desde el punto de inyección es de polipropileno (PPL)
con un diámetro de 304,8 mm (12 pulg), llegando a un manifold de hierro fundido con válvulas de
corte. El flujo se distribuye en dirección a las calderas por 6 tuberías de cobre de 76,2 mm (3 pulg),
Figura 4.14. Al llegar al quemador se poseen tuberías de cobre entre 40 a 76,2 mm (1 21 a 3 pulg)
de diámetro, así como manómetros, válvulas de corte y rampas de gas, las que permiten aportar el
caudal y presión de gas necesario para que el quemador desarrolle la potencia calorífica deseada.

(a) Punto de inyección del gas natural con regulador (b) Manifold de distribución de las tuberías de gas na-
de flujo, medidor de gas y válvulas de corte. tural hacia las calderas con válvulas de corte.

Figura 4.13: Inyección del gas natural hacia la Central Térmica del Hospital Re-
gional de Concepción.

66
(a) Seis tuberías de distribución del gas natural a las cal- (b) Inyección del gas natural al quemador con válvula de
deras. corte, manómetro y rampa de gas.

Figura 4.14: Distribución del gas natural a las calderas de la Central Térmica del
Hospital Regional de Concepción.

Para el consumo de gas natural se considera el consumo máximo histórico del recinto, de tal ma-
nera de considerar una condición critica del sistema y lograr cubrir en todo momento la demanda
de energía. Lo anterior se puede apreciar en las Tablas 4.19 y 4.20, así como la Figura 4.15. Mas
detalles en Anexo A.2.

Tabla 4.19: Consumo mensual de gas natural Hospital Regional de Concepción.

Mes Consumo gas [Nm3 /mes]

Enero 76.346
Febrero 65.857
Marzo 64.597
Abril 107.093
Mayo 103.732
Junio 124.390
Julio 160.162
Agosto 144.050
Septiembre 147.003
Octubre 115.316
Noviembre 103.487
Diciembre 75.882
Total [Nm3 /año] 1.287.918

67
 Figura 4.15: Consumo mensual de gas natural Hospital Regional de Concepción.

Tabla 4.20: Datos generales del consumo de gas natural Hospital Regional de Con-
cepción.

Máximo [Nm3 /mes] 160.162

Promedio [Nm3 /mes] 107.326
Mínimo [Nm3 /mes] 64.597

El consumo de energía térmica se obtiene mediante la Ecuación 4.1, donde el consumo de gas
natural se encuentra en la Tabla 4.19, y el Poder calorífico inferior del gas natural de la Tabla 4.18

Ct = Cgas · PCIgas (4.1)

• Ct [Mwh/mes]: Consumo térmico hospital Regional de Concepción.

• Cgas [Nm3 ]: Consumo de gas natural del Hospital Regional de Concepción.
• PCIgas [Mwh/Nm3 ]: Poder calorífico inferior del gas natural en condiciones estándar.

Lo anterior se puede apreciar en las Tablas 4.21 y 4.22, así como la Figura 4.16.

68
 Tabla 4.21: Consumo mensual térmico Hospital Regional de Concepción.

Mes Consumo térmico [Mwh/mes]

Enero 743
Febrero 641
Marzo 628
Abril 1.042
Mayo 1.009
Junio 1.210
Julio 1.558
Agosto 1.401
Septiembre 1.430
Octubre 1.122
Noviembre 1.007
Diciembre 738
Total [Mwh/año] 12.529

Figura 4.16: Consumo mensual térmico Hospital Regional de Concepción.

Tabla 4.22: Datos generales del consumo térmico Hospital Regional de Concep-
ción.

Máximo [Mwh/mes] 1.558

Promedio [Mwh/mes] 1.044
Mínimo [Mwh/mes] 628

Las Tablas 4.23 y 4.24, así como las Figuras 4.17 y 4.18 muestran el consumo energético total.

69
Tabla 4.23: Consumo energético total mensual Hospital Regional de Concepción.

Consumo Consumo Consumo

Mes eléctrico térmico total
[Mwh/mes] [Mwh/mes] [Mwh/mes]
Enero 708 743 1.451
Febrero 630 641 1.270
Marzo 718 628 1.346
Abril 705 1.042 1.747
Mayo 718 1.009 1.727
Junio 701 1.210 1.911
Julio 712 1.558 2.270
Agosto 709 1.401 2.111
Septiembre 662 1.430 2.092
Octubre 680 1.122 1.802
Noviembre 655 1.007 1.662
Diciembre 693 738 1.431
Total [Mwh/año] 8.292 12.529 20.820

Figura 4.17: Consumo total mensual Hospital Regional de Concepción.

Tabla 4.24: Datos generales consumo total anual de energía Hospital Regional de
Concepción.

Máximo [Mwh/mes] 2.270

Promedio [Mwh/mes] 1.735
Mínimo [Mwh/mes] 1.270

70
 Figura 4.18: Consumo total anual Hospital Regional de Concepción.

De la Figura 4.17 se observa que el consumo eléctrico no posee una variación significativa en
comparación al térmico a lo largo del año, si no que mas bien un consumo relativamente constante.
Dado que la energía solar y eólica poseen variabilidad durante el año se debe utilizar un sistema
que logre mantener la producción de hidrógeno relativamente constante a lo largo del año de tal
manera de lograr la estabilidad del suministro de energía eléctrica.

Del mismo modo se observa de la Figura 4.17 que el consumo de gas natural es variable a lo
largo del año, teniendo que en los meses de invierno el consumo de gas aumenta, esto debido a
las bajas temperaturas que generan un aumento en la demanda de los servicios de calefacción, lo
que se condice con el refuerzo de las calderas generadores de vapor marca Vapor Industrial. Así
también el consumo de gas natural es menor en los meses de verano, lo anterior dadas las altas
temperaturas, por lo que se demanda mayor cantidad de refrigeración que de calefacción, por lo
que el consumo disminuye.

Lo anterior genera una problemática dada la variabilidad del recurso renovable, sobre todo si
se piensa en un abastecimiento con energía solar, esto dado que la radiación solar en invierno
disminuye por la alta nubosidad, por lo que la generación en invierno es la menor de todas. De este
modo surge la necesidad de contar con sistemas de almacenamiento de hidrógeno de tal manera de
tener una sobreproducción para lograr satisfacer la demanda de energía de los meses cálidos.

4.1.4. Consumo de oxígeno

Del mismo modo el Hospital Regional de Concepción consume una serie de gases medicinales
empleados en diferentes tratamientos clínicos, siendo uno de los mas importantes el oxígeno gaseo-
so. El oxígeno en medicina es utilizado en diversos casos de deficiencia respiratoria, resucitación,
en anestesia, en creación de atmósferas artificiales, terapia hiperbárica, tratamiento de quemaduras
respiratorias, etc [32].
4.1.4.1. Consumo de oxígeno criogénico
En base a información proporcional por el Centro de responsabilidad de Operaciones del Hospi-
tal Regional de Concepción, se tiene que el hospital posee un estanque de oxígeno liquido en forma
criogénica, abastecido por la empresa Indura S.A a través de una flota de camiones equipados con
estanques criogénicos. El oxígeno se encuentra a -183o C y una presión de 12 bar (173 Psi), pasando
por vaporizadores los cuales lo transforman en oxígeno gaseoso a temperatura ambiente y 3,8 bar

71
(55 Psi) de presión, para su distribución por tuberías en base a la demanda que se posea, tal como
se ve en la Figura 4.19.

(a) Estanque de oxígeno criogénico. (b) Vaporizadores para la conversión de oxígeno liquido en gaseoso.

Figura 4.19: Vista general del sistema de oxígeno criogénico del Hospital Regional
de Concepción.

La Tabla 4.25 muestra las especificaciones técnicas del estanque criogénico del Hospital Regio-
nal de Concepción.

Tabla 4.25: Especificaciones técnicas del estanque de oxígeno criogénico.

Marca White Martins

Modelo TM-6000
Serie 234
Año fabricación 2005
Capacidad (1 bar y 21 o C) [Nm3 ] 19.166
Temperatura [o C] -183
Presión [bar] 12

Del mismo modo el hospital posee 72 cilindros de oxígeno gaseoso de respaldo de 10 Nm3 a
una presión de 180 bar (2600 Psi) y temperatura ambiente, totalizando 720 Nm3 . El oxígeno es
inyectado por diferencia de presión en la red de oxígeno gaseoso, tal como se ve en la Figura 4.20.

72
 Figura 4.20: Cilindros de oxígeno comprimido de respaldo.

Las propiedades del oxígeno gaseoso distribuido por Indura se muestran en la Tabla 4.26 [32].

Tabla 4.26: Propiedades del oxígeno Grado 2 Medicinal [32].

Punto de ebullición [o C] (1 atm) -182,97

Densidad del liquido (1 atm) [kg/m3 ] 1.141
Densidad del gas (15o C, 1 atm) [kg/m3 ] 1,354
Pureza mínima [ %] 99
Impureza H2 O[ppm] <5
Impureza CO2 [ppm] <300
Impureza THC [ppm] <5

Para el abastecimiento de oxígeno criogénico se considera el consumo máximo histórico del

recinto, de tal manera de considerar una condición critica del sistema y lograr cubrir en todo mo-
mento la demanda de oxígeno liquido. Las Tablas 4.27 y 4.28, así como la Figura 4.21 muestran
el consumo mensual máximo del Hospital Regional de Concepción entre los años 2018-2020. Mas
detalles en Anexo A.3.

De las Tablas 4.27 y 4.28, así como la Figura 4.21 se puede ver un aumento sostenido del oxí-
geno a lo largo del año, lo anterior se debe al peak de consumo en la pandemia del virus Sars Cov
2 que atravesó el país en el año 2020. Sin embargo, se toman los datos como referencia para una
comparación de la generación de oxígeno de la planta de producción.

73
Tabla 4.27: Consumo de oxígeno criogénico máximo mensual Hospital Regional
de Concepción 2018-2020

Consumo oxígeno
Mes/Año criogénico máximo
[Nm3 /mes]
Enero 22.640
Febrero 22.723
Marzo 22.600
Abril 23.666
Mayo 21.950
Junio 32.620
Julio 29.492
Agosto 26.681
Septiembre 20.450
Octubre 41.961
Noviembre 30.479
Diciembre 51.597
Total [Nm3 /año] 346.859

Figura 4.21: Consumo oxígeno criogénico mensual máximo 2018-2020 Hospital

Regional de Concepción.

Tabla 4.28: Datos generales del consumo de oxígeno criogénico máximo mensual
Hospital Regional de Concepción 2020-2021.

Máximo [Nm3 /mes] 51.597

Promedio [Nm3 /mes] 28.905
Mínimo [Nm3 /mes] 20.450

74
4.1.4.2. Consumo de oxígeno comprimido
En base a información proporciona por el Centro de Responsabilidad de operaciones del Hospital
Regional de Concepción, se tiene que el hospital consume cilindros de gases medicinales compri-
midos de aluminio, abastecidos por la empresa Linde Gas Chile S.A por camiones de ruta, siendo
su uso en base a la demanda que se posea. Los cilindros van desde los 0,5 a 10 Nm3 con purezas de
oxígeno del 99,5 %, tal como se ve en la Tabla 4.29, así como las Figuras 4.22 y 4.23.

Tabla 4.29: Especificaciones técnicas cilindros de oxígeno gaseoso medicinal con

99,5 % de pureza Hospital Regional de Concepción. *Presiones referenciales en
base a catalogo de Lindes Gas.

Capacidad
Tipo de Presión máxima Cantidad mínima
oxígeno Válvula
cilindro llenado [bar] cilindros
[Nm3 ]
D 0,5 Pin-Index 200* 15
E 0,7 a 1 Estándar 200 30
E 0,7 a 1 Pin-Index 200 30
Regulador integrado y
E 0,7 a 1 flujómetro. Manómetro y 200 552
nivel
M 3 Estándar 150* 5
Ambulancias 6 Estándar 150* 25
Grande 10 Estándar 150* 100

(a) Cilindro de 0,5 (b) Cilindro de 1 (c) Cilindro de 1 (d) Cilindro de 1 Nm3 unidad mediliv,
Nm3 con válvula Pin- Nm3 con válvula Es- Nm3 con válvula con regulador integrado y flujómetro.
Index tándar. Pin-Intex. Manómetro y nivel.

Figura 4.22: Vista general de cilindros pequeños de oxígeno gaseoso medicinal del
Hospital Regional de Concepción.

75
 (a) Cilindro de 3 (b) Cilindro de 6 (c) Cilindro
Nm3 con válvula Nm3 con válvula de 10 Nm3
Estándar. Estándar. con válvula
Estándar.

Figura 4.23: Vista general de cilindros grandes de oxígeno gaseoso medicinal del
Hospital Regional de Concepción.

Para el abastecimiento de oxígeno gaseoso medicinal se considera el consumo máximo histórico

del recinto, de tal manera de considerar una condición critica del sistema y lograr cubrir en todo
momento la demanda de oxígeno gaseoso. Las Tablas 4.30 y 4.31, así como la Figura 4.24 muestran
el consumo mensual máximo del Hospital Regional de Concepción entre los años 2018-2020. Mas
detalles en Anexo A.4. Así también la Tabla 4.32 y la Figura 4.25 muestra la cantidad de cilindros
de oxígeno gaseoso medicinal consumidos anualmente.

De las Tablas 4.30, 4.31, 4.25 así como las Figuras 4.24 y 4.25 se puede ver que el consumo
de oxígeno es mayor en los meses de invierno producto del aumento de las enfermedades respi-
ratorias, del mismo modo el tipo de cilindro de mayor consumo es el de 1 Nm3 oxígeno mediliev
representando el 90 % del consumo.

76
Tabla 4.30: Consumo de oxígeno gaseoso medicinal máximo Hospital Regional de
Concepción 2018-2020

Consumo oxígeno
Mes/Año gaseoso máximo
[Nm3 /mes]
Enero 1.494
Febrero 1.142
Marzo 1.931
Abril 1.570
Mayo 1.507
Junio 1.918
Julio 1.737
Agosto 1.253
Septiembre 1.075
Octubre 1.244
Noviembre 876
Diciembre 1.036
Total [Nm3 /año] 16.782

Figura 4.24: Consumo oxígeno gaseoso medicinal mensual máximo 2018-2020

Hospital Regional de Concepción.

Tabla 4.31: Datos generales del consumo de oxígeno gaseoso medicinal Hospital
Regional de Concepción 2018.

Máximo [Nm3 /mes] 1.931

Promedio [Nm3 /mes] 1.398
Mínimo [Nm3 /mes] 876

77
 Tabla 4.32: Datos generales de la cantidad de cilindros de oxígeno gaseoso medi-
cinal consumido por el Hospital Regional de Concepción 2018-2020.

Tipo Cilindro/Año 2018 2019 2020

0,5 Nm3 55 89 0
1 Nm3 oxígeno gaseoso medicinal 269 277 424
1 Nm3 oxígeno mediliev 10.756 8.041 4.326
3 Nm3 124 93 92
6 Nm3 32 36 44
10 Nm3 424 246 281

Figura 4.25: Distribución de la cantidad de cilindros de oxígeno gaseoso medicinal

2018-2020.

Al comparar el consumo de oxígeno criogénico con el de oxígeno gaseoso medicinal, se puede

ver que el volumen de consumo de oxígeno criogénico es mayor, con un máximo de 51.997 Nm3 ,
en comparación al oxígeno gaseoso medicinal, con un máximo de 1.931 Nm3 , lo anterior se aprecia
en la Figura 4.26.

Figura 4.26: Consumo oxígeno total anual Hospital Regional de Concepción.

78
4.2. Selección de la tecnología de celda de combustible a utili-
zar
A nivel mundial más de 60.000 celdas de combustible fueron despachadas en el 2015, totalizando
300 MW, mientras que solo el 2016 se han enviado más de 600 MW y se espera que crezca durante
los próximos años [2]. Existen diversos recintos hospitalarios que utilizan celdas de combustible
como fuente de respaldo entre los que se encuentran [21]:

• Hospital Santa Helena: Ubicado en Napa Valley (California) especializado en el tratamiento

de cáncer, dispone de un sistema de respaldo energético basado en cogeneración con celdas
de combustible de 400 kW y accionadas con gas natural. La operación de esta instalación
energética aportó beneficios medioambientales como reducción de emisiones de CO2 y otros
gases contaminantes, así como el ahorro de agua.
• Hospital St. Francis: Este hospital dispone de un sistema de celdas de combustible de 400
kW, operando desde el 2012.
• Hospital Hartford: Este establecimiento tiene 1,4 MW de potencia instalada, atiende al 60 %
de la demanda del hospital.
• Hospital Sutter Santa Rosa: Ubicado en California, este recinto opera con un sistema de
celdas de combustible de 375 kW de potencia instalada, el cual cubre el 70 % de la demanda
anual del hospital. La planta permite evitar 758 t/año de CO2 .

La generación de energía de este proceso depende de la temperatura y presión; la energía eléc-

trica suministrada aumenta considerablemente a medida que aumenta la temperatura, a la vez que
aumenta la demanda térmica del proceso. Los reactivos utilizados por la celda deben ser tratados
antes de ser ingresados en el sistema, puesto que la celda es sensible a impurezas. Si las hay, se
podrían generar reacciones indeseadas con algún componente de ella y depositar compuestos que
afecten el rendimiento [22].

Gran cantidad de celdas de combustible funcionan, además de hidrógeno, con otros combustibles
tradicionales que tienen un alto contenido en hidrógeno, como el gas natural, alcoholes o gasolina.
En este último caso, estos combustibles se utilizan en demanda, es decir pasan por un proceso de
reformado, para la obtención del hidrógeno y posteriormente por la celda de combustible para pro-
ducir electricidad. Además, cuando es utilizada de esta forma, los gases de la reacción pueden ser
utilizados para producir agua caliente o incluso frío con una máquina de absorción [2].

Una planta de energía de celda de combustible consta de los siguientes sistemas [21]:

• Suministro de combustible: Procesa el combustible a la calidad (composición, temperatura,

presión) requerida para la sección de potencia. Puede ir desde simples controles de flujo hasta
una compleja instalación de procesamiento de combustible que convierte los hidrocarburos en
hidrógeno purificado.
• Sección de potencia: Consiste en un conjunto de celdas de combustible, generalmente co-
nectadas en serie. Esta sección convierte el combustible procesado y el oxidante en corriente
continua (CC).

79
 • Acondicionador de potencia: Convierte la salida de la sección de potencia al tipo de poten-
cia y calidad requerida por la aplicación. Puede ir desde un simple control de voltaje de un
transformador hasta un sofisticado dispositivo que incluiría un inversor de corriente continua
(CC) a corriente alterna (CA) de la red .

El objetivo de esta sección corresponde a decidir cual de las tres celdas de combustible corres-
ponde a la mejor alternativa para lograr abastecer la demanda energética de electricidad del Hospital
Regional de Concepción.

4.2.1. Comparación de celdas de combustible

La Tabla 4.33 compara las diferentes tecnologías de celdas de combustible, así también las Tablas
4.34, 4.35 y 4.36 señalan las ventajas y desventajas de cada tecnología [2] [21].

Tabla 4.33: Características de las celdas de combustible [2].

Celda Alcalina PEM SOFC

Temperatura
60-200 80-120 500-1.000
de operación [o C]
Presión de
<30 <30 -
operación [bar]
Potencia 1-100 kW <1-100 kW 1 k w-2 MW
Eficiencia típica
60 60 60
(LHV) [ %]
Catalizador Pt Pt, Ni/NiOx Ni
Combustible H2 H2 /CH3 OH H2 /CO/CH4

Tabla 4.34: Ventajas y desventajas de las celdas de combustible Alcalina [2] [21].

Ventaja Desventaja
*El electrolito de hidróxido reacciona con
CO2 , en el aire o combustible, para formar
*Amplia gama de materiales estables lo
carbonato de potasio. Limita el rendimiento
que disminuye el costo de los componentes.
y la estabilidad.
*Rápidos tiempo de partida.
*Dificultad para el manejo del electrolito,
*Baja temperatura de operación.
además de corrosivo.
*Baja conductividad eléctrica del electrolito.

80
 Tabla 4.35: Ventajas y desventajas de las celdas de combustible PEM [2] [21].

Ventaja Desventaja
*Electrolito sólido reduce la corrosión
y facilita su manejo.
*Rápidos tiempo de partida y seguimiento
en la carga. Ideal para su uso en transporte.
*Baja temperatura de operación.
*Celdas de baja temperatura producen
*Utiliza catalizadores de alto costo
calor de baja calidad que se recupera
como el platino.
mediante vapor, utilizado para calentar
*Sensible a impurezas en el combustible.
espacios o agua en hospitales, universi-
dades o edificios comerciales.
*Celdas de alta temperatura el hidró-
geno puede aceptar hasta con un 5 % vol
de monóxido de carbono.
*Compatible con el uso de metanol.

Tabla 4.36: Ventajas y desventajas de las celdas de combustible SOFC [2] [21].

Ventaja Desventaja
*Alta eficiencia.
*Electrolito sólido reduce la corrosión
y facilita su manejo.
*Utilizan catalizadores de bajo costo.
*Corrosión y ruptura de componentes por
*Apropiados para aplicaciones combi-
alta temperatura de operación.
nadas de electricidad y calor
*Tiempo de arranque prolongado.
(turbinas de gas y ciclo Rankine).
*Limitado número de detenciones.
*Desarrollo en etapa avanzada de in-
vestigación.
*Compatible con el uso de metano y
monóxido de carbono.

4.2.2. Elección de la tecnología de celda de combustible

De las tecnologías de celdas de combustible, si bien la celda Alcalina posee bajos costos de in-
versión, además de tener una temperatura de operación baja y bajos tiempos de partida, el tipo de
electrolito la hace menos eficiente y mas difícil de manejar, comprometiendo su vida útil, así como
la imposibilidad de usar aire ambiental para el aplicación en el hospital, por lo que se descarta como
tecnología.

En cuanto a las celdas PEM y SOFC si bien estas tienen ventajas comparativas comunes, la celda
PEM sobresale para su aplicación en el ámbito hospitalario. Esto se debe a que posee rápidos tiem-
pos de partida y estabilidad ante fluctuaciones en la carga, lo que es fundamental para el ámbito
hospitalario dado que son vulnerables a la interrupción de la generación eléctrica, que perjudica
la vida de las personas que dependen de equipos eléctricos, en especial, los quirófanos, Unidad

81
de Tratamiento Intensivo (UTI) y Unidad de Cuidados Intensivos (UCI) [21]. Así también la baja
temperatura de operación aumenta su vida útil y permite tener menores riesgos de seguridad en su
operación. Por ultimo resalta que se puede aplicar para cogeneración en el ámbito hospitalario con
celdas de baja y alta temperatura.

De este modo la celda de combustible tipo PEM es un buen candidato a las aplicaciones en
el ámbito hospitalario. Los desafíos que se presentan son en cuanto a potencia y el costo de la
celda, dado que al tener menor potencia de aplicación que las celdas SOFC aumenta el número de
unidades y con ello el costo del abastecimiento de energía.

4.3. Inyección de hidrógeno en red de gas Hospital Regional de

Concepción
El gas natural es una mezcla de diferentes gases, cuyo principal compuesto es el metano (CH4 ) y
se obtiene a partir de la descomposición de restos orgánicos que estuvieron hace millones de años
bajo la tierra, por lo tanto, es considerado una fuente de energía no renovable.

4.3.1. Redes de gas natural

La cadena de suministro del gas natural comprende desde la fuente de obtención del gas hasta
llegar al consumidor final, se divide en 4 partes, tal como se ve en la Figura 4.27 [19].

Figura 4.27: Infraestructura general de tuberías de red de gas natural, con estacio-
nes de compresión y reducción de presión [19].

La inyección de hidrógeno en redes de gas se proyecta en los segmentos de estaciones de inyec-

ción, transporte y almacenaje, así como distribución y servicios. Actualmente, los proyectos piloto
de inyección de gas en red se han centrado en la inyección en las líneas de distribución y de servi-
cio, debido a las limitaciones técnicas de las tuberías de transporte [19].

En particular el Hospital Regional de Concepción pertenece a la sección de distribución y servi-

cios dada su baja presión de operación, siendo abastecidos por la empresa de distribución Gas sur
S.A.

82
4.3.2. Tolerancias de inyección de hidrógeno en redes de gas sector distri-
bución y servicios
La concentración permitida de hidrógeno dependerá de la tolerancia de los elementos involu-
crados en la infraestructura de la red y puede ser medida en términos tanto de seguridad como de
operabilidad.

Para el caso de la concentración permisible para gasoductos en la sección de red de distribución

y servicios, en la Figura 4.28 se presenta un extracto de la tolerancia de la inyección de hidrógeno
en las redes de gas de sus componentes [19].

Figura 4.28: Tolerancia de concentración de H2 por componente para la sección de

red de distribución, regulación de presión, sistemas de medición y red de servicios
[19].

Las modificaciones en las tuberias pueden ser, aplicar un revestimiento interno para proteger
químicamente la tubería, y monitoreo constante para revisar regularmente el tamaño de las grietas.
Así también una estrategia de operación es mantener la presión constante, esto pues estudios de-
muestran que la fragilización de materiales se debe a la interacción de átomos de hidrógeno y las
fluctuaciones de presión, es decir, por el contrario cuando la presión en la tubería es constante y
existe una acumulación de átomos en ciertos sectores de las grietas, la presión constante evitaría
que estos átomos presionen más el gasoducto aumentando las grietas, además sin fluctuaciones se
evitaría la acumulación en ciertas zonas de la red. Por ultimo se podría reemplazar la tubería utili-
zando aceros más dúctiles [19].

Para el caso del consumidor final, será necesario evaluar cada caso, debido a que tanto el sector
residencial como el comercial requerirán de diferentes modificaciones y niveles de inversión. La
Tabla 4.29 muestra la tolerancia de inyección de hidrógeno en las redes de gas para los consumi-
dores residenciales, comerciales e industriales [19].

83
 Figura 4.29: Tolerancia de concentración de H2 por componente para el uso final
[19].

4.3.3. Volumen de inyección de hidrógeno en Hospital Regional de Concep-

ción
De las Figuras 4.28 y 4.29 se presentan las tolerancias de inyección de hidrógeno para la red
de gas del Hospital Regional de Concepción, presente en la Tabla 4.37. De la Tabla 4.37 se puede
ver que los elementos que soportan un mayor porcentaje de inyección de hidrógeno con un 20 %
son el regulador de presión, válvulas de flujo y tuberías de acero, ampliándose hasta un 100 % con
modificaciones. Las con porcentajes medios de un 10 % son el medidor de gas, válvulas de cierre,
accesorios de tuberías, quemador de gas atmosférico y calderas de condensación, ampliándose
hasta un 20 % con modificaciones. Sin embargo, los elementos críticos con una tolerancia de un
5 % son el quemador de tiro forzado y las calderas de vapor, pudiéndose ampliar hasta un 15 % con
modificaciones.

84
 Tabla 4.37: Tolerancias de inyección de hidrógeno para la red de gas del Hospital
Regional de Concepción.

Porcentaje sin Porcentaje con

Elemento mecánico
modificaciones [ %] modificaciones [ %]
Medidor de desplazamiento rotativo 10 Investigación
Regulador de presión 30 100
Válvulas de cierre 10 60
Válvulas de flujo 30 Investigación
Accesorios de tuberías (fittings) 10 Investigación
Tuberías de hierro fundido Investigación Investigación
Tuberías de polietileno 20 100
Tuberías de acero 25 100
Quemador de tiro forzado 5 15
Quemador de gas atmosférico 10 20
Caldera de condensación 10 20
Caldera de vapor 5 15

En base a los porcentajes antes mencionados, y considerando las tuberías de polipropileno, el

manifold de hierro fundido, y las cañerías de cobre. Así como el uso en las calderas generadoras
de vapor, de condensación y calentadoras de agua a gas natural de la Central Térmica, la inyección
de un 5 % vol de hidrógeno en la red de servicio de gas del Hospital Regional de Concepción, es
factible sin mayores modificaciones a la red. Pudiendo ampliarse a un 15 % con modificaciones y
sistemas de monitoreo.

4.4. Consideraciones de producción de oxígeno

Al igual que el hidrógeno, a temperatura ambiente y presión atmosférica es un gas inodoro, in-
coloro y no tiene sabor. La baja densidad del oxígeno (O2 ) hace que una pequeña cantidad de gas
ocupe un gran volumen, 1 kg de oxígeno ocupa un volumen de 0,739 m3 o sea 739 litros, medidos a
15o C y 1 atm. Así mismo el oxígeno posee un punto de ebullición de -183o C a presión atmosférica.
De este modo se hace indispensable someterlo a altas presiones y/o bajas temperaturas para reducir
su volumen para efectos de transporte y almacenamiento [32].

En cuanto a los materiales para su transporte y almacenamiento, a temperatura y presión normal

el oxígeno no es corrosivo y puede ser usado satisfactoriamente con todos los metales comunes.
Sin embargo debe evitarse el uso de aluminio y sus aleaciones, o de aceros al carbono y de baja
aleación, por la combustión exotérmica que puede producirse en presencia de oxígeno puro [32].

Los aceros al carbono no aleados se convierten en un material frágil a las temperaturas criogé-
nicas del oxígeno líquido. La humedad hidrata los óxidos metálicos, con lo cual se expanden y
pierden su rol protector, por lo que deben eliminarse de cualquiera instalación que va a usarse con
oxígeno [32].

La Figura 4.30 muestra un esquema conceptual del abastecimiento de hidrógeno y oxígeno para
el Hospital Regional de Concepción.

85
 Figura 4.30: Esquema conceptual abastecimiento de hidrógeno y oxígeno Hospital
Regional de Concepción.

Se contempla abastecer de oxígeno gaseoso y liquido a las condiciones de operación del hospi-
tal. El hidrógeno en el hospital se almacena en estanques de alta presión, pasando por válvulas e
intercambiadores que regulan la presión y la temperatura a las de la celda de combustible y la red
de gas del hospital.

En el caso de las celdas de combustible dado que el producto es agua esta se almacena en un
estanque para ser reutilizada, la energía eléctrica producida debe regularse con inversores y/o trans-
formadores, a las condiciones de operación de los empalmes eléctricos. Del mismo modo se con-
templa una estación de celdas de combustible para el edificio Monoblock (MB) y Torre de Pacientes
Críticos (TPC), y otra para el Centro de Atención Ambulatoria (CAA).

4.5. Selección del método de producción de hidrógeno verde

El método de producción elegido corresponde a la electrolisis del agua lo anterior pues es el
método más conocido y limpio para obtener hidrógeno, siendo una tecnología madura, y principal
candidato para la producción de hidrógeno renovable. Su uso complementado con la generación
eléctrica a través de fuentes renovables es considerado actualmente como la única forma de obte-
ner grandes cantidades de hidrógeno sin emisión de gases contaminantes o sin consumir recursos
nucleares o fósiles [2]. Del mismo modo posee como subproducto oxígeno con lo cual se posible
el abastecimiento con dicho gas al Hospital Regional de Concepción.

Aunque los costos de la electrolisis del agua son aún superiores que los del reformado de gas na-
tural, las economías de escala y los avances tecnológicos, sumados a los esfuerzos internacionales
y nacionales por reducir las emisiones de carbono, permiten predecir un aumento significativo en la
producción de hidrógeno a partir de electrolisis durante los próximos años [1]. Tradicionalmente,

86
las grandes plantas de electrólisis han sido construidas cerca de plantas hidroeléctricas para generar
ganancias en horas de bajos precios en la red eléctrica, existiendo ejemplos en Aswan (1960, Egip-
to, ABB), Ryukan (1965, Noruega, Norsk Hydro), Cuzco (1958, Perú), Nangal (1958, India), Trail
(1939, Canadá) y Alabama (1971, Estados Unidos). Al año 2015 la capacidad global instalada de
esta tecnología ascendía a 8 GW [2].

Según los fundamentos físicos, el consumo de energía de este proceso depende de la temperatura
y presión; la energía eléctrica demandada se reduce considerablemente a medida que aumenta la
temperatura, a la vez que aumenta la demanda térmica del proceso. Esta es una de las razones por
la cual la electrólisis del vapor de agua tiene un potencial significativo. A modo de ejemplo, cuando
la temperatura aumenta de 25 a 1.000 o C, la energía que será provista por la red eléctrica se reduce
en torno a un 25,1 %, mientras que la demanda térmica aumenta en 132,3 % [2].

Para el proceso de producción son necesarios equipos adicionales al electrolizador, los cuales se
denominan comúnmente “balance de planta”. Esto incluye:

• Sistema manejo agua y gases del proceso (hidrógeno y oxígeno): Los gases en particular
deben ser enfriados, purificados, comprimidos y almacenados [13].
• Equipos de control: Los que realizan la evaluación de la energía producida por la fuente para
posteriormente compararla con la energía requerida por la carga (electrolizador) y de esta
manera determinar si existe superávit o déficit de electricidad para el sistema. Generalmente
los electrolizadores poseen una potencia mínima y una potencia máxima para la producción
[13].
• Rectificador de corriente: Transforma la corriente alterna (CA), de la red o fuente renovable,
en corriente continua (CC) utilizable por el electrolizador, adecuando la tensión e intensidad
de la red eléctrica o fuente renovable a las necesidades de voltaje e intensidad del equipo. La
corriente continua (CC) enviada al módulo del electrolizador es inferior a la potencia eléctrica
en corriente alterna (CA) de entrada, debido a un cierto rendimiento de transformación alterna-
continua. Los fabricantes suelen incluir, junto con el electrolizador, el rectificador de corriente
por tanto suelen tratarse de forma conjunta [13].
• Unidad de desmineralización de agua: Encargada de la purificación del agua para su uso en
el electrolizador.
• Bomba de agua: La cual hace circular el agua hacia el electrolizador.

El objetivo de esta sección corresponde a decidir cual de los tres electrolizadores corresponde
a la mejor alternativa para lograr implementar una planta productora de hidrógeno en el mediano
plazo.

87
4.5.1. Comparación de electrolizadores
La Tabla 4.38 compara las diferentes tecnologías de electrolizadores, así también las Tablas 4.39,
4.40 y 4.41 señala las ventajas y desventajas de cada tecnología [2] [13].

Tabla 4.38: Comparación entre las diferentes tecnologías de electrolizador [2] [13].

Electrolizador Alcalino PEM SOE

Madurez Comercial Inicio comercial Investigación
Costo de inversión [USD / kw] 850-1.500 1.500-3.800 -
Potencia Hasta 150 MW 150 kW-1MW <18 kW
Consumo energía [kwh/Nm3 ] 4,5-7 4,5-7,5 2,5-3,5
Eficiencia [ %] 42-82 48-78 80-90
Producción H2 [Nm3 /h] <760 <30 <5,7
Pureza de H2 vol [ %] 99,5-99,999 >99,99 -
Temperatura operación [o C] 60-90 50-80 600-500
Presión operación [bar] 1-30 <85 <30
Vida útil [h] 60.000-90.000 20.000-60.000 1.000
Tiempo arranque frió [min] 15 <15 >60

Tabla 4.39: Ventajas y desventajas del electrolizador Alcalino [2] [13].

Ventajas Desventajas
*Baja pureza del hidrógeno producido, se utiliza un
dispositivo para remover el oxígeno y un secador.
*Bajas densidades de corriente debido a altas perdidas
*Alta madurez tecnológica y a nivel óhmicas a través del electrolito líquido y el separador.
comercial. Diseño de mayor tamaño.
*Producción a gran escala. *Baja presión de operación, se necesitan equipos para
*Bajo costo de inversión. aumentar la densidad energética.
*Alta durabilidad de la celda electrolí- *Mayor pureza del agua utilizada, con una conductivi-
tica. dad eléctrica menor a 5 µS29 /cm.
*Baja flexibilidad para su complemento a la producción
de energías renovables (altos tiempos de partida).
*Electrolito es corrosivo.

88
 Tabla 4.40: Ventajas y desventajas del electrolizador PEM [2] [13].

Ventajas Desventajas
*Alta pureza del hidrógeno producido. No se necesitan
equipos auxiliares para la purificación de hidrógeno.
*Altas densidades de corriente debido a lo delgado de la
membrana que es capaz de brindar buena conductividad
de protones (0,1 S/cm). Por lo que su diseño es compacto.
*Fase demostrativa inicio comercial.
*Alta presión de operación, disminuye la energía para
*Producción a menor escala.
aumentar la densidad energética por compresión (produ-
*Alto costo de los componentes.
cción de hidrógeno a 35 bar).
*Mediana durabilidad de los mate-
*Menor pureza del agua utilizada, la conductividad eléctri-
riales.
ca del agua debe ser menor a 1 µS/cm.
*Alta flexibilidad para su complemento a la producción de
energías renovables (tiempos de partida cortos).
*Es ecológicamente limpio, debido a que no ocupa
elementos químicos extras en el agua.

Tabla 4.41: Ventajas y desventajas electrolizador SOE [2] [13].

Ventajas Desventajas
*En etapa de investigación y desarrollo.
*Incertidumbre en cuanto a costo de inversión.
*Desafíos de la operación, los cambios de carga
resultan en pérdidas de calor y los cambios en la
*Gran potencial, ya que el uso de altas tem-
temperatura de la célula causan micro grietas en
peraturas reduce el uso eléctrico.
la membrana.
*Mayor eficiencia del proceso de producción.
*Desafíos de operación con gases, en particular,
*Reducción del consumo eléctrico hasta un
en lo que se refiere a maximizar el área de contac-
25 %.
to entre los gases y electrodos.
*Es ecológicamente limpio, debido a que no
*Baja durabilidad. Limitada estabilidad de largo
ocupa elementos químicos extras en el agua.
plazo de las celdas.
*Baja flexibilidad para su complemento a la pro-
ducción de energías renovables (altos tiempos de
partida).

4.5.2. Elección de la tecnología del electrolizador

Si bien los electrolizadores SOE muestran un gran potencial para reducir los costos de capital
y aumentar la eficiencia, poseen baja madurez tecnológica estando aun en etapa de investigación,
se han utilizado en aplicaciones de muy baja potencia y poseen una baja vida útil por lo que se
descarta como tecnología.

Las tecnologías Alcalina y PEM son las más desarrolladas y su desarrollo actual permite plantas
de mediana a gran potencia. Por otro lado si bien la tecnología PEM posee mayores costos de inver-
sión, menor potencia de operación, que se condice con su menor tasa de producción de hidrógeno

89
y menor vida útil, esta posee mayores ventajas comparativas con los electrolizadores alcalinos.

Se tiene que ambos poseen consumos de energía y eficiencias similares. Sin embargo, la tec-
nología PEM posee temperaturas de operación menores, el hidrógeno producido posee un mayor
nivel de pureza por lo que no se necesitan equipos auxiliares de purificación, lo cual es esencial si
después el hidrógeno se quiere utilizar para producir energía eléctrica en las celdas de combustible,
dada su sensibilidad a las impurezas del combustible. Así también su diseño es mas compacto por
lo que se emplea menor área de terreno. A lo que se suma que utiliza un modo de operación pre-
surizado, que omite la necesidad de compresión mecánica y consumo de energía asociado. Y por
ultimo tiene la habilidad para trabajar bajo variaciones de potencia, ya que responde rápidamente
a las fluctuaciones en la alimentación de la red, muy importante al momento de utilizar energías
renovables, debido a su producción variable e incierta.

En cuanto a sus desventajas varias compañías han declarado costos de inversión que se encuen-
tran entre 800 y 1.200 USD/kW y que la operación se extiende a 80.000 horas. Además, existen
economías de escala para despacho de un gran número de unidades, lo que situaría a este tipo de
tecnología cercano a los costos de instalación de electrolizadores alcalinos [2]. De este modo se
espera que en el largo plazo los costos y barreras de entrada de los electrolizadores PEM disminu-
yan, en un lapsus de 15 años disminuye su costo a aproximadamente un 20 % del actual, por cual
se establece para la producción en este proyecto [15].

La Figura 4.31 muestra un esquema conceptual del proceso de producción de hidrógeno verde.

Figura 4.31: Esquema conceptual del proceso de producción de hidrógeno verde.

90
4.6. Selección del método de almacenamiento
Para el presente proyecto se contempla almacenar de forma física el hidrógeno en tanques, lo
anterior pues es una tecnologías madura, al contrario del almacenamiento en solidos que aun se
encuentra en etapa de investigación. Sin embargo, son procesos intensivos en energía, el rango de
almacenamiento se encuentra entre 100 kWh para tanques presurizados hasta 100 GWh en alma-
cenamiento criogénico [2].

El objetivo de esta sección corresponde a decidir cual de los dos tipos de almacenamiento en
físico se adapta mejor a los requerimientos de la planta de hidrógeno verde orientada al abasteci-
miento del Hospital.

4.6.1. Comparación métodos de almacenamiento

La Tabla 4.42 compara los diferentes métodos de almacenamiento de hidrógeno físico, así como
las Tablas 4.43 y 4.44 compara sus ventajas y desventajas [2] [4] [15].

Tabla 4.42: Características de los métodos de almacenamiento físico del hidrógeno

verde [2] [4].

Proceso Compresión Licuefacción

Consumo energético [kWh/kgH2 ] 4,4 15,2
10 % de la energía 30 a 40 % de la energía
Consumo energético [ %] potencial del kilogramo potencial del kilogramo
de hidrógeno de hidrógeno
Eficiencia [ %] 60 54
Costos producción [USD/kg] 0,7-0,8 1,5-1,6
Densidad energética [kwh/l] 1,3 2,4

Tabla 4.43: Ventajas y desventajas del método de almacenamiento por compresión

[2] [15].

Ventajas Desventajas
*Menor densidades obtenidas
en el estado gaseoso que en el
liquido.
*Menor consumo energético. *Aumento del peso de estanques
*Menor costo de producción. producto de los materiales para
*Tecnología mas simple, común resistir las altas presiones.
y eficaz en uso. *Problemas cíclicos asociados a la
carga y descarga de hidrógeno:
envejecimiento, fluencia, fatiga y
fragilización.

91
 Tabla 4.44: Ventajas y desventajas del método de almacenamiento por licuefac-
ción [2] [15].

Ventajas Desventajas
*Mayor consumo energético.
*Mayor costo de producción.
*Requiere un sistema de aislamiento
hermético para reducir la ebullición
del hidrógeno líquido, producto del
calor en la superficie, y mantenerlo
a temperaturas criogénicas.
*Hidrógeno líquido tiene un tiempo
*Hidrógeno liquido tiene una limitado, el combustible debe
densidad de energía mas alta fabricarse en el sitio o en un lugar
que su forma gaseosa. cercano.
*Gran potencial para reducir el peso *Problemas de fragilización producto
de estanques mediante el uso de de las temperaturas, junto con la carga
nuevos materiales compuestos con y descarga.
un rendimiento mejorado. *Mayor seguridad producto de la manipu-
lación de hidrógeno criogénico. Los estan-
ques y líneas deben estar sellados de la
atmósfera (congelamiento del aire) para
evitar bloqueos.
*Equipos de control de la temperatura
para evitar riesgo de sobrepresión, y de
la presión para disminuir la ebullición.
*Mayor uso de equipos en el proceso.

4.6.2. Elección del método de almacenamiento

Dado que se quiere utilizar hidrógeno en celdas de combustible así como incorporar el hidrógeno
en el consumo de gas natural del hospital, el mecanismo de compresión hacia el estado gaseoso se
posiciona como la mejor alternativa.

Lo anterior se debe a que es una tecnología mas simple, común y eficaz en uso, posee un menor
consumo energético y menor costo de producción en comparación con el método de licuefacción.
Del mismo modo, no posee los inconvenientes de mantener las condiciones criogenicas con ma-
yor equipamiento, aislamiento y seguridad, lo que elevaría potencialmente los costos. Así como no
posee un tiempo limitado de duración, por lo que se logra un almacenamiento en caso de falla de
equipos para el mantenimiento. Teniendo que el hidrógeno puede ser producido en el exterior del
hospital, aumentando la confiabilidad del abastecimiento.

En cuanto a sus desventajas, surge el desafió de aumentar la densidad energética en el proceso y

la disminución del peso de los estanques para abaratar costos de manufactura y/o materiales para
el transporte.

Por su parte dado que el oxígeno comparte características similares con el hidrógeno, se contem-

92
pla el almacenamiento por compresión para los cilindros de oxígeno gaseoso, así como un ciclo de
licuefacción para el oxígeno criogénico. La Figura 4.32 muestra un esquema conceptual del proce-
so de almacenamiento de hidrógeno y oxígeno de la planta.

Figura 4.32: Esquema conceptual del proceso de almacenamiento de hidrógeno y

oxígeno.

De la Figura 4.32 se tiene que para el sistema de compresión se utilizan un sistema multietapa
con refrigeración intermedia, de tal forma de disminuir el trabajo de compresión. Así también dado
que el oxígeno se almacena en forma de gas y liquido, así como el ciclo de licuefacción contempla
el uso de un compresor isotermal, se realiza un ciclo combinado de compresión y licuefacción. De
este modo al final del sistema de compresión se separa el flujo en un porcentaje para cilindros de
gas y otro porcentaje que continua con el ciclo de licuefacción.

Como del ciclo de licuefacción se obtiene solo una fracción de liquido, el gas que no logra trans-
formase en liquido se hace recircula para ser comprimido y realizar la conversión al día siguiente
junto con el flujo de producción de oxígeno de ese día. Lo anterior contribuye a que la fracción
de liquido obtenida sea cada vez mayor al pasar los días, dado que el flujo de entrada al ciclo de
licuefacción ira aumentando hasta llegar a un estado estacionario.

4.7. Selección del método de transporte

Dado que se almacena el hidrógeno en estado gaseoso, a lo que se suma la proyección del uso
de hidrógeno en camiones de ruta que funcionan con celdas de combustible, dada la Estrategia
Nacional de Hidrógeno verde y junto con el comercio local de la compañía Linde Gas Chile, el
traslado de hidrógeno en cilindros o contenedores a través de camiones que funcionan con celdas
de combustible, se posiciona como una buena alternativa para el transporte del hidrógeno desde la
planta de producción hasta el hospital.

El hidrógeno en estado gaseoso se puede trasladar en cilindros o camiones tube trailers, trans-
portando entre 500-1000 kg de hidrógeno a 250-500 bar. Típicas distancias para un despacho por

93
camiones varían entre 50-250 km a temperatura ambiente. Con la formula de FCH-JU para calcular
los costos de transporte incluyendo la amortización del equipo, la entrega y el almacenamiento en
el sitio del usuario, se pueden estimar los costos de transporte en camión de 2,29 USD/kg por 100
km, y 2,99 USD/kg para 200 km [4] [20] .

Los vehículos eléctricos con celdas de combustible de hidrógeno o fuel cell electric vehicles
(FCEV) se utilizan para aquellas operaciones con viajes de larga distancia y/o para el transporte
de carga, porque su uso proporciona alta autonomía sin la necesidad de agregar mayor cantidad
de peso al vehículo. La Figura 4.33 compara el consumo de combustible aproximado por categoría
vehicular, teniendo que para un camión pesado que funciona con celdas de combustible el consumo
de combustible se reduce en un 74 % [20].

Figura 4.33: Consumo energético (aproximado) cada 100 km por categoría vehi-
cular [20].

Generalmente, las estaciones de carga de hidrógeno para transporte son capaces de entregar 80-
1000 kg/día, con presiones entre 800-1000 bar y con costos de inversión entre 1,5 y 2,5 MM USD.
Los componentes de una hidrolinera o estación de carga de hidrógeno para FCEV se ven en la
Figura 4.34.

94
 Figura 4.34: Componentes de una estación de carga o hidrolinera [20].

El tipo de celda de combustible mas empleado en transporte con hidrógeno es la tipo PEM, las
que entregan energía al motor eléctrico de forma continua, sin decaer el flujo eléctrico mientras se
le suministre hidrógeno (no baja la potencia cuando el estanque se está vaciando), así como poseen
rápidos tiempo de partida. Dependiendo de la capacidad de almacenamiento de hidrógeno, un ca-

95
mión puede tardar entre 10-11 minutos para una recarga completa que le otorgaría del orden de 750
km de autonomía [20].

Los FCEV son tecnologías cero emisión que tienen un sistema propulsor constituido por el motor
eléctrico, la celda de combustible de hidrógeno PEM, el pack de baterías auxiliares y el estanque de
almacenamiento de H2 hechos de un material compuesto con espesores entre 70 a 100 mm. Estos
sistemas deben ser integrados en el chasis de los vehículos, como se esquematizan para camiones
a hidrógeno en la Figura 4.35 [20].

Figura 4.35: Configuración de FCEV (fuel cell electric vehicles) para un camión
de hidrógeno [20].

La compañía norteamericana Nikola Motor lanzó al mercado el 2016 el primer camión de carga
en base a celdas de combustible, denominado Nikola One. El camión con una potencia de 746 kW
ofrece un rango de servicio entre 1.200 y 1.900 km, alrededor del doble de lo que un camión diésel
promedio ofrece. El camión incluye frenado regenerativo, tiene un peso de alrededor de 900 kg
menos que un bus diésel convencional y cuenta con mayor torque. La compañía comenzó a entre-
gar los vehículos el 2020, con 5.000 unidades. Espera resolver el problema de infraestructura de

96
carga de hidrógeno a través de la integración vertical, lo que implica producir y distribuir su propio
hidrógeno [2].

Por otro lado la compañía automotriz Toyota, ha llevado la tecnología del Toyota Mirai a un
nuevo nivel, con el diseño y la producción de un concepto de camión comercial sin emisiones utili-
zando como combustible el hidrógeno. Desarrollado para soportar las operaciones de transporte en
puertos en Los Ángeles, el proyecto Project Portal desarrolla una plataforma de camiones pesados,
con doble celda de combustible que funcionan en conjunto con una batería de 12 kWh. Con este
motor de cero emisiones en su núcleo, el Project Portal Concept de alta resistencia genera 500 kW
y 1,96 Nm de torque con un rango de manejo de 320 km, para una capacidad de peso combinado
de 36 toneladas [2]. Otros fabricantes de camiones con celdas de combustible son Hyundai, Hyzon
y la empresa conjunta del Grupo Volvo y Daimler Trucks.

La Figura 4.36 muestra un esquema conceptual del transporte de hidrógeno y oxígeno de la

planta hacia el Hospital Regional de Concepción.

Figura 4.36: Esquema conceptual del transporte de hidrógeno y oxígeno hacia el

Hospital Regional de Concepción.

4.8. Selección de la fuente renovable y la ubicación de la planta

Dado que el hidrógeno verde se produce con fuentes de energía que son variables e inciertas en el
tiempo, el tipo de fuente y la ubicación de la planta son fundamentales para lograr una producción
acorde a la demanda de energía del Hospital Regional de Concepción. El tipo de fuente va de la
mano con la ubicación de la planta, pues la cantidad de recurso renovable, y por ende la generación
de energía, depende fuertemente del emplazamiento, sobre todo en un país con una gran diversidad
de flora, fauna y climas como lo es Chile, tal como lo muestra la Figura 2.10.

El objetivo de esta sección corresponde a establecer el recurso renovable, que pueda abastecer

97
con energía la mayor cantidad de tiempo a la planta, y con ello establecer la ubicación de tal manera
de lograr la mayor producción de hidrógeno.

Los sectores solares y eólicos están madurando aceleradamente. En 6 años, Chile ha quintupli-
cado su capacidad de generación de esas fuentes y se proyecta que, al 2030, hasta el 70 % de su
matriz eléctrica sea renovable, tal como se ve en la Figura 2.9. En el norte de Chile se encuentra la
radiación solar más alta del planeta. Se alcanzan factores de planta de 35 % en plantas fotovoltaicas
monofaciales de seguimiento en 1 eje. La generación solar en la zona central es más competitiva
que la generación eléctrica con energía fósil. Este potencial es cercano a grandes centros de consu-
mo, a redes de gas y a centros logísticos portuarios y viales. Los vientos del extremo austral soplan
con la misma energía en tierra que mar adentro. Turbinas eólicas de 120 metros de altura pueden
alcanzar factores de planta sobre 60 % en tierra, equivalente a turbinas off-shore en otros países, tal
como se ve en la Figura 2.10 [23].

El Ministerio de Energía proyecta que las bajas en costos de electrolizadores y de generación re-
novable habilitarán un hidrógeno verde competitivo doméstica e internacionalmente. El hidrógeno
verde producido en el Desierto de Atacama y en la Región de Magallanes tendría el costo nivelado
de producción más bajo del mundo al 2030, tal como se ve en la Figura 4.37. La calidad de los
recursos renovables de esas zonas habilitarán una producción competitiva a gran escala [23].

(a) Costo nivelado proyectado para las energías renova- (b) Costo nivelado proyectado para la produc-
bles. ción de hidrógeno verde.

Figura 4.37: Proyecciones de costos nivelados de energía [23].

En cuanto a la Región del Bio Bio esta posee una capacidad instalada total de 4.635 MW de
potencia siendo el 18 % a nivel nacional. La energía eólica posea una capacidad instalada de 131
MW siendo el 2,8 % de la capacidad total, por su parte la energía solar fotovoltaica posee una
capacidad instalada de 5,2 MW siendo el 0,10 % de la capacidad total tal como se ve en la Tabla
4.45. Se proyecta que al 2022 la capacidad instalada eólica sera de 420 MW y la solar fotovoltaica
de 32,2 MW, tal como se ve en la Tabla 4.46 y la Figura 4.38 [33].

98
 Tabla 4.45: Capacidad instalada energía eólica y solar fotovoltaica en región del
Bio Bio 2021 [33].

Potencia Año puesta

Central Comuna Tecnología
[MW] en servicio
PE Cuel Los Ángeles Eólica 32,5 2014
PE Lebu Lebu Eólica 9,3 2014
PMGD PE Huajache Lebu Eólica 6,0 2015
PMGD PE Raki Lebu Eólica 9,0 2015
PE Los Bueno Aires Los Ángeles Eólica 23,9 2016
PMGD PE Las Peñas Arauco Eólica 8,4 2016
PMGD PE Lebu III Lebu Eólica 5,2 2016
PE La Esperanza Negrete Eólica 10,3 2017
PMGD PE El Nogal Mulchén Eólica 8,9 2019
PE El Maiten Laja Eólica 9,0 2020
PMGD PE El Arrebol Lebu Eólica 9,0 2020
PMGD PFV El Resplandor Cabrero Solar fotovoltaica 2,6 2020
PMGD PFV SDSI Los Ángeles Solar fotovoltaica 2,6 2021

Tabla 4.46: Proyectos de generación eléctrica eólica y solar fotovoltaica en cons-

trucción 2021 [33].

Potencia Año
Proyecto Tecnología
[Mw] entrada
Parque Eólico Mesamavida Eólica 60 07-2021
PE Lomas de Duqueco Eólica 57 07-2021
Los Olmos Eólica 100 08-2021
Campo Lindo Eólica 72 03-2021
PMGD FV Cortijo Solar fotovoltaica 9 07-2021
PMGD FV Puelche Solar fotovoltaica 3 08-2021
PMGD Cabrero Solar Solar fotovoltaica 9 11-2021
PMDG FV Fulgor Solar fotovoltaica 3 11-2021
PMGD FV El Raco Solar fotovoltaica 3 02-2022

99
 Figura 4.38: Distribución de capacidad instalada proyectada de energía eólica y
solar fotovoltaica región del Bio Bio 2022 [33].

Es así que dada la madurez tecnológica la energía solar fotovoltaica y/o eólica se posicionan
como dos alternativas con una fuerte penetración en el ámbito nacional, y con un gran potencial
para aplicaciones de hidrógeno verde. En particular en la región del Bio Bio se posee una alta pene-
tración de la energía eólica tal como se ve en la Figura 4.38 y 2.10, proyectándose la disminución
de sus costos nivelados en la zona sur del país como se ve en la Figura 4.37. Dado lo anterior la
energía eólica se escoge como fuente primaria para el abastecimiento de la planta. La Tabla 4.47,
contiene los principales proveedores de aerogeneradores en el mundo.

Tabla 4.47: Principales proveedores de turbinas eólicas en el mundo [9].

Fabricante Pais
Acciona
Gamesa España
Ecotecnia
Alstom
Francia
DeWind Co
Enercon
REpower Systems Alemania
Siemens Wind Power
Clipper Windpower
GE Energy USA
Windtec
Dongfang Electric Co.Ltd
China
Sinovel
Leitwind Italia
Mitsubishi Power Systems Japon
Vestas Wind Systems A/S Dinamarca
WinWinD Finlandia
EWT Holanda

Por otro lado para la elección del emplazamiento mas adecuado se estudian posibles ubicaciones

100
con lo cual se definen los siguientes criterios de evaluación:

• Análisis del recurso energético primario: Dado que el recurso eólico es variable en el tiem-
po, se busca maximizar su presencia de tal manera de tener la mayor generación de energía.
Ello involucra un análisis inicial de la generación renovable a lo largo del tiempo y con el ello
el factor de planta.
• Cercanía a la aplicación: Emplazamientos muy alejados pueden elevar los costos de inver-
sión del proyecto hasta un punto infactible, dado el transporte necesario desde la producción
hacia el uso. Así también deben existir vías de conexión entre la producción y el uso de hidró-
geno verde.
• Disponibilidad de terreno: Es importante maximizar el área disponible con tal de tener la
mayor holgura para el dimensionamiento de la planta. Del mismo modo se deben evitar zo-
nas protegidas (parques nacionales, reservas nacionales, yacimientos arqueológicos, etc), así
como monumentos o edificios históricos (ruinas, iglesias, monumentos, etc). En particular se
debe analizar la calidad del terreno, terrenos con alta rugosidad disminuyen la energía ciné-
tica del viento para el caso eólico, lo que produciría costos de tala o poda. Por ultimo un
desnivel excesivo del terreno puede dificultar el transporte de los aerogeneradores hacia el
emplazamiento.

4.8.1. Posibilidades de emplazamiento

Se proponen 6 ubicaciones en primera instancia las que se muestran en la Tabla 4.48, así como
las Figuras 4.39 y 4.40, ellas se escogen dada la alta presencia del recurso del viento, la cercanía
tanto a la aplicación como a vías de conexión, así como la disponibilidad de terreno y baja rugosi-
dad del emplazamiento.

Tabla 4.48: Coordenadas topográficas de las ubicaciones de interés [9].

Ubicación Latitud [o ] Longitud [o ]

1 -36,68 -72,53
2 -36,78 -72,58
3 -36,84 -72,62
4 -36,87 -72,69
5 -36,92 -72,73
6 -37,15 -72,64

101
 Figura 4.39: Mapa topográfico con las ubicaciones de interés [34].

Figura 4.40: Mapa de la distribución del recurso viento en las ubicaciones de inte-
rés [9].

4.8.2. Análisis de recurso energético primario

Para analizar el recurso del viento en las zonas de interés se utiliza el Explorador Eólico, anali-
zando el viento a una altura de 100 m con el modelo Recon 1980-2017 [9]. Los resultados obtenidos
se muestran a continuación.

4.8.2.1. Perfiles verticales de velocidad del viento

Las Figuras 4.41, 4.42 y 4.43 muestran los perfiles verticales de la velocidad del viento a lo largo
del año para las ubicaciones de interés [9].

102
(a) Perfiles verticales de la Ubicación 1. (b) Perfiles verticales de la Ubicación 2.

Figura 4.41: Comparación perfiles verticales de la velocidad del viento [9].

(a) Perfiles verticales de la Ubicación 3. (b) Perfiles verticales de la Ubicación 4.

Figura 4.42: Comparación perfiles verticales de la velocidad del viento [9].

(a) Perfiles verticales de la Ubicación 5. (b) Perfiles verticales de la Ubicación 6.

Figura 4.43: Comparación perfiles verticales de la velocidad del viento [9].

103
4.8.2.2. Ciclo diario anual de velocidad del viento
Las Figuras 4.44, 4.45 y 4.46 muestran el ciclo diario de la velocidad del viento a lo largo del
año para las ubicaciones de interés a 100 m de altura [9].

(a) Ciclo diario anual de la Ubicación 1. (b) Ciclo diario anual de la Ubicación 2.

Figura 4.44: Comparación ciclo diario anual de la velocidad del viento [9].

(a) Ciclo diario anual de la Ubicación 3. (b) Ciclo diario anual de la Ubicación 4.

Figura 4.45: Comparación ciclo diario anual de la velocidad del viento [9].

(a) Ciclo diario anual de la Ubicación 5. (b) Ciclo diario anual de la Ubicación 6.

Figura 4.46: Comparación ciclo diario anual de la velocidad del viento [9].

La Tabla 4.49 compara las velocidades diarias para los posibles emplazamientos.

104
 Tabla 4.49: Comparación general velocidades diarias para las diferentes ubicacio-
nes [9].

Ubicación U1 U2 U3 U4 U5 U6
Máxima [m/seg] 12,56 11,75 11,8 9,63 11,39 9,81
Promedio [m/seg] 6,79 7,39 8,13 6,77 7,70 7,33
Mínima [m/seg] 4,27 5,38 6,28 5,38 5,8 5,79

4.8.2.3. Ciclo anual de velocidad del viento

La Tabla 4.50, así como las Figuras 4.47, 4.48 y 4.49 muestran el ciclo anual de velocidad del
viento para las ubicaciones de interés a 100 m de altura [9].

Tabla 4.50: Comparaciones de las velocidades promedio mensuales para las dife-
rentes ubicaciones [9].

Velocidad Velocidad Velocidad Velocidad Velocidad Velocidad

Mes U1 U2 U3 U4 U5 U6
[m / seg] [m / seg] [m / seg] [m / seg] [m / seg] [m / seg]
Enero 9,10 9,10 9,65 7,75 8,91 8,40
Febrero 8,60 8,88 9,41 7,62 8,72 8,36
Marzo 7,41 8,00 8,56 6,94 7,89 7,39
Abril 6,97 7,49 8,11 6,81 7,69 7,01
Mayo 6,31 6,68 7,49 6,50 7,35 6,68
Junio 5,34 6,14 7,28 6,38 7,21 7,08
Julio 5,34 6,09 7,21 6,35 7,17 7,04
Agosto 5,35 6,17 7,19 6,26 7,07 6,95
Septiembre 5,72 6,77 7,44 6,28 7,11 6,82
Octubre 5,91 6,93 7,48 6,14 6,95 6,71
Noviembre 6,93 7,70 8,23 6,64 7,53 7,31
Diciembre 8,49 8,74 9,49 7,51 8,80 8,27

(a) Ciclo anual de la Ubicación 1. (b) Ciclo anual de la Ubicación 2.

Figura 4.47: Comparación ciclo anual de la velocidad del viento [9].

105
 (a) Ciclo anual de la Ubicación 3. (b) Ciclo anual de la Ubicación 4.

Figura 4.48: Comparación ciclo anual de la velocidad del viento [9].

(a) Ciclo anual de la Ubicación 5. (b) Ciclo anual de la Ubicación 6.

Figura 4.49: Comparación ciclo anual de la velocidad del viento [9].

4.8.2.4. Direccionalidad del viento

La Tabla 4.51, así como las Figuras 4.50, 4.51 y 4.52 muestran la direccionalidad del viento para
las ubicaciones de interés a 100 m de altura [9].

Tabla 4.51: Comparación de la direccionalidad mas frecuente del viento para las
ubicaciones de interés [9].

Ubicación U1 U2 U3 U4 U5 U6
Dirección [o ] 180 150 150 150 150 150
Velocidad mas
frecuente 2,5-5 7,5-10 10-12,5 7,5-10 7,5-10 7,5-10
[m / seg]
Frecuencia [ %] 18,54 9,85 11,65 12,12 11,2 13,09

106
(a) Ciclo anual de la Ubicación 1. (b) Ciclo anual de la Ubicación 2.

Figura 4.50: Comparación ciclo anual de la velocidad del viento [9].

(a) Ciclo anual de la Ubicación 3. (b) Ciclo anual de la Ubicación 4.

Figura 4.51: Comparación ciclo anual de la velocidad del viento [9].

(a) Ciclo anual de la Ubicación 5. (b) Ciclo anual de la Ubicación 6.

Figura 4.52: Comparación ciclo anual de la velocidad del viento [9].

107
4.8.3. Generación energética
El propósito de esta sección es analizar en primera instancia la generación de energía de las ubi-
caciones. Para ello, y en cualquier parque eólico, se debe escoger de manera adecuada el aerogene-
rador, un aerogenerador que no se adapta a las características del emplazamiento genera periodos
de no generación, inestabilidades por turbulencias y periodos de emergencia. Analizar con ello la
generación de energía y así determinar el factor de planta del conjunto ubicación-aerogenerador.

4.8.3.1. Elección aerogenerador

La elección de un aerogenerador para una zona de interés esta fuertemente relacionada con su
curva de potencia y las velocidades del viento presentes en la ubicación. De este modo se debe
procurar que la velocidad de arranque del aerogenerador sea menor a la velocidad mínima del
viento en la zona, lo anterior de tal manera que no se posean periodos de no generación. Así
también se debe procurar que la velocidad nominal del aerogenerador sea lo mas cercana posible
a la velocidad promedio de la ubicación, de tal manera de operar a la máxima potencia la mayor
cantidad de tiempo. Por otro lado, la velocidad de corte debe ser mayor a la máxima velocidad de la
zona, con lo cual se garantiza que no existirán inestabilidades ni periodos de detención. Por ultimo
se debe procurar escoger el aerogenerador produzca la mayor potencia con la menor velocidad
nominal.

• Varranque < Vminima

• Vnominal ≈ Vpromedio
• Vcorte > Vmaxima

De la Tabla 4.49 se puede observar que las velocidades mínimas se encuentran en el rango de
4-6 m/seg, las velocidades promedio entre 6-8 m/seg y las velocidades máximas entre 9-12 m/seg.
En base a lo anterior, tras un testeo de mercado con los diferentes proveedores, el aerogenerador
disponible comercialmente que mejor se adapta a las características de las ubicaciones corresponde
al aerogenerador Windtec DD 3000-140, cuyas especificaciones técnicas se ven en la Tabla 4.52 y
su curva de potencia se ve en la Tabla 4.53 y Figura 4.53 [9].

Tabla 4.52: Especificaciones técnicas del aerogenerador Windtec DD 3000-140

[9].* valores referenciales en base a ficha técnica de un aerogenerador similar [35].

Potencia nominal [kW] 3.000

Voltaje [V]* 690
Factor de potencia* 0,95
Tipo de generador* Inducción de doble alimentación
Velocidad de arranque [m/seg] 3
Velocidad nominal [m/seg] 9,5
Velocidad de corte [m/seg] 20
Diámetro del rotor [m] 140
Altura de la góndola [m] 100-110

108
 Tabla 4.53: Curva de potencia aerogenerador Windtec DD 3000-140 [9].

Velocidad [m/seg] Potencia [kw]

1 0
2 0
3 48,87
4 206,95
5 470,53
6 859,86
7 1.396,56
8 2.096,78
9 2.803,15
9,5 3.005,69
10 3.005,69
11 3.005,69
12 3.005,69
13 3.005,69
14 3.005,69
15 3.005,69
16 3.005,69
17 3.005,69
18 3.005,69
19 3.005,69
20 3.005,69

Figura 4.53: Curva de potencia aerogenerador Windtec DD 3000-140 [9].

4.8.3.2. Ciclo diario anual de potencia de generación

Dada la distribución de velocidades del ciclo diario anual de las ubicaciones presentes en las
Figuras 4.44, 4.45 y 4.46, así como la curva de potencia del aerogenerador Windtec DD 3000-
140, se puede interpolar la potencia en función de la velocidad, obteniendo el ciclo diario anual de
potencia de generación. Mediante el Explorador eólico se obtienen las Figuras 4.54, 4.55 y 4.56

109
tomando como altura de la góndola 100 m.

(a) Ciclo diario anual de la Ubicación 1. (b) Ciclo diario anual de la Ubicación 2.

Figura 4.54: Comparación ciclo diario anual de potencia generada [9].

(a) Ciclo diario anual de la Ubicación 3. (b) Ciclo diario anual de la Ubicación 4.

Figura 4.55: Comparación ciclo diario anual de potencia generada [9].

(a) Ciclo diario anual de la Ubicación 5. (b) Ciclo diario anual de la Ubicación 6.

Figura 4.56: Comparación ciclo diario anual de potencia generada [9].

4.8.3.3. Ciclo anual de generación de energía

Dado el ciclo diario anual de potencia generada para cada ubicación presente en las Figuras 4.54,
4.55 y 4.56, se puede obtener la energía mensual generada mediante la Ecuación 4.2. De este modo

110
se obtiene la Tabla 4.54 y las Figuras 4.57, 4.58 y 4.59.
23
Em, j = n j · ∑ Pi j · ti (4.2)
i=0

• Em, j [Mwh/mes]: Energía mensual generada en el mes j.

• Pi j [Mw]: Potencia generada en la hora i del mes j.
• ti = 1 [h]: Tiempo de operación potencia.
• n j : número de días del mes j.

Tabla 4.54: Comparación de la energía generada mensual para las diferentes ubi-
caciones.

Energía Energía Energía Energía Energía Energía

U1 U2 U3 U4 U5 U6
Mes
[Mwh/ [Mwh/ [Mwh/ [Mwh/ [Mwh/ [Mwh/
mes] mes] mes] mes] mes] mes]
Enero 1.097 1.181 1.279 1.006 1.152 1.165
Febrero 903 1.038 1.126 893 1.024 1.037
Marzo 836 986 1.086 847 987 957
Abril 763 887 974 808 920 846
Mayo 481 647 829 711 824 843
Junio 481 647 829 711 824 843
Julio 494 661 854 736 858 875
Agosto 506 668 836 710 831 840
Septiembre 552 742 847 692 798 793
Octubre 594 780 866 669 781 783
Noviembre 726 885 964 741 850 876
Diciembre 1.018 1.120 1.237 954 1.126 1.130

(a) Ciclo anual de la Ubicación 1. (b) Ciclo anual de la Ubicación 2.

Figura 4.57: Comparación ciclo anual de generación de energía [9].

111
 (a) Ciclo anual de la Ubicación 3. (b) Ciclo anual de la Ubicación 4.

Figura 4.58: Comparación ciclo anual de generación de energía [9].

(a) Ciclo anual de la Ubicación 5. (b) Ciclo anual de la Ubicación 6.

Figura 4.59: Comparación ciclo anual de generación de energía [9].

La Tabla 4.55 resumen las principales características de la generación de los emplazamientos,

donde el factor de planta se obtiene mediante la Ecuación 4.3.
Eg
FP = · 100 (4.3)
Ea
• FP [ %]: Factor de planta
• Eg = ∑12
j=1 Em, j [Mwh/año]: Energía anual generada por el aerogenerador

• Em, j [Mwh/mes]: Energía mensual generada en el mes j

• Ea = Pn · 365 · 24 [Mwh/año]: Energía máxima anual que podría generar el aerogenerador.
• Pn [Mw]: Potencia nominal del aerogenerador.

112
 Tabla 4.55: Comparación de la generación de energía para las diferentes ubicacio-
nes.

Ubicación U1 U2 U3 U4 U5 U6
Potencia
1.979 2.159 2.243 1.913 2.196 1.966
máxima [kw]
Potencia
991 1.187 1.349 1.090 1.262 1.252
promedio [kw]
Potencia
431 668 844 679 707 801
mínima [kw]
Energía promedio
704,23 853,47 977,39 789,81 914,43 915,74
[Mwh/mes]
Factor de planta [ %] 32,16 38,97 44,63 36,06 41,75 41,81

4.8.4. Cercanía a la aplicación

Como una primera aproximación se utiliza la plataforma Google Maps para determinar las po-
sibles rutas de transporte terrestre desde las ubicaciones hacia el Hospital Regional de Concepción
[36].

Las posibles rutas de transporte se pueden apreciar en las Figuras 4.60, 4.61 y 4.62, 4.63, 4.64 y
4.65 así como las distancias de separación se pueden ver en la Tabla 4.56.

Figura 4.60: Rutas de transporte terrestre para la Ubicación 1 [36].

113
Figura 4.61: Rutas de transporte terrestre para la Ubicación 2[36].

Figura 4.62: Rutas de transporte terrestre para la Ubicación 3 [36].

Figura 4.63: Rutas de transporte terrestre para la Ubicación 4[36].

114
 Figura 4.64: Rutas de transporte terrestre para la Ubicación 5[36].

Figura 4.65: Rutas de transporte terrestre para la Ubicación 6[36].

Tabla 4.56: Distancia desde las diferentes ubicaciones al Hospital Regional de

Concepción [36].

Ubicación U1 U2 U3 U4 U5 U6
Distancia [km] 57 66,6 51,2 46,6 40,8 87,6

4.8.5. Disponibilidad de terreno

Como una primera aproximación se utiliza la plataforma Google Earth para determinar el área
disponible de cada emplazamiento, procurando estar en las zonas donde se maximiza el recurso
eólico, existe menos rugosidad del sector, así como se toman terrenos valdios para evitar zonas
protegidas [34]. La estimación inicial del área disponible por zona se puede apreciar en las Figuras
4.66 a 4.71. La Tabla 4.57 compara las disponibilidad de terreno así como el desnivel máximo y la
clase de rugosidad del terreno en base a la Tabla 2.3.

115
Figura 4.66: Vista general (izquierda), área estimada (centro) y vista del desnivel
de terreno (derecha) Ubicación 1.

Figura 4.67: Vista general (izquierda), área estimada (centro) y vista del desnivel
de terreno (derecha) Ubicación 2.

Figura 4.68: Vista general (izquierda), área estimada (centro) y vista del desnivel
de terreno (derecha) Ubicación 3.

116
Figura 4.69: Vista general (izquierda), área estimada (centro) y vista del desnivel
de terreno (derecha) Ubicación 4.

Figura 4.70: Vista general (izquierda), área estimada (centro) y vista del desnivel
de terreno (derecha) Ubicación 5.

Figura 4.71: Vista general (izquierda), área estimada (centro) y vista del desnivel
de terreno (derecha) Ubicación 6.

117
 Tabla 4.57: Comparación de la disponibilidad de terreno de las diferentes ubica-
ciones.

Criterio U1 U2 U3 U4 U5 U6
Altura máxima [msnm] 340 250 410 320 330 340
Altura mínima [msnm] 170 130 200 220 220 140
Desnivel máximo [m] 170 120 210 100 110 200
Clase de rugosidad 2 2,5 2 2,5 2,5 1

La Tabla 4.58 y Figura 4.72 muestra las zonas protegidas y santuarios de la naturaleza, y la
Tabla 4.59 junto con la Figura 4.73 muestra los monumentos y edificios históricos cercanos a las
ubicaciones de interés.

Tabla 4.58: Zonas protegidas y santuarios de la naturaleza en las cercanías de las

ubicaciones de interés [37].

Zonas protegidas Localidad

Parque Nacional Nonguen Concepción
Parque Jorge Alessandri Coronel
Parque Botánico Isidora Goyenechea de Cousiño Lota
Parque Tumbes Talcahuano
Santuario Parque Hualpen Hualpen

Figura 4.72: Zonas protegidas y santuarios de la naturaleza en las cercanías de las

ubicaciones de interés [37].

118
Tabla 4.59: Monumentos y edificios históricos presentes en las cercanía de las
ubicaciones de interés [38].

Monumento Localidad
Universidad de Concepción Concepción
Ruinas del Mercado central de Concepción Concepción
Ruinas Del Teatro Enrique Molina Garmendia Concepción
Mauseolo del General José Maria de la Cruz Concepción
Museo de Historia Natural de Concepción Concepción
Restos del convento de la Merced Concepción
Parque Hito Galvarino Coronel
Torre Centenario Lota
Mina Chiflón el diablo Lota
Centro Cultural Pabellón 83 Lota
Teatro del Sindicato No 6 de Los Mineros de Lota Lota
Central Hidroeléctrica Chivilingo Lota
Fuerte de Calcula Lota
Fuerte de Lota Lota
Fuerte la Planchada Penco
Fuerte Santa Juana Santa Juana
Memoria Fuerte El Morro Talcahuano Talcahuano
Ex Fabrica Textil Bellavista Florida Tome
Deportivo y Cine Bellavista Tome
Campanario de Rere Yumbel

Figura 4.73: Monumentos y edificios históricos en las cercanías de las ubicaciones

de interés [38].

119
4.8.6. Comparación de las ubicaciones posibles
La Tabla 4.60 compara los diferentes criterios estudiados anteriormente para las posibles ubica-
ciones.
Tabla 4.60: Comparación de las posibles ubicaciones de la planta de hidrógeno
verde.

Ubicación U1 U2 U3 U4 U5 U6
Velocidad promedio
6,79 7,40 8,13 6,77 7,70 7,34
[m/seg]
Direccionalidad 3 2 1 1 1 1
Potencia promedio [kw] 991 1.187 1.349 1.090 1.262 1.252
Energía promedio
704,23 853,47 977,39 789,81 914,43 915,74
mensual [Mwh]
Factor de planta [ %] 32,16 38,97 44,63 36,06 41,75 41,81
Cercanía [km] 57 66,6 51,2 46,6 40,8 87,6
Disponibilidad de
1,76 2,9 9,94 4,55 4,28 9,02
terreno [km2 ]
Desnivel máximo [m] 170 120 210 100 110 200
Clase de rugosidad 2 2,5 2 2,5 2,5 1
Zonas protegidas No No No No No No

4.8.7. Elección de la ubicación de la planta

En primer lugar destacar que en base al análisis del recurso energético primario, se puede ver,
del ciclo diario anual de velocidad del viento en las Figuras 4.44, 4.45 y 4.46, que la mayor ve-
locidad del viento a lo largo del día se da entre las 00:00 y 6:00, teniendo la menor velocidad del
viento entre las 10:00 y las 15:00. Lo anterior lleva a que la generación de potencia, presente en las
Figuras 4.54, 4.55 y 4.56 posea un comportamiento similar, dado que la potencia es proporcional a
la velocidad del viento.

Del mismo modo al analizar el ciclo anual de velocidad del viento, presentes en las Figuras 4.47,
4.48 y 4.49, se puede ver que la velocidad del viento es menor en los meses de invierno en compara-
ción a los meses mas cálidos. De este modo la generación de energía, presente en las Figuras 4.57,
4.58 y 4.59, sigue un comportamiento similar. Dado lo anterior y al ver de la Figura 4.17, se hace
inminente la necesidad de almacenamiento en los periodos de mayor producción que corresponde
al verano, para los periodos de mayor consumo que corresponde a invierno, donde la producción
es la menor.

Por otro lado, la ubicación óptima sera aquella que posea la mayor generación a lo largo del año,
exista una baja direccionalidad del viento, disminuyendo las turbulencias. Así también debe estar
lo mas cerca posible del uso final, tener la mayor disponibilidad de terreno, con un bajo desnivel y
rugosidad, y alejado de zonas protegidas.

En base a la Tabla 4.60 las Ubicaciones 3 y 6 se perfilan con gran potencial, dado su alto factor de
planta, disponibilidad de terreno, cercanía al uso final, baja rugosidad y direccionalidad. Sin embar-
go, ambas poseen un alto desnivel máximo de terreno, pero dada su alta disponibilidad de terreno

120
se espera escoger aquellas zonas con menores desniveles. Es así que la ubicación seleccionada es
la Ubicación 3 pues existe el mayor factor de planta así como esta mas cerca de la aplicación final
si se compara con la Ubicación 6.

4.9. Esquema conceptual de la plata de producción de hidró-

geno verde
La Figura 4.74 entrega un diagrama de flujo de la planta de producción de hidrógeno y oxígeno.
Se tiene que la energía es provista por una planta de energía eólica hacia el sistema de electrolisis,
sistema de bombeo y compresión. El electrolizador PEM toma agua y electricidad obteniendo oxí-
geno e hidrógeno.

El hidrógeno generado pasa por un sistema de compresión multiepata con refrigeración inter-
media, hasta ser almacenado en estanques a alta presión. Una fracción del hidrógeno se distribuye
a las estaciones de carga que alimentan a camiones con celdas de combustible PEM, para efec-
tuar el traslado al Hospital Regional de Concepción. El oxígeno pasa por un ciclo combinado de
compresión multietapa con refrigeración intermedia, y licuefacción, obteniendo oxígeno gaseoso y
liquido. Estos son almacenados en estanques que lo inyectan a camiones que funcionan con celdas
de combustible PEM, para ser transportados al Hospital Regional de Concepción.

Por su parte la Figura 4.75, presenta el diagrama de flujo del uso de hidrógeno verde en el
Hospital Regional de Concepción. Este se utiliza para alimentar las celdas de combustible para la
generación eléctrica, y se inyecta en la red de gas en combinación con el gas natural para la gene-
ración térmica. El oxígeno abastece la bodega del elemento gaseoso y el estanque criogénico. El
agua caliente producto de las celdas se reutiliza para cogeneración, así como se recupera almace-
nándose, y transportándose en camiones que funcionan con celdas de combustible PEM a la planta
de producción.

121
Figura 4.74: Diagrama de flujo planta de producción de hidrógeno y oxígeno verde.
Figura rotada en 90o
122
Figura 4.75: Diagrama de flujo uso de hidrógeno y oxígeno verde en Hospital
Regional de Concepción. Figura rotada en 90o .

123
Capítulo 5

Ingeniería básica de la planta de producción

de hidrógeno verde

En la ingeniería básica se reflejan definitivamente todos los requerimientos del proyecto, las es-
pecificaciones básicas de los principales equipos utilizados, realización de cálculos de transferencia
de masa y energía, así como un dimensionamiento general.

De la ingeniería básica se espera obtener un dimensionamiento de la aplicación final, el sistema

de transporte de los compuestos, el método de producción de hidrógeno y oxígeno, así como el
sistema de almacenamiento, junto con el abastecimiento de energías renovables.

5.1. Dimensionamiento de los equipos del uso final

A continuación se entrega un dimensionamiento de los principales equipos que conforman el uso
final de hidrógeno verde en el Hospital Regional de Concepción.

5.1.1. Disposición de equipos eléctricos

El principal equipo para satisfacer el consumo eléctrico corresponde a la celda de combustible.
Los productores más relevantes se encuentran en Estados Unidos, Canadá, Japón y Europa, tal
como se ve en la Tabla 5.1 [2].

124
 Tabla 5.1: Principales proveedores de celdas de combustible en el mundo [2].

Proveedor País
Fuel Cell Energy
Doosan Fuel Cell America Estados
Plug Power Unidos
Bloom Energy
Hydrogenics
Canadá
Ballard Power Systems
Fuel Cell Power
Panasonic
Toshiba
Eneos Cell Tech Japón
Kyocera
Aisin Seiki
Jx Eneos
Ceramic Full Cell Australia
GenCell Israel
ACTA Spa Italia
Air Liquide Francia
AFC Energy UK
Convion Finlandia
Bosch AG
Elcone
Heliocentris
Proton Motor
Alemania
SFC Energy
Siemens
Viessmann
Vaillant
Fronius Austria
Hexis Suiza
Nedtack Holanda
SenerTec España

En base a un testeo de los equipos disponibles en el mercado se escoge la celda de combustible

del fabricante Protón Motor modelo PM 400 Stack Module 240 como se ve en la Figura 5.1, cuyas
especificaciones dadas por el fabricante se entregan en la Tabla 5.2 [39]. Lo anterior se debe a su
aplicación en usos estacionarios de energía y la gran potencia que posee.

125
 Tabla 5.2: Especificaciones técnicas celda de combustible Protón Motor PM 400
Stack Module 240 [39].

Fabricante Protón motor

Modelo PM 400 Stack Module 240
País Alemania
Dimensiones [mm] 436x1235x279
Peso [kg] 109
Potencia generada mínima CC [kW] 10,3
Potencia generada máxima CC [kW] 71
Voltaje de salida CC [V] 142-275
Corriente de salida CC [A] 0-500
Eficiencia [ %] 47-67
Presión de operación [bar] 8
Temperatura de operación [o C] -35 a 45
Pureza del hidrógeno [ %] 99,999 norma ISO 14687-2
Flujo de hidrógeno max [kgH2 /h] 4,64

Figura 5.1: Celda de combustible Protón Motor PM 400 Stack Module 240 [39].

Dado que para las celdas de combustible la eficiencia de conversión aumenta con la temperatura
y la presión, se toma como temperatura de operación 40o C y presión de operación 8 bar.

Para los sistemas que funcionan con corriente alterna (CA) se tienen las Ecuaciones 5.1, 5.2, 5.3,
5.4 y 5.5 [40].

S = P+ j·Q (5.1)

P = Vrms · Irms · cos(ϕ) (5.2)

Q = Vrms · Irms · sen(ϕ) (5.3)

|S| = Vrms · Irms (5.4)

126
 P
cos(ϕ) = (5.5)
|S|
donde:

• S [VA]: Potencia aparente del sistema.

• P [W]: Potencia activa del sistema.
• Q [VAr]: Potencia reactiva del sistema.
• j2 = −1: Unidad imaginaria.
• Vrms [V ]: Voltaje cuadrático medio de la onda sinusoidal del voltaje.
• Irms [A]: Corriente media cuadrática de la onda sinusoidal de la corriente.
• cos(ϕ): Factor de potencia.
• ϕ [o ]: Fase de la onda sinusoidal de la potencia aparente.

La potencia activa esta relacionada a la potencia consumida por las cargas resistivas (parte real),
tiene un carácter disipativo. Una empresa de distribución eléctrica cobra solamente por la activa,
que es la de los consumos efectivos. Por su parte la potencia reactiva esta relacionada a la potencia
consumida por las cargas inductivas/capacitivas (parte imaginaria). La potencia reactiva no posee
un carácter de ser consumida, sino que aparece en bobinas y condensadores en los circuitos, donde
tiene valor medio nulo (no genera trabajo), por lo que se consume y se vuelve a entregar a la red
[40].

Dada la Tabla 4.3 y las Ecuaciones 5.4 y 5.2 se obtienen las condiciones de operación de los
empalmes eléctricos en baja tensión, mostradas en la Tabla 5.3.

Tabla 5.3: Condiciones de operación empalmes eléctricos de corriente alterna (CA)

de los edificios del Hospital Regional de Concepción.

Empalme MB y TPC CAA

Potencia aparente CA |S|em [kVA] 2.000 1.500
Factor de potencia CA FPem 0,97 0,97
Voltaje baja tensión CA Vem−rms [V ] 400 380
Potencia activa CA Pem [kW ] 1.940 1.455
Corriente CA Iem−rms [A] 5.000 3.947

Dado que las celdas de combustible producen corriente continua se debe utilizar un inversor
de tal manera de invertir la corriente de continua a altera e inyectarla a una barra de potencia
para distribuirla en los edificios del Hospital. Para ello se escoge el inversor central del fabricante
Sungrow modelo SG1500UD mostrado en la Figura 5.2, cuyas especificaciones técnicas se ven en
la Tabla 5.4 [41]. Lo anterior pues posee una alta potencia de operación, y un voltaje adecuado
para su implementación en baja tensión en el Hospital Regional de Concepción, sin el uso de
transformadores.

127
Tabla 5.4: Especificaciones técnicas inversor central del fabricante Sungrow mo-
delo SG1500UD [41].

Fabricante Sungrow
Modelo SG1500UD
Entrada corriente continua (CC)
Máximo voltaje [V] 1.100
Rango de voltaje nominal [V] 580-850
Mínimo voltaje [V] 580
Número de entradas independientes 2
Número de entradas CC 14 (12 a 18 opcional)
Máxima corriente [A] 2*1.448
Salida corriente alterna (CA)
Potencia [kVA] @45 C o 1.650
Potencia [kVA] @50o C 1.500
Voltaje nominal [V] 400
Rango de voltaje [V] 320-460
Máxima corriente [A] 2.381
Frecuencia nominal [Hz] 50
Factor de potencia a potencia nominal >0,99
Factor de potencia ajustable 0,8 adelantado - 0,8 retrasado
Fases de alimentación / Fases de conexión 3/3
General
Máxima eficiencia [ %] 99
Dimensiones (WxHxD) [mm] 2.150 x 2.120 x 850
Peso [kg] 1.900
o
Rango de temperatura operación [ C] -35 a 60 (>50 de reducción)

Figura 5.2: Inversor del fabricante Sungrow modelo SG1500UD [41].

128
 Dada las especificaciones técnicas de la celda de combustible en la Tabla 5.2 y la alta corriente de
operación de los empalmes eléctricos de la Tabla 5.3 se opta por utilizar una corriente de operación
de 450 A para las celdas manteniendo un margen de seguridad con la corriente máxima. Extrapo-
lando la Ecuación 5.4 para el caso de corriente continua se obtienen los parámetros de operación
de las celdas de combustible a máxima potencia, presentes en la Tabla 5.5.

Tabla 5.5: Parámetros de operación en corriente continua (CC) celdas de combus-

tible Protón Motor PM 400 StackModule 240 .

Potencia operación CC Pc [kW ] 71

Corriente de operación CC Ic [A] 450
Voltaje operación CC Vc [V ] 157

Dada las especificaciones técnicas de los inversores en la Tabla 5.4 y la alta corriente de opera-
ción de los empalmes eléctricos de la Tabla 5.3 se opta por limitar a una corriente máxima de 2.000
A y voltaje de 400 V para la corriente alterna (CA), así como una corriente máxima de 1.000 A y
voltaje máximo de 800 V para la corriente continua de los inversores, manteniendo un margen de
seguridad con las corrientes máximas del fabricante. En base a la Ecuación 5.4 y extrapolando la
Ecuación 5.4 para el caso de corriente continua se obtienen los limites de operación de los inverso-
res, presentes en la Tabla 5.6.

Tabla 5.6: Parámetros de operación máximos para los inversores del fabricante
Sungrow modelo SG1500UD.

Edificio MB y TPC CAA

Voltaje máximo CA Vimax−rms [V ] 400 380
Corriente máxima CA Iimax−rms [A] 2.000 2.000
Factor de potencia CA FPi 0,99 0,99
Potencia activa máxima CA Pout imax [kW ] 792 752
Voltaje máximo CC Vimax [V ] 800 800
Corriente máxima CC Iimax [A] 1.000 1.000
Potencia máxima CC Pint imax [kW ] 800 800
Eficiencia conversión ηi [ %] 99 99

Se establece como condición de diseño en corriente continua (CC), que la potencia de operación
de los celdas de combustible sea igual a la potencia activa del empalme eléctrico en corriente alter-
na (CA).

El número total de celdas de combustible se obtiene mediante la Ecuación 5.6, así como el nú-
mero de celdas de combustible por inversor se obtiene mediante la Ecuación 5.7. Dimensionando
por potencias de operación de los equipos.

Pem
Nct = (5.6)
Pc

129
 in
Pimax
Nci = (5.7)
Pc
donde:

• Nct : Número total de celdas por empalme eléctrico.

• Pem [kW ]: Potencia activa empalme eléctrico CA.
• Pc [kW ]: Potencia operación celdas de combustible CC.
• Nci : Número total de celdas por inversor.
• in [kW ]: Potencia máxima inversor CC.
Pimax

El número de celdas de combustible conectadas en serie a cada inversor se obtiene mediante la

Ecuación 5.8, así como el número de celdas conectadas en paralelo se obtiene mediante la Ecuación
5.9. Lo anterior dado que en serie los voltajes se suman y en paralelo las corrientes se suman.

Vimax
Ncs = (5.8)
Vc
Iimax
Ncp = (5.9)
Ic
donde:

• Ncs : Número de celdas en serie por inversor.

• Vimax [V ]: Voltaje máximo inversor CC .
• Vc [V ]: Voltaje operación celdas de combustible CC.
• Ncp : Número de celdas en paralelo.
• Iimax [A]: Corriente máxima inversor CC.
• Ic [A]: Corriente operación celdas de combustible CC .

Se establece como condición de diseño en corriente alterna (CA), que la potencia activa de ope-
ración de los inversores sea igual a la potencia activa de los empalmes eléctricos presentes en los
edificios.

El número total de inversores se obtiene mediante la Ecuación 5.10, dimensionando por poten-
cia. El número de inversores conectados en serie se obtiene mediante la Ecuación 5.11, así como
el número de inversores conectados en paralelo se obtiene mediante la Ecuación 5.12 . Lo anterior
dado que en serie los voltajes se suman y en paralelo las corrientes se suman, tomando como refe-
rencia el empalme eléctrico.

Pem
Nit = out (5.10)
Pimax

130
 Vem−rms
Nis = (5.11)
Vimax−rms
Iem−rms
Nip = (5.12)
Iimax−rms
donde:

• Nit : Número total de inversores por empalme eléctrico.

• Pem [kW ]: Potencia activa empalme eléctrico CA.
• out [kW ]: Potencia activa máxima inversor CA.
Pimax
• Nis : Número de inversores en serie.
• Vem−rms [V ]: Voltaje baja tensión empalme eléctrico CA.
• Vimax−rms [V ]: Voltaje máximo del inversor CA.
• Nip : Número de inversores en paralelo.
• Iem−rms [A]: Corriente baja tensión empalme eléctrico CA.
• Iimax−rms [A]: Corriente máxima del inversor CA.

Dadas las Ecuaciones 5.6 a 5.12, así como las Tablas 5.3, 5.5, y 5.6 se obtiene la Tabla 5.7 que
señala el arreglo de los equipos eléctricos para los empalmes del Hospital Regional de Concepción.

Tabla 5.7: Disposición general de los equipos eléctricos para el abastecimiento de

energía del Hospital Regional de Concepción.

Edificio MB y TPC CAA

Número total de celdas Nct 28 20
Número de celdas por inversor Nci 10 10
Número de celdas en serie Ncs 5 5
Número de celdas en paralelo Ncp 2 2
Número total de inversores Nit 3 2
Número inversores serie Nis 1 1
Número inversores paralelo Nip 3 2

La potencia de operación de entrada en corriente continua (CC) a los inversores se obtiene me-
diante la Ecuación 5.13, la corriente de entrada se obtiene mediante la Ecuación 5.14, y el voltaje
de entrada con la Ecuación 5.15.

Piin = Nci · Pc (5.13)

Ii = Ncp · Ic (5.14)

131
 Vi = Ncs ·Vc (5.15)
donde:

• Piin [kW ]: Potencia operación entrada inversor CC.

• Nci : Número de celdas por inversor.
• Pc [kW ]: Potencia de operación celdas CC.
• Ii [A]: Corriente de operación entrada del inversor CC.
• Ncp : Número de celdas en paralelo por inversor CC.
• Ic [A]: Corriente de operación celdas CC.
• Vi [V ]: Voltaje de operación entrada inversor CC.
• Ncs : Número de celdas en serie por inversor CC.
• Vc [V ]: Voltaje de operación celdas CC.

La potencia de operación de entrada en corriente continua (CC) del arreglo de inversores se ob-
tiene mediante la Ecuación 5.16, la corriente de entrada se obtiene mediante la Ecuación 5.17, y el
voltaje de entrada con la Ecuación 5.18.

Paiin = Nit · Piin (5.16)

Iai = Nip · Ii (5.17)

Vai = Nis ·Vi (5.18)

donde:

• Paiin [kW ]: Potencia operación entrada arreglo inversores CC.

• Nit : Número total de inversores.
• Piin [kW ]: Potencia operación entrada inversor CC.
• Iai [A]: Corriente de operación entrada arreglo inversores CC.
• Nip : Número de inversores en paralelo.
• Ii [A]: Corriente de operación entrada del inversor CC.
• Vai [V ]: Voltaje de operación entrada arreglo inversores CC.
• Nis : Número de inversores en serie.
• Vi [V ]: Voltaje de operación entrada inversor CC.

132
 Dadas las Ecuaciones 5.13 a 5.18, y las Tablas 5.5 y 5.7, se obtienen las Tablas 5.8 y 5.9. Lo
anterior se visualiza mejor en las Figuras 5.3 y 5.4.

Tabla 5.8: Condiciones de operación para la entrada en corriente continua (CC)

de los inversores en los edificios del Hospital Regional de Concepción. *Valores
máximos de operación del inversor.

Edificio MB y TPC CAA

Potencia CC Pin
i [kW ] 710* 710
Voltaje operación CC Vi [V ] 785* 785
Corriente de operación CC Ii [A] 900 900

Tabla 5.9: Condiciones de operación para la entrada en corriente continua (CC) del
arreglo de inversores de los edificios del Hospital Regional de Concepción

Edificio MB y TPC CAA

Potencia operación Pin
ai [kW ] 1.988 1.420
Voltaje operación Vai [V ] 785 785
Corriente operación Iai [A] 2.700 1.800

Figura 5.3: Esquema de las celdas de combustible por inversor y las parámetros
de operación a la entrada de corriente continua (CC) de los edificios Monoblock
(MB) y Torre de pacientes críticos (TPC).

133
 Figura 5.4: Esquema de las celdas de combustible por inversor y los parámetros de
operación a la entrada de corriente continua (CC) del Centro de atención ambula-
toria (CAA).

La potencia de operación de salida en corriente alterna (CA) de los inversores se obtiene me-
diante la Ecuación 5.19, la corriente de salida se obtiene mediante la Ecuación 5.20, y el voltaje de
salida con la Ecuación 5.21.

Piout = ηi · Piin (5.19)

Piout
Ii−rms = (5.20)
FPi ·Vi−rms

Vi−rms = Vimax−rms (5.21)

donde:

• Piout [kW ]: Potencia operación salida inversor CA.

• ηi : Eficiencia de conversión de energía inversor.
• Piin [kW ]: Potencia de operación entrada inversor CC.
• Ii−rms [A]: Corriente de operación salida del inversor CA.
• FPi : Factor de potencia del inversor CA.
• Vi−rms [V ]: Voltaje de operación salida inversor CA.
• Vimax−rms [V ]: Voltaje de operación empalme eléctrico CA.

La potencia de operación de salida en corriente alterna (CA) del arreglo de inversores se obtiene
mediante la Ecuación 5.22, la corriente de salida se obtiene mediante la Ecuación 5.23, y el voltaje

134
de salida con la Ecuación 5.24.

Paiout = Nit · Piout (5.22)

Iai−rms = Nip · Ii−rms (5.23)

Vai−rms = Nis ·Vi−rms (5.24)

donde:

• Paiout [kW ]: Potencia operación salida arreglo inversores CA.

• Nit : Número total de inversores.
• Piout [kW ]: Potencia operación salida inversor CA.
• Iai−rms [A]: Corriente de operación salida arreglo inversores CA.
• Nip : Número de inversores en paralelo.
• Ii−rms [A]: Corriente de operación salida del inversor CA.
• Vai−rms [V ]: Voltaje de operación salida arreglo inversores CA.
• Nis : Número de inversores en serie.
• Vi−rms [V ]: Voltaje de operación salida inversor CA.

Dadas las Ecuaciones 5.19 a 5.24, y las Tablas 5.6, 5.7 y 5.8, se obtienen las Tablas 5.10 y 5.11.
Lo anterior se visualiza mejor en las Figuras 5.5 y 5.6.

Tabla 5.10: Condiciones de operación para la salida en corriente alterna (CA) de

los inversores en los edificios del Hospital Regional de Concepción. *Valores má-
ximos de operación del inversor.

Edificio MB y TPC CAA

Potencia operación CA Pout
i [kW ] 703* 703
Voltaje operación CA Vi−rms [V ] 400 380
Corriente de operación CA Ii−rms [A] 1.775* 1.868

Tabla 5.11: Condiciones de operación para la salida en corriente alterna (CA) del
arreglo de inversores de los edificios del Hospital Regional de Concepción.

Edificio MB y TPC CAA

Potencia activa entrada barra CA Pout
ai [kW ] 1.968 1.406
Voltaje entrada barra CA Vai−rms [V ] 400 380
Corriente entrada barra CA Iai−rms [A] 4.970 3.736

135
 Figura 5.5: Esquema de los inversores para la barra de potencia y las parámetros
de operación a la salida en corriente alterna (CA) de los edificios Monoblock (MB)
y Torre de pacientes críticos (TPC).

Figura 5.6: Esquema de los inversores para la barra de potencia y los parámetros de
operación a la salida en corriente alterna (CA) del Centro de atención ambulatoria
(CAA).

Las Figuras 5.7 y 5.8 muestran el diagrama unilineal de la generación eléctrica con celdas de
combustible para los edificios del Hospital Regional de Concepción.

136
Figura 5.7: Diagrama unilineal del circuito eléctrico de los edificios Monoblock
(MB) y Torre de pacientes críticos (TPC).

137
 Figura 5.8: Diagrama unilineal del circuito eléctrico del Centro de atención ambu-
latoria (CAA).

5.1.2. Balance de masa generación eléctrica

El consumo de hidrógeno para la generación eléctrica de la celda de combustible se obtiene
mediante la Ecuación 5.25.
ṁcH2
Cc = (5.25)
Pc
donde:
• Cc [kgH2 /kwh]: Consumo de hidrógeno para energía eléctrica celda de combustible.
• ṁcH2 [kgH2 /h]: Flujo másico máximo de hidrógeno en la celda.
• Pc [kW ]: Potencia máxima de operación de la celda.
Para determinar los flujos másicos de entrada de oxígeno y agua de salida nominales se utiliza la
Ecuación 5.26 que resumen el proceso global de conversión de energía y la Tabla 5.12.

138
 2H2 + O2 → 2H2 O (5.26)

Tabla 5.12: Masa molar de los compuestos presentes en la reacción de la celda de

combustible.

Compuesto Masa molar [gr/mol]

H 1
O 16
2H2 4
O2 32
2H2 O 36

La proporción de oxígeno y de agua en base al consumo de hidrógeno se obtiene mediante la

Ecuación 5.27 y 5.28.
MMO2
rO2 = (5.27)
MM2H2
MM2H2 O
rH2 O = (5.28)
MM2H2
donde:
• rO2 [kgO2 /kgH2 ]: Proporción de consumo de oxígeno en relación al hidrógeno.
• rH2 O [kgH2 O/kgH2 ]: Proporción de consumo de agua en relación al hidrógeno.
• MM2H2 O [gr/mol]: Masa molar del hidrógeno en la reacción de la celda de combustible.
• MMO2 [gr/mol]: Masa molar del oxígeno en la reacción de la celda de combustible.
• MM2H2 O [gr/mol]: Masa molar del agua en la reacción de la celda de combustible

Dadas las Ecuaciones 5.27 y 5.28 y la Tabla 5.12 se obtiene la Tabla 5.13.

Tabla 5.13: Proporción de consumo de oxígeno y agua en relación al hidrógeno

Proporción consumo Valor

Oxígeno rO2 [kgO2 /kgH2 ] 8
Agua rH2 O [kgH2 O/kgH2 ] 9

Los flujos másicos de oxígeno y agua nominales se obtienen mediante la Ecuación 5.29 y 5.30.

ṁcO2 = ṁcH2 · rO2 (5.29)

ṁcH2 O = ṁcH2 · rH2 O (5.30)

donde:
• ṁcO2 [kgO2 /h]: Flujo másico del oxígeno en la celda nominal.

139
 • ṁcH2 O [kgH2 O/h]: Flujo másico del agua en la celda nominal.
• ṁcH2 [kgH2 /h]: Flujo másico de hidrógeno en la celda máximo.
• rO2 [kgO2 /kgH2 ]: Proporción de consumo de oxígeno en relación al hidrógeno.
• rH2 O [kgH2 O/kgH2 ]: Proporción de consumo de agua en relación al hidrógeno.

En base a la Ecuación 5.25, la Tabla 5.2, las Ecuaciones 5.29 y 5.30 y la Tabla 5.13 se completan
las especificaciones tecnicas de la celda con la Tabla 5.14.

Tabla 5.14: Especificaciones técnicas faltantes de la celda de combustible Protón

Motor PM 400 Stack Module 240.

Consumo de hidrógeno max Cc [kgH2 /kwh] 0,065

Flujo de hidrógeno entrada max ṁcH2 [kgH2 /h] 4,64
Flujo de oxígeno entrada nominal ṁcO2 [kgO2 /h] 36,83
Flujo de agua salida nominal ṁcH2 O [kgH2 0/h] 41,47

La masa necesaria de hidrógeno y oxígeno para el abastecimiento de energía eléctrica, así como
el agua generada en el proceso se obtienen mediante las Ecuaciones 5.31, 5.32 y 5.33.

mdH2 = Cc ·Ce (5.31)

mdO2 = mdH2 · rO2 (5.32)

mgH2 O = mdH2 · rH2 O (5.33)

donde:

• mdH2 [kgH2 /mes]: Masa de hidrógeno demandada celda de combustible.

• Cc [kgH2 /kwh]: Consumo de hidrógeno para energía eléctrica celda de combustible.
• Ce [kwh/mes]: Consumo eléctrico mensual Hospital Regional de Concepción.
• mdO2 [kgO2 /mes]: Masa de oxígeno demandada celda de combustible.
• mgH2 O [kgH2 O/mes]: Masa de agua generada celda de combustible.
• rO2 [kgO2 /kgH2 ]: Proporción de consumo de oxígeno en relación al hidrógeno.
• rH2 O [kgH2 O/kgH2 ]: Proporción de consumo de agua en relación al hidrógeno.

En base a la Ecuación 5.31, las Tablas 5.14 y 4.4 se obtiene la demanda de hidrógeno verde
mensual para satisfacer el consumo eléctrico de cada edificio, la cual se puede ver en las Tablas
5.15 y 5.16 y Figura 5.9.

140
 Tabla 5.15: Demanda de hidrógeno para la generación de energía eléctrica por
edificios Hospital Regional de Concepción.

Demanda hidrógeno Demanda hidrógeno Demanda hidrógeno

Mes/Año
MB-TPC [kg/mes] CAA [kg/mes] total [kg/mes]
Enero 28.521 17.774 46.296
Febrero 25.482 15.658 41.140
Marzo 28.673 18.228 46.901
Abril 27.660 18.444 46.104
Mayo 27.942 18.974 46.916
Junio 27.430 18.409 45.839
Julio 27.375 19.132 46.508
Agosto 27.505 18.855 46.360
Septiembre 25.946 17.295 43.241
Octubre 26.658 17.814 44.472
Noviembre 26.141 16.680 42.821
Diciembre 27.781 17.509 45.290
Total [kg/año] 327.113 214.774 541.888

Figura 5.9: Comparación demanda de hidrógeno verde mensual para generación

eléctrica por edificio Hospital Regional de Concepción.

Tabla 5.16: Datos generales de la demanda de hidrógeno verde por edificios del
Hospital Regional de Concepción.

Demanda Máximo [kg/mes] Promedio [kg/mes] Mínimo [kg/mes]

Edificio MB y TPC 28.673 27.259 25.482
Edificio CAA 19.132 17.898 15.658
Total 46.916 45.157 41.140

En base a las Ecuaciones 5.32 y 5.33, las Tablas 5.13 y 5.15 se obtiene la demanda de oxígeno y

141
agua generada. Lo anterior ve en las Tablas 5.17, 5.18, 5.19 y 5.20, y Figuras 5.10 y 5.11.

Tabla 5.17: Demanda de oxígeno para la generación de energía eléctrica por edifi-
cios Hospital Regional de Concepción.

Demanda oxígeno Demanda oxígeno Demanda oxígeno

Mes/Año
MB-TPC [kg/mes] CAA [kg/mes] total [kg/mes]
Enero 226.368 141.071 367.439
Febrero 202.241 124.275 326.516
Marzo 227.570 144.674 372.244
Abril 219.530 146.384 365.914
Mayo 221.771 150.590 372.360
Junio 217.702 146.108 363.809
Julio 217.272 151.848 369.120
Agosto 218.297 149.650 367.947
Septiembre 205.925 137.268 343.192
Octubre 211.576 141.388 352.964
Noviembre 207.477 132.385 339.862
Diciembre 220.488 138.967 359.456
Total [kg/año] 2.596.215 1.704.608 4.300.823

Figura 5.10: Comparación demanda de oxígeno mensual para generación eléctrica

por edificio Hospital Regional de Concepción.

Tabla 5.18: Datos generales de la demanda de oxígeno por edificio del Hospital
Regional de Concepción.

Demanda Máximo [kg/mes] Promedio [k7mes] Mínimo [kg/mes]

Edificio MB y TPC 227.570 216.351 202.241
Edificio CAA 151.848 142.051 124.275
Total 372.360 358.402 326.516

142
 Tabla 5.19: Generación de agua producto de la generación de energía eléctrica por
edificios Hospital Regional de Concepción.

Generación de Generación de Generación de

Mes/Año
agua MB-TPC [kg/mes] agua CAA [kg/mes] agua total [kg/mes]
Enero 254.889 158.846 413.735
Febrero 227.723 139.933 367.656
Marzo 256.243 162.903 419.145
Abril 247.190 164.828 412.018
Mayo 249.713 169.563 419.276
Junio 245.131 164.517 409.648
Julio 244.648 170.980 415.627
Agosto 245.801 168.505 414.307
Septiembre 231.870 154.563 386.433
Octubre 238.234 159.202 397.436
Noviembre 233.618 149.065 382.684
Diciembre 248.269 156.477 404.746
Total [kg/año] 2.923.329 1.919.382 4.842.711

Figura 5.11: Comparación generación de agua mensual para generación eléctrica

por edificio Hospital Regional de Concepción.

Tabla 5.20: Datos generales de la generación de agua por edificio del Hospital
Regional de Concepción.

Generación Máximo [kg/mes] Promedio [kg/mes] Mínimo [kg/mes]

Edificio MB y TPC 256.243 243.611 227.723
Edificio CAA 170.980 159.948 139.933
Total 419.276 403.559 367.656

La Tabla 5.21 y Figura 5.12 muestra el balance de masa total para la generación de energía
eléctrica con celdas de combustible en el Hospital Regional de Concepción.

143
 Tabla 5.21: Balance de masa total mensual para la generación de energía eléctrica
con celdas de combustible Hospital Regional de Concepción.

Demanda hidrógeno Demanda oxígeno Generación de

Mes/Año
total [kg/mes] total [kg/mes] agua total [kg/mes]
Enero 462.96 367.439 413.735
Febrero 41.140 326.516 367.656
Marzo 46.901 372.244 419.145
Abril 46.104 365.914 412.018
Mayo 46.916 372.360 419.276
Junio 45.839 363.809 409.648
Julio 465.08 369.120 415.627
Agosto 46.360 367.947 414.307
Septiembre 43.241 343.192 386.433
Octubre 44.472 352.964 397.436
Noviembre 42.821 339.862 382.684
Diciembre 45.290 359.456 404.746
Total [kg/año] 541.888 4.300.823 4.842.711

Figura 5.12: Balance de masa total mensual para la generación de energía eléctrica.

5.1.3. Inyección de hidrógeno a las redes de gas

Para la inyección del hidrógeno en las redes de gas natural, se debe tener en consideración que la
cantidad de energía transportada cambiara debido a las propiedades del hidrógeno, ya que su den-
sidad energética en volumen es menor que la del gas natural en condiciones normales de presión y
temperatura (25o C a 1 atm), tal como se ve en la Tabla 5.22. Donde se han obtenido las propiedades
de los gases del programa Engineering Equation Solver (EES), y la constante de los gases ideales
para cada compuesto se obtiene mediante la Ecuación 5.34.

144
 R̄
Rgas = (5.34)
MMgas
donde:

• Rgas [kJ/kg K]: Constante de los gases ideales para el gas de estudio.
• R̄ [kJ/kmol K]: Constante de los gases ideales universal.
• MMgas [kg/kmol]: Masa molar del gas de estudio.

Tabla 5.22: Propiedades del hidrógeno y gas natural a 25o C y 1 atm [19] [29].

Propiedad Hidrógeno Gas Natural

PCI [kwh/Nm3 ] 3,0 9,73
Densidad [kg/Nm3 ] 0,08235 0,6569
Factor compresión Z (25o C y 1 atm) 1,001 0,9983
Masa molar MMgas [kg/kmol] 2,016 16,043
Constante de los gases ideales universal R̄ [kJ/kmol K] 8,314 8,314
Constante de los gases ideales Rgas [kJ/kgK] 4,125 0,518

Para cumplir el porcentaje de inyección, se distribuyen los volúmenes de gas natural e hidrógeno
de acuerdo a sus poderes caloríficos inferiores, en condiciones estándar de presión y temperatura.
La energía que debe proveer la mezcla corresponde al consumo de energía térmica del Hospital
Regional de Concepción [19].

De este modo para determinar el volumen de inyección de hidrógeno y gas natural se utilizan las
Ecuaciones 5.35 y 5.36.

VH2 · PCIH2 +VCH4 · PCICH4 = Ct (5.35)

VH2
= fi (5.36)
VH2 +VCH4
donde:

• VH2 [Nm3 /mes]: Volumen de hidrógeno a inyectar.

• VCH4 [Nm3 /mes]: Volumen de gas natural a inyectar.
• PCIH2 [Mwh/Nm3 ]: Poder calorífico inferior del hidrógeno en condiciones estándar.
• PCICH4 [Mwh/Nm3 ]: Poder calorífico inferior del gas natural en condiciones estándar.
• Ct [Mwh/mes]: Consumo de energía térmica mensual Hospital Regional de Concepción.
• fi [0, 1]: Fracción en volumen de hidrógeno a inyectar.

145
 Resolviendo el sistema se puede obtener el volumen de hidrógeno y gas natural necesario para
satisfacer la demanda de energía térmica a nivel mensual. Lo anterior mediante las Ecuaciones 5.37
y 5.38.
Ct · fi
VH2 = (5.37)
PCIH2 · fi + PCICH4 · (1 − fi )
Ct · (1 − fi )
VCH4 = (5.38)
PCIH2 · fi + PCICH4 · (1 − fi )
En base a los poderes caloríficos del hidrógeno en la Tabla 5.22, el consumo térmico mensual de
la Tabla 4.21 (Ct ), aplicando una fracción de volumen de 0,05 ( fi ), y las Ecuaciones 5.37 y 5.38, se
obtienen las Tablas 5.23 y 5.24, que muestran los volúmenes de hidrógeno y gas natural necesarios
para abastecer la demanda de energía térmica del Hospital Regional de Concepción.

Tabla 5.23: Demanda de hidrógeno verde y gas natural en Nm3 necesarios para
abastecer de energía térmica al Hospital Regional de Concepción, inyectando un
5 %vol de hidrógeno.

Demanda de Demanda de gas Demanda

Mes
hidrógeno [Nm3 /mes] natural [Nm3 /mes] total [Nm3 /mes]
Enero 3.954 75.127 79.081
Febrero 3.411 64.805 68.216
Marzo 3.346 63.566 66.911
Abril 5.546 105.383 110.929
Mayo 5.372 102.075 107.447
Junio 6.442 122.404 128.846
Julio 8.295 157.604 165.899
Agosto 7.461 141.750 149.210
Septiembre 7.613 144.655 152.269
Octubre 5.972 113.474 119.447
Noviembre 5.360 101.834 107.194
Diciembre 3.930 74.670 78.600
Total [Nm3 /año] 66.702 1.267.347 1.334.050

Tabla 5.24: Datos generales de la demanda de hidrógeno y gas natural en Nm3

necesarios para abastecer de energía térmica al Hospital Regional de Concepción,
inyectando un 5 %vol de hidrógeno.

Demanda Hidrógeno Gas natural Total

Máximo [Nm3 /mes] 8.295 157.604 165.899
Promedio [Nm3 /mes] 5.559 105.612 111.171
Mínimo [Nm3 /mes] 3.346 63.566 66.911

De las Tabla 5.23 y 5.24 se ve que se necesita un extenso volumen de la mezcla para lograr
suplir la demanda de energía térmica, lo que genera que el volumen total aumente en cada mes.
Si se compara con el volumen original de gas natural de la Tabla 4.19, se tiene que el aumento de

146
volumen es de un 3,5 %. A pesar de lo anterior el consumo de gas natural disminuye en un 1,6 %.
respecto a la situación inicial.

La masa de hidrógeno y gas natural necesarias para satisfacer la demanda de energía térmica del
Hospital Regional de Concepción, se obtiene evaluando la Ecuación 5.39 en las Tablas 5.22 y 5.23.
De este modo se obtienen las Tablas 5.25 y 5.26, así como las Figuras 5.13 y 5.14.
Vgas · P
mgas = (5.39)
Z · Rgas · T
donde:

• mgas [kg]: Masa del gas de estudio.

• Vgas [Nm3 ]: Volumen del gas de estudio.
• P [kPa]: Presión del ambiente.
• T [K]: Temperatura ambiente.
• Rgas [kJ/kgK]: Constante de los gases ideales para el gas de estudio.
• Z: Factor de compresión del gas a la presión y temperatura ambiente.

Tabla 5.25: Demanda de hidrógeno verde y gas natural en kg necesarios para abas-
tecer de energía térmica al Hospital Regional de Concepción.

Demanda de Demanda de gas Demanda total

Mes
hidrógeno [kg/mes] natural [kg/mes] [kg/mes]
Enero 321 48.705 49.027
Febrero 277 42.014 42.291
Marzo 272 41.210 41.482
Abril 451 68.320 68.771
Mayo 436 66.176 66.612
Junio 523 79.355 79.878
Julio 674 102.176 102.850
Agosto 606 91.897 92.503
Septiembre 619 93.781 94.399
Octubre 485 73.566 74.051
Noviembre 435 66.019 66.455
Diciembre 319 48.409 48.729
Total [kg/año] 5.419 821.628 827.047

147
 Figura 5.13: Comparación de la demanda de combustibles en kg necesarios para
abastecer de energía térmica al Hospital Regional de Concepción.

Figura 5.14: Demanda de hidrógeno verde en kg necesario para abastecer de ener-

gía térmica al Hospital Regional de Concepción.

Tabla 5.26: Datos generales de la demanda de hidrógeno y gas natural en kg nece-

sario para abastecer de energía térmica al Hospital Regional de Concepción.

Demanda Hidrógeno Gas natural Total

Máxima [kg/mes] 674 102.176 102.850
Promedio [kg/mes] 452 68.469 68.921
Mínima [kg/mes] 272 41.210 41.482

Por otro lado al multiplicar el poder calorífico inferior de la Tabla 5.22 por el volumen de hidró-
geno o gas natural de la Tabla 5.23, se puede obtener la energía generada por los combustibles a
nivel mensual, lo cual se puede apreciar en las Tablas 5.27 y 5.28, así como la Figura 5.15.

148
 Tabla 5.27: Energía mensual generada por el hidrógeno y gas natural en el Hospital
Regional de Concepción.

Energía hidrógeno Energía gas natural Energía total

Mes
[Mwh/mes] [Mwh/mes] [Mwh/mes]
Enero 12 731 743
Febrero 10 630 641
Marzo 10 618 628
Abril 17 1.025 1.042
Mayo 16 993 1.009
Junio 19 1.191 1.210
Julio 25 1.533 1.558
Agosto 22 1.379 1.401
Septiembre 23 1.407 1.430
Octubre 18 1.104 1.122
Noviembre 16 991 1.007
Diciembre 12 726 738
Total [Mwh/año] 200 12.329 12.529

Tabla 5.28: Datos generales de la generación de energía del hidrógeno y gas natural
necesario para abastecer de energía térmica al Hospital Regional de Concepción.

Energía Hidrógeno Gas natural Total

Máxima [Mwh/mes] 25 1.533 1.558
Promedio [Mwh/mes] 17 1.027 1.044
Mínima [Mwh/mes] 10 618 628

Figura 5.15: Comparación generación de energía anual Hospital Regional de Con-

cepción.

Dentro de los efectos positivos que tiene la inyección de hidrógeno en las redes de gas natural

149
se encuentra la reducción de emisiones de CO2 a la atmósfera, debido a que la combustión del
hidrógeno solamente emite vapor de agua [19]. Las emisiones de CO2 evitadas para cada mes al
inyectar hidrógeno se pueden obtener mediante la Ecuación 5.40.

GEI = Fe · (Ei − E f ) (5.40)

Donde:

• GEI [kgCO2 /mes]: Emisiones de gases de efecto invernadero (CO2 ) evitadas.

• Fe [kgCO2 /kwh]: Factor de emisiones de gases de efecto invernadero (CO2 ) del gas natural.
• Ei [kwh/mes]: Energía generada por el gas natural sin hidrógeno verde.
• E f [kwh/mes]: Energía generada por el gas natural con hidrógeno verde.

Tomando el factor de emisiones del gas natural de 0,2 kgCO2 /kW h según el Grupo Interguber-
namental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC) y en base a las Tablas 4.21 y 5.27, se
obtienen la emisiones de gases de efecto invernadero evitadas a nivel mensual como se ve en la
Tabla 5.29.

Tabla 5.29: Emisiones de gases de efecto invernadero GEI (CO2 ) evitadas con la
inyección de un 5 % de hidrógeno en el Hospital Regional de Concepción.

Emisiones evitadas
Mes
[kgCO2 /mes]
Enero 2.396
Febrero 2.067
Marzo 2.027
Abril 3.360
Mayo 3.255
Junio 3.903
Julio 5.026
Agosto 4.520
Septiembre 4.613
Octubre 3.619
Noviembre 3.247
Diciembre 2.381
Total [kgCO2 /año] 40.414

Las Tablas 5.30 y 5.31, así como la Figura 5.16 y 5.17 muestran la demanda de hidrógeno a nivel
mensual de los diferentes usos de energía para el Hospital Regional de Concepción.

150
Tabla 5.30: Comparación demanda de hidrógeno verde para los diferentes usos en
el Hospital Regional de Concepción.

Demanda Demanda hidrógeno Demanda

Mes hidrógeno red electricidad total
de gas [kg/mes] [kg/mes] [kg/mes]
Enero 321 46.296 46.617
Febrero 277 41.140 41.417
Marzo 272 46.901 47.173
Abril 451 46.104 46.554
Mayo 436 46.916 47.353
Junio 523 45.839 46.362
Julio 674 46.508 47.182
Agosto 606 46.360 46.966
Septiembre 619 43.241 43.860
Octubre 485 44.472 44.957
Noviembre 435 42.821 43.257
Diciembre 319 45.290 45.609
Total [kg/año] 5.419 541.888 547.307

Figura 5.16: Demanda de hidrógeno mensual para el abastecimiento de energía

eléctrica y térmica al Hospital Regional de Concepción.

Tabla 5.31: Datos generales de la demanda de hidrógeno en kg necesarios para

abastecer de energía eléctrica y térmica al Hospital Regional de Concepción.

Demanda Gas Electricidad Total

Máxima [kg/mes] 674 46.916 47.353
Promedio [kg/mes] 452 45.157 45.609
Mínima [kg/mes] 272 41.140 41.417

151
 Figura 5.17: Comparación distribución de demanda de hidrógeno para energía
eléctrica y térmica al Hospital Regional de Concepción.

5.2. Dimensionamiento del sistema de transporte de hidrógeno

y oxígeno para su uso final
Se busca el transporte, mediante estanques en camiones que funcionen con celdas de combus-
tible del hidrógeno gaseoso, oxígeno criogénico y cilindros de oxígeno gaseoso de la planta de
producción hacia el Hospital, y del agua que generan las celdas de combustibles hacia la planta de
producción.

En general, los modelos de camiones con celdas de combustible a hidrógeno están aún en fase
piloto y no en el mercado como producción a gran escala, pero debido a todas las cualidades que
esta tecnología brinda, se avista un gran futuro para descarbonizar esta categoría vehicular. Dada la
Plataforma de Electromovilidad del Ministerio de Energía, y realizando una revisión con las prin-
cipales marcas que están incursionado en camiones a hidrógeno se escoge el camión XCIENT Fuel
Cell de la marca Hyundai [42].

En un acuerdo entre Hyundai Motor Company y H2 Energy, se confirmó que durante 5 cinco
años (desde 2019 a 2023) se suministrará una flota de 1.000 camiones con celdas de combustible
a hidrógeno al mercado suizo. El camión presenta un diseño que lo hace aerodinámicamente efi-
ciente, además de estéticamente atractivo para el consumidor, y se espera su llegada a Chile en
pocos años mas [42]. Actualmente los consumidores operan el camión en la modalidad de “pago
por uso”, este plan de pago por uso incluye el reabastecimiento de combustible, cargo por servicio,
garantía de dos años y reemplazo a los seis años (solo para la batería de alto voltaje de la celda de
combustible). Las características técnicas del camión se pueden ver en la Tabla 5.32 y Figura 5.18
[43].

152
 Tabla 5.32: Especificaciones técnicas camión XCIENT Fuel Cell de la marca
Hyundai [43].

Fabricante Hyundai
Modelo Xcient Fuel Cell
Año 2019
Clase 8
Configuración de ejes 4x2
Máxima velocidad [km/h] 85
Potencia celdas de combustible [kW] 190 (95 kWx2EA)
Voltaje batería respaldo [V] 661
Energía batería respaldo [kwh] 73,2
Potencia de motor impulsor [kW] 350
Torque motor impulsor [Nm] 2.237
Rango de manejo [km] 400
Presión del estanque hidrógeno [bar] 350
Capacidad del estanque hidrógeno [kgH2 ] 32,09
Tiempo de carga [min] 8 a 20
Peso cabina [ton] 9
Máximo peso remolque trasero [ton] 10
Máxima carga de transporte [ton] 17
Máximo peso con remolque trasero [ton] 36

Figura 5.18: Dimensiones en mm del camión XCIENT Fuel Cell de la marca

Hyundai [43].

Dado que se busca maximizar la masa de los compuestos transportada en los camiones, en espe-
cial la del hidrógeno, se escoge un remolque o trailer abierto de 3 ejes del fabricante DSV, cuyas
especificaciones técnicas se dan en la Tabla 5.33 y Figura 5.19 [44].

153
 Tabla 5.33: Especificaciones técnicas del remolque o trailer abierto del fabricante
DSV [44].

Fabricante DSV
Ejes 3
Masa del remolque [ton] 6,5
Capacidad de carga [ton] 31,9
Longitud interior [m] 13,92
Ancho [m] 2,55

Figura 5.19: Dimensiones en m del remolque o trailer abierto del fabricante DSV
[44].

Aplicando la teoría matemática para la forma del estanque, una forma esférica será capaz de
soportar la presión interna de los gases utilizando el mínimo material posible, sin embargo, un re-
cipiente con forma esférica es muy difícil de fabricar. Una forma cilíndrica es también una forma
óptima para un recipiente a presión, además de ser mucho más fácil de fabricar e instalar. Nor-
malmente los depósitos utilizados en automoción tienen un diseño cilíndrico, y en los extremos o
cabezas, están rematados con una forma de casquete hemisférico, o de semiesfera [45].

Para el transporte de los compuestos en estanques a través de camiones se tienen dos limita-
ciones fundamentales dadas por el camión a utilizar. En primer lugar la carga máxima que puede
transportar (masa del estanque mas la masa del compuesto), y en segundo lugar las dimensiones
del estanque dadas por el camión y el tipo de tráiler a utilizar.

La masa máxima (masa del estanque mas la masa del compuesto) que puede transportar se fija
en mcmax =17 ton, dadas las especificaciones técnicas del camión en la Tabla 5.32, el limite de la
masa del compuesto a transportar queda dada por la Ecuación 5.41.

mT max = mcmax − mt (5.41)

donde:
• mT max [kg]: Máxima masa del compuesto a transportar.
• mcmax [kg]: Máxima carga que puede transportar el camión.
• mt [kg]: Masa del estanque de almacenamiento.

154
 Notar que en dicha ecuación no se incluye la masa del tráiler, lo anterior pues la máxima masa
del tráiler que puede soportar el camión es de 10 ton, siento el tráiler escogió de 6,5 ton. De este
modo se posee una holgura de 3,5 ton destinada a los elementos de montaje del estanque en el
tráiler.

Las dimensiones máximas que puede tener el contenedor que transporta los cilindros de oxígeno
gaseoso, así como los estanques cilíndricos de almacenamiento de los compuestos, se ven las Tablas
5.34 y 5.35, junto con las y Figuras 5.20 y 5.21. Siendo obtenidas en base a las especificaciones
técnicas del camión y tráiler de las Figuras 5.18 y 5.19.

Tabla 5.34: Máximas dimensiones del contenedor para el transporte de los cilin-
dros de oxígeno gaseosos.

Largo L [m] 13
Ancho w [m] 2,5
Alto h [m] 2,4

Figura 5.20: Máximas dimensiones del contenedor para el transporte de los cilin-
dros de oxígeno gaseoso.

Tabla 5.35: Máximas dimensiones de los estanques cilíndricos para el transporte

de los compuestos.

Largo L [m] 13
Radio interior r [m] 1,1
Espesor t [mm] 100

155
 Figura 5.21: Máximas dimensiones de los estanques cilíndricos para el transporte
de los compuestos.

5.2.1. Diseño de estanques de almacenamiento camiones

5.2.1.1. Estanque de almacenamiento agua camiones
El agua no presenta mayores dificultades en su almacenamiento dado que es un fluido con una
alta densidad. Los materiales típicos para el transporte de agua son aceros inoxidables o polímeros
como el polietileno. Para esta aplicación se escoge el Acero inoxidable AISI 410 [46] como material
del estanque, teniendo los parámetros iniciales para el calculo del mismo en la Tabla 5.36, donde
las propiedades del agua se obtienen del programa Engineering Equation Solver (EES).

Tabla 5.36: Parámetros iniciales para el calculo del estanque de almacenamiento

de agua de los camiones.

Temperatura operación T [K] 298,15

Presión de operación P [kPa] 100
Densidad del agua ρH2 O [kg/Nm3 ] 997,1
Radio cilindro r [m] 1,10
Largo estanque L [m] 5
Factor de seguridad n 1,5
Material estanque Acero inoxidable AISI 410
Limite de fluencia σ f [MPa] 480
Densidad del material estanque ρt [kg/m3 ] 7.730

El volumen y la masa de agua contenida en el estanque se obtiene mediante las Ecuaciones 5.42
y 5.43.

Vt = π · r2 · L (5.42)

mT = ρH2 O ·Vt (5.43)

donde:

• Vt [m3 ]: Volumen contenido en el estanque.

156
 • r [m]: Radio interno del estanque.
• L [m]: Largo interno del estanque.
• mT [kg]: Masa contenida en el estanque.
• ρH2 O [kg/m3 ]: Densidad del agua a la presión y temperatura de operación.

El espesor del estanque se obtiene mediante la Ecuación 5.44, donde se usa el criterio de Von
Misses para un material isotropico, mas detalles Anexo B. La masa del estanque se obtiene me-
diante la Ecuación 5.45.
√
P·r·n· 3
tw = (5.44)
2·σf

mt = ρt · (π · (r + tw )2 · L − π · r2 · L) (5.45)
donde:

• tw [m]: Espesor de pared del estanque.

• P [kPa]: Presión de operación del estanque.
• r [m]: Radio interior del estanque.
• n: Factor de seguridad.
• σ f [kPa]: Limite de fluencia del material de construcción del estanque.
• mt [kg]: Masa del estanque.
• ρt [kg/m3 ]: Densidad del material de construcción del estanque.
• L [m]: Largo interior del estanque.

Evaluando las Ecuaciones 5.42, 5.43, 5.44, 5.45 y 5.41 en la Tabla 5.36, se obtienen los resultados
para el estanque de agua de los camiones presentes en la Tabla 5.37.

Tabla 5.37: Resultados para el estanque de almacenamiento de agua camiones.

Volumen agua contenido cilindro Vt [m3 ] 15,71

Masa agua contenida en cilindro mT [kg] 15.662
Espesor pared cilindro Von Misses tw [mm] 0,30
Masa estanque cilíndrico mt [kg] 80
Carga máxima de agua transportar mT max [kg] 16.920

5.2.1.2. Estanque de almacenamiento hidrógeno camiones

El hidrógeno como se ha establecido tiene dificultades en sus almacenamiento dada su baja
densidad en estado gaseoso, además que presenta problemas en cuanto a fugas en ciertos materiales.
Para el presente proyecto se utiliza un estanque Tipo IV donde se tiene una primera capa de una
aleación de aluminio 2048 (t p ) [47] para evitar las fugas de hidrógeno, una segunda capa de un

157
material compuesto de Fibra de carbono continua HexTow IM 10 12K [48] en una matriz de Resina
HexPly 8552 [49] (tw ), la cual le confiere resistencia mecánica, y por ultimo una capa protectora
para resistir las condiciones climáticas durante el traslado de Acero inoxidable AISI 410 (tc ) [46],
tal como se ve en la Figura 5.22.

Figura 5.22: Vista en detalle de los diferentes espesores de los materiales que con-
forman el estanque de hidrógeno camiones.

La capa mas importante es la del material compuesto, pues es la que resiste la alta presión a la
cual se almacena el hidrógeno. Las configuraciones de fibras largas, o incluso continuas y unidirec-
cionales, producen propiedades anisotrópicas, con una resistencia y rigidez particularmente buenas
en la dirección paralela a las fibras. Estas fibras se conocen como capas a 0o , lo cual muestra que
todas las fibras están alineadas en la dirección del esfuerzo aplicado (condición de isoesfuerzo). Sin
embargo, las orientaciones unidireccionales originan malas propiedades si la carga es perpendicu-
lar a dichas fibras, lo que se conoce como capas a 90o (isodeformación), como se puede ver en la
Figura 5.23 [50].

Figura 5.23: Efecto de la orientación de la fibra sobre la resistencia a la tensión de

compuestos epóxicos reforzados con fibras de vidrio E [50].

158
 Una de las características únicas de los compuestos reforzados con fibra es que pueden adaptar
sus propiedades para cubrir diferentes tipos de condiciones de carga. Se pueden introducir, en va-
rias direcciones dentro de la matriz, fibras largas y continuas; en configuraciones ortogonales (capas
0o /90o ) se pueden obtener buenas resistencias en dos direcciones perpendiculares. Las configura-
ciones más complejas (como capas 0o /±45o /90o ) proporcionan refuerzo en múltiples direcciones,
tal como se ve en la Figura 5.24 [50].

Figura 5.24: a) Se pueden unir cintas con fibras alineadas para producir una estruc-
tura compuesta unidireccional de varias capas. b) Se pueden unir cintas con fibras
alineadas en varias orientaciones para producir un compuesto casi isotrópico. En
este caso se ha formado un compuesto 0o /±45o /90o [50].

En base al Anexo B se puede ver que el estanque posee un esfuerzo longitudinal (σx ), y un
esfuerzo circunferencial (σy ), siendo el esfuerzo circunferencial el doble que el longitudinal, tal
como se ve en la Figura 5.25. El fabricante entrega laminas de fibras de carbono en una matriz
epoxica con espesores de 0,2 mm, de este modo se escoge una configuración de laminas de fibras
de carbono 0o /90o , teniendo fibras paralelas al esfuerzo longitudinal con una fracción en volumen
de laminas fx (0o respecto a σx y 90o respecto a σy ), y laminas de fibras paralelas al esfuerzo
circunferencial con una fracción en volumen de laminas fy (0o respecto a σy y 90o respecto a σx ),
tal como se ve en la Figura 5.25.

Figura 5.25: Disposición de las laminas de fibras de carbono dispuestas paralelas

a los esfuerzos longitudinales σx y circunferenciales σy .

159
 Dado que el esfuerzo es mayor en la zona circunferencial, se refuerza de mayor forma el aro, de
este modo fy > fx . Es así que existe un comportamiento anisótropo del material. Para determinar
los limites de fluencia en el eje x e y se utiliza la Tabla 5.38 dada por el fabricante de laminas,
donde la densidad de la lamina del material compuesto se obtiene con la regla de las mezclas dada
por la Ecuación 5.46 [50].

ρc = f f · ρ f + fm · ρm (5.46)
donde:
• ρc [kg/m3 ]: Densidad de las laminas del material compuesto.
• ρ f [kg/m3 ]: Densidad de las fibras.
• ρm [kg/m3 ]: Densidad de la matriz de resina.
• f f : Fracción en volumen de las fibras.
• fm : Fracción en volumen de la matriz de resina.

Tabla 5.38: Especificaciones técnicas laminas de fibra de carbono HexTow 10 12K

con resina de HexPly 8552 [48] [49].

Fracción volumen fibra f f [ %] 60

Fracción volumen resina fm [ %] 40
Densidad fibra ρ f [kg/m3 ] 1.299
Densidad resina ρm [kg/m3 ] 1.790
Densidad de lamina compuesto ρc [kg/m3 ] 1.594
Limite fluencia fibra σ f [MPa] 6.826
Limite fluencia resina σm [MPa] 121
Limite fluencia lamina compuesto (0o ) σc0o [MPa] 3.310
Limite fluencia lamina compuesto (90o ) σc90o [MPa] 80
Espesor de lamina tl [mm] 0,2

El limite de fluencia en cada dirección se determina mediante las Ecuaciones 5.47 y 5.48 que
corresponden a la regla de las mezclas para las laminas con el esfuerzo paralelo a cada dirección
como se ve en la Figura 5.26 [50].

σ f x = fx · σc0o + fy · σc90o (5.47)

σ f y = fy · σc0o + fx · σc90o (5.48)

donde:
• σ f x [MPa]: Limite de fluencia del conjunto de laminas en la dirección longitudinal.
• σ f y [MPa]: Limite de fluencia del conjunto de laminas en la dirección circunferencial.
• fx : Fracción en volumen de laminas con orientación de las fibras paralelas al esfuerzo longi-
tudinal.

160
 • fy : Fracción en volumen de laminas con orientación de las fibras paralelas al esfuerzo circun-
ferencial.
• σc0o [MPa]: Esfuerzo de fluencia de la lamina con las fibras paralelas al esfuerzo.
• σc90o [MPa]: Esfuerzo de fluencia de la lamina con las fibras perpendiculares al esfuerzo.

Figura 5.26: Elemento diferencial de la pared del estanque de almacenamiento de

hidrógeno.

De este modo mediante la Tabla 5.38, las Ecuaciones 5.47 y 5.48, y fijando las fracciones fx =
0, 3 y fy = 0, 7 se obtiene la Tabla 5.39 con los limites de fluencia en cada dirección.

Tabla 5.39: Resultados para los limites de fluencia en la dirección longitudinal y

circunferencial.

Fracción laminas longitudinales fx [ %] 30

Fracción laminas circunferenciales fy [ %] 70
Limite de fluencia longitudinal σ f x [MPa] 1.049
Limite de fluencia circunferencial σ f y [MPa] 2.341

De este modo se tienen los parámetros iniciales para el calculo del estanque de almacenamiento
de hidrógeno de los camiones en la Tabla 5.40, donde las propiedades del hidrógeno se obtienen del
programa Engineering Equation Solver (EES), y la constante de los gases ideales para el hidrógeno
mediante la Ecuación 5.34.

161
 Tabla 5.40: Parámetros iniciales para el calculo del estanque de almacenamiento
de hidrógeno de los camiones.

Constante de los gases ideales RH2 [kJ/kgK] 4,125

Temperatura operación T [K] 308,15
Presión de operación P [kPa] 70.000
Factor de compresión Z 1,437
Radio cilindro r [m] 1,10
Largo estanque L [m] 13
Factor de seguridad n 1,5
Material para impermeabilización Aluminio 2048
Espesor del material impermeabilización t p [mm] 2
Densidad del material impermeabilización ρ p [kg/m3 ] 2.750
Laminas de fibra de carbono continua
Material resistencia mecánica HexTow IM 10 12K con Resina
HexPly 8552
Espesor laminas material resistencia mecánica tl [mm] 0,2
Limite de fluencia longitudinal σ f x [MPa] 1.049
Limite de fluencia circunferencial σ f y [MPa] 2.341
Densidad del material de resistencia mecánica ρw [kg/m3 ] 1.594
Material cubierta protectora Acero inoxidable AISI 410
Espesor de la cubierta protectora tc [mm] 2
Densidad de la cubierta protectora ρc [kg/m3 ] 7.730

El volumen y la masa de hidrógeno contenido en el estanque se obtiene mediante las Ecuaciones

5.49 y 5.50.

Vt = π · r2 · L (5.49)

Vt · P
mT = (5.50)
Z · RH2 · T
donde:

• Vt [m3 ]: Volumen contenido en el estanque.

• r [m]: Radio interno del estanque.
• L [m]: Largo interno del estanque.
• mT [kg]: Masa contenida en el estanque.
• P [kPa]: Presión de operación del estanque.
• T [K]: Temperatura de operación del estanque.
• RH2 [kJ/Kgk]: Constante de los gases ideales para el hidrógeno.
• Z : Factor de compresión a la presión y temperatura de operación del estanque.

162
 El espesor de resistencia mecánica del estanque se obtiene mediante la Ecuación 5.53, donde se
usa el criterio del espesor máximo para un material anisótropico, mas detalles Anexo B. El número
total de laminas longitudinales y circunferenciales se obtiene mediante las Ecuaciones 5.55 y 5.56.

P · (r + t p ) · n
twx = (5.51)
2·σfx
P · (r + t p ) · n
twy = (5.52)
σfy

tw = max{twx ,twy } (5.53)

tw
Nl = (5.54)
tl

Nx = fx · Nl (5.55)

Ny = fy · Nl (5.56)
donde:

• twx [m]: Espesor de pared del estanque longitudinal.

• twy [m]: Espesor de pared del estanque circunferencial.
• tw [m]: Espesor de pared del estanque de resistencia mecánica.
• P [kPa]: Presión de operación del estanque.
• r [m]: Radio interior del estanque.
• t p [m]: Espesor del material de impermeabilización.
• n: Factor de seguridad.
• σ f x [kPa]: Limite de fluencia longitudinal del material de construcción del estanque.
• σ f y [kPa]: Limite de fluencia circunferencial del material de construcción del estanque.
• Nl : Número total de laminas del material compuesto.
• Nx : Número de laminas orientadas en la dirección longitudinal.
• Ny : Número de laminas orientadas en la dirección circunferencial.
• fx : Fracción en volumen de laminas con orientación de las fibras paralelas al esfuerzo longi-
tudinal.
• fy : Fracción en volumen de laminas con orientación de las fibras paralelas al esfuerzo circun-
ferencial.

163
 La masa del estanque se obtiene mediante la Ecuación 5.57.

mt = ρ p · (π · (r + t p )2 · L − π · r2 · L)
+ρw · (π · (r + t p + tw )2 · L − π · (r + t p )2 · L) (5.57)
2 2
+ρc · (π · (r + t p + tw + tc ) · L − π · (r + t p + tw ) · L)

• mt [kg]: Masa del estanque.

• L [m]: Largo interior del estanque.
• r [m]: Radio interior del estanque.
• ρ p [kg/m3 ]: Densidad del material impermeabilización.
• ρw [kg/m3 ]: Densidad del material de resistencia mecánica.
• ρc [kg/m3 ]: Densidad del material de cubierta protectora.
• t p [m]: Espesor del material de impermeabilización.
• tw [m]: Espesor de pared del estanque de resistencia mecánica.
• tc [m]: Espesor del material de cubierta protectora.

Evaluando las Ecuaciones 5.49, 5.50, 5.53, 5.55, 5.56, 5.57 y 5.41 en la Tabla 5.40, se obtienen
los resultados para el estanque de hidrógeno de los camiones presentes en la Tabla 5.41.

Tabla 5.41: Resultados obtenidos para el estanque de almacenamiento de hidró-

geno camiones.

Volumen hidrógeno contenido cilindro Vt [m3 ] 49,42

Masa hidrógeno contenida cilindro mT [kg] 1.894
Espesor pared longitudinal twx [mm] 55,05
Espesor pared circunferencial twy [mm] 50,34
Espesor pared cilindro resistencia tw [mm] 56
Número total de laminas Nl 280
Número de laminas longitudinales Nx 84
Número de laminas circunferenciales Ny 196
Proporción de laminas Ny /Nx 7/3
Masa estanque cilíndrico mt [kg] 10.196
Carga máxima de hidrógeno a transportar mT max [kg] 6.804
Espesor total de pared t [mm] 60

5.2.1.3. Estanque de almacenamiento oxígeno criogénico camiones

Para el almacenamiento del oxígeno liquido se toma como referencia el Manual de Gases de
la empresa Indura S.A [32], donde los estanques estacionarios constan de un recipiente interior
de acero inoxidable para soportar bajas temperaturas, y uno exterior de acero al carbono, aislados
entre sí por una combinación de alto vacío y material aislante. Siguiendo la misma linea se tiene
una primera capa de Acero inoxidable AISI 410 (tw ) [46] que le confiere resistencia mecánica, una

164
segunda capa de Poliuretano expandido (R-11 expandido) (ta ) [51], el cual es un material aislante
térmicamente, y por ultimo una capa protectora para resistir las condiciones climáticas durante el
traslado de Acero inoxidable AISI 410 (tc ) [46], tal como se ve en la Figura 5.27.

Figura 5.27: Vista de detalle de los diferentes espesores de los materiales que con-
forman el estanque de oxígeno liquido camiones.

Los parámetros iniciales para el calculo del estanque de oxígeno criogénico de los camiones se
ven en la Tabla 5.42, donde las propiedades del oxígeno se obtienen del programa Engineering
Equation Solver (EES).

Tabla 5.42: Parámetros iniciales para el calculo del estanque de almacenamiento

de oxígeno liquido de los camiones.

Temperatura operación T [K] 90

Presión de operación P [kPa] 1.200
Densidad del oxígeno ρO2 [kg/m3 ] 1.145
Radio cilindro r [m] 1
Largo estanque L [m] 4
Factor de seguridad n 1,5
Material resistencia mecánica Acero inoxidable AISI 410
Limite de fluencia material resistencia σ f [MPa] 480
Densidad del material de resistencia mecánica ρw [kg/m3 ] 7.730
Poliuretano expandido
Material aislante
(R-11 expandido)
Densidad del material aislante ρa [kg/m3 ] 24
Material de cubierta protectora Acero inoxidable AISI 410
Espesor de la cubierta tc [mm] 2
Densidad de la cubierta ρc [kg/m3 ] 7.730

El volumen y la masa de oxígeno contenida en el estanque se obtiene mediante las Ecuaciones

5.58 y 5.59.

Vt = π · r2 · L (5.58)

mT = ρO2 ·Vt (5.59)

165
 donde:

• Vt [m3 ]: Volumen contenido en el estanque.

• r [m]: Radio interno del estanque.
• L [m]: Largo interno del estanque.
• mT [kg]: Masa contenida en el estanque.
• ρO2 [kg/m3 ]: Densidad del oxígeno a la presión y temperatura de operación.

El espesor del estanque se obtiene mediante la Ecuación 5.60, donde se usa el criterio de Von
Misses para un material isotropico, mas detalles Anexo B. La masa del estanque se obtiene me-
diante la Ecuación 5.61.
√
P·r·n· 3
tw = (5.60)
2·σf

mt = ρw · (π · (r + tw )2 · L − π · r2 · L)
+ρa · (π · (r + tw + ta )2 · L − π · (r + tw )2 · L) (5.61)
2 2
+ρc · (π · (r + tw + ta + tc ) · L − π · (r + tw + ta ) · L)
donde:

• tw [m]: Espesor de pared del estanque de resistencia mecánica.

• P [kPa]: Presión de operación del estanque.
• r [m]: Radio interior del estanque.
• n: Factor de seguridad.
• σ f [kPa]: Limite de fluencia del material de construcción del estanque.
• mt [kg]: Masa del estanque.
• L [m]: Largo interior del estanque.
• ρw [kg/m3 ]: Densidad del material de resistencia mecánica.
• ρa [kg/m3 ]: Densidad del material aislante.
• ρc [kg/m3 ]: Densidad del material de cubierta protectora.
• ta [m]: Espesor del material aislante.
• tc [m]: Espesor del material de cubierta protectora.

Fijando el espesor de pared del material aislante de tal manera de no sobrepasar la carga máxima
que puede transportar el camión y evaluando las Ecuaciones 5.58, 5.59, 5.60, 5.61 y 5.41 en la Tabla
5.42, se obtienen los resultados para el estanque de oxígeno liquido de los camiones presentes en
la Tabla 5.43.

166
 Tabla 5.43: Resultados obtenidos para el estanque de almacenamiento de oxígeno
liquido camiones.

Volumen oxígeno liquido contenido cilindro Vt [m3 ] 12,57

Masa oxígeno liquido contenida cilindro mT [kg] 14.388
Espesor pared cilindro Von Misses tw [mm] 3,25
Espesor del material aislante ta [mm] 20
Masa estanque cilíndrico mt [kg] 2.431
Carga máxima de oxígeno liquido a transportar mT max [kg] 14.569
Espesor total t [mm] 25

Notar que el espesor del material aislante se fija tal de no sobrepasar la carga máxima que puede
transportar el camión, sin embargo como es de esperarse a mayor espesor menores serán las ga-
nancias térmicas. Para cuantificar la ganancia de calor se utiliza la Figura 5.28. Para el calculo se
asume que el estanque cilíndrico esta en el exterior sometido a las corrientes de aire de la zona, se
desprecia el calor transferido por radiación, aproximando las temperaturas de pared interior a las
del entorno T1 ≈ T∞1 y T4 ≈ T∞2 , y utilizando la máxima velocidad del viento presente en la zona
de U∞2 = 11, 8m/s. De este modo los parámetros iniciales se pueden ver en la Tabla 5.44 donde las
propiedades del aire se determinar del programa Engineering Equation Solver (EES).

Figura 5.28: Red de resistencias térmicas para la transferencia de calor a través de

un cilindro compuesto de tres capas sujeto a convección en el exterior [51].

167
 Tabla 5.44: Parámetros iniciales para el calculo de las ganancias térmicas del es-
tanque de almacenamiento de oxígeno liquido camiones [51].

Presión del aire P∞2 [kPa] 100

Temperatura del aire T∞2 [K] 298,15
Velocidad del aire U∞2 [m/s] 11,8
Densidad del aire ρ∞2 [kg/m3 ] 1
Viscosidad del aire µ∞2 [Pa · s] 1,845 ·10−5
Conductividad del aire k∞2 [W /mK] 0,063
Número de Prandtl del aire Pr 0,7075
Temperatura del oxígeno liquido T∞1 [K] 90
Conductividad del material de resistencia y cubierta kw , kc [W /mK] 21
Conductividad del material aislante ka [W /mK] 0,023
Radio interno r1 [m] 1
Radio intermedio r2 [m] 1,003
Radio intermedio r3 [m] 1,023
Radio externo r4 [m] 1,025

El Número de Reynols se determina mediante la Ecuación 5.62, con lo cual se puede determina
el coeficiente de convección exterior para un cilindro mediante la Ecuación 5.63 de Churchill y
Bernstein valida para ReD · Pr > 0.2. Finalmente la ganancia de calor esta dada la Ecuación 5.64
[51].
ρ∞2 ·U∞2 · 2r4
ReD = (5.62)
µ∞2
1 1
k∞ 0, 62ReD2 Pr 3 ReD 5 4
h¯2 = 2 · [0, 3 + 0,4 2 1 · [1 + ( )8 ]5 ] (5.63)
2r4 [1 + ( ) ] 3 4 282.000
Pr
donde:
• ReD : Número de Reynolds para un cilindro.
• ρ∞2 [kg/m3 ]: Densidad del aire a la presión y temperatura exterior.
• U∞2 [m/s]: Velocidad del aire exterior.
• µ∞2 [Pa · s]: Viscosidad del aire a la presión y temperatura exterior.
• r4 [mm]: Radio externo cilindro.
• h̄2 [W /m2 K]: Coeficiente de convección cilindro exterior.
• k∞2 [W /mK]: Conductividad térmica del aire a la presión y temperatura exterior.
• Pr: Número de Prandtl del aire a la presión y temperatura exterior.

T∞1 − T∞2
Q̇ = r r r (5.64)
ln( r2 ) ln( r3 ) ln( r4 ) 1
1 2 3
2πLkw + 2πLka + 2πLkc + h̄2 2πLr4

168
 donde:

• Q̇ [W]: Ganancia de calor del estanque de almacenamiento oxígeno liquido.

• r1 [mm]: Radio interno cilindro.
• r2 [mm]: Radio intermedio cilindro.
• r3 [mm]: Radio intermedio cilindro.
• r4 [mm]: Radio externo cilindro.
• L [m]: Largo del cilindro.
• kw = kc [W /mK]: Conductividad térmica del material de resistencia y cubierta.
• ka [W /mK]: Conductividad térmica del material aislante.
• T∞1 [K]: Temperatura del oxígeno liquido.
• T∞2 [K]: Temperatura del aire exterior.

Evaluando las Ecuaciones 5.62, 5.63 y 5.64 en la Tabla 5.44, se obtiene la Tabla 5.45 con los
resultados de la ganancia de calor del estanque de oxígeno liquido con el aislante térmico.

Tabla 5.45: Resultados para la ganancia de calor del estanque de almacenamiento

de oxígeno liquido camiones

Número de Reynolds cilindro ReD 1,533 ·106

ReD · Pr 1,084 ·106
Coeficiente de convección h̄2 [W/m2 K] 22,74
Calor ganado Q̇ [kW] 5,8

Realizando el mismo procedimiento anterior para un espesor del aislante nulo (ta = 0 mm), el
calor ganado es de 119,2 kW, con lo cual el aislante logra disminuir 20 veces la ganancia de calor
del recipiente de transporte.

5.2.2. Diseño contenedor de traslado cilindros oxígeno gaseoso

Para dimensionar el contenedor de traslado de los cilindros de oxígeno gaseoso medicinal se
considera el contenedor con las dimensiones mostradas en la Tabla 5.46.

Tabla 5.46: Dimensiones del contenedor para trasladar los cilindros de oxígeno
gaseoso medicinal.

Alto ht [m] 2
Largo Lt [m] 5
Ancho wt [m] 2,5
Número de pisos N p 2
Área horizontal contenedor por piso At [m2 ] 12,5

169
 De la Figura 4.25 el cilindro de mayor consumo es el de 1 Nm3 de oxígeno mediliev. Según
datos de la empresa Linde Gas y el Manual de Gases de la empresa Indura, el cual establece que
en el caso del oxígeno, se deben mover 5 kg de envase por kg de gas [32], se obtiene la Tabla
5.47. Donde las propiedades del oxígeno se obtienen del programa Engineering Equation Solver
(EES), la constante de los gases ideales para el oxígeno de la Ecuación 5.34, y la masa de oxígeno
contenida en el cilindro de la Ecuación 5.39.

Tabla 5.47: Características técnicas de los cilindros de oxígeno gaseoso medicinal

enviados al Hospital Regional de Concepción [32].

Presión P [bar] 200

Diámetro dc [mm] 111
Alto hc [mm] 730
Volumen cilindro Vc [Nm3 ] (25o C y 1 atm) 1
Factor de compresión Z (25o C y 1 atm) 0,9994
Masa molar oxígeno MMO2 [kg/kmol] 32
Constante de los gases ideales R̄ [kj/kmolK] 8,314
Constante de los gases ideales para el oxígeno RO2 [kJ/kgK] 0,260
Masa oxígeno contenida mcO2 [kg] 1,292
DOT 3AA Acero cromo -
Material cilindro
molibdeno, de pared delgada
Masa cilindro vació mv [kg] 6,46
Masa total conjunto mc [kg] 7,75
Área horizontal utilizada por cilindro Ac [m2 ] 0,012

El número de cilindros que son transportados por el camión se obtiene de la Ecuación 5.65, la
masa de oxígeno transportada por los camiones se obtiene de la Ecuación 5.66, la masa de los
cilindros vacíos de la Ecuación 5.67.
At
Nc = N p · (5.65)
Ac

mT = Nc · mcO2 (5.66)

mt = Nc · mv (5.67)
donde:

• Nc : Número de cilindros transportados por el camión.

• N p : Número de pisos de cilindros.
• At [m2 ]: Área horizontal del contenedor por piso.
• Ac [m2 ]: Área horizontal utilizada por cilindro.
• mT [kg]: Masa de oxígeno gaseoso contenida en el camión.
• mcOs [kg]: Masa de oxígeno contenida por cilindro.

170
 • mt [kg]: Masa de los cilindros vacíos en el camión.
• mv [kg]: Masa del cilindro vació.

Evaluando las Ecuaciones 5.65, 5.66, 5.67 y 5.41 en las Tablas 5.46 y 5.47, se obtienen los
resultados para el traslado de los cilindros de oxígeno gaseoso medicinal al Hospital Regional de
Concepción presentes en la Tabla 5.48.

Tabla 5.48: Resultados obtenidos para los cilindros de oxígeno gaseoso camiones.

Número cilindros transportados Nc 2.028

Masa de oxígeno contenida camión mT [kg] 2.620
Masa cilindros vacíos mt [kg] 13.098
Carga máxima de oxígeno gaseoso a transportar mT max [kg] 3.902

5.2.3. Calculo de demanda de hidrógeno para transporte

Para el calculo de la demanda de hidrógeno se tienen los parámetros iniciales presentes en la
Tabla 5.49 donde el consumo específico de hidrógeno de los camiones se obtiene mediante la
Ecuación 5.68, y la distancia que recorren los camiones se obtiene mediante la Ecuación 5.69.

Tabla 5.49: Parámetros iniciales para el cálculo de la demanda de hidrógeno.

Capacidad del estanque hidrógeno camión CH2 [kgH2 ] 32,09

Distancia de autonomía da [km] 400
Consumo específico camión Ct [kgH2 /km] 0,0802
Distancia separación ds [km] 52
Distancia a recorrer dr [km] 104
Factor de sobreconsumo combustible fc [ %] 30

CH2
Ct = (5.68)
da

dr = 2 · ds (5.69)
donde:

• Ct [kgH2 /km]: Consumo específico de hidrógeno camión de transporte.

• CH2 [kgH2 ]: Carga de hidrógeno en el estanque de combustible del camión.
• da [km]: Distancia de autonomía del camión.
• dr [km]: Distancia a recorrer por el camión desde plata-Hospital.
• ds [km]: Distancia de separación planta-Hospital.

Para el calculo de la demanda de hidrógeno que poseen los camiones se plantea para el transporte
de agua liquida, hidrógeno gaseoso y oxígeno gaseoso, un abastecimiento planta-Hospital cada 2

171
semanas, lo que contribuye a disminuir el volumen de los estanques de almacenamiento estaciona-
rios. La masa por viaje a transportar de agua, hidrógeno gaseoso y oxígeno gaseoso se puede ver
en la Tabla 5.50, en base a la generación de agua de las celdas de combustible de la Tabla 5.19, la
demanda de hidrógeno total del Hospital Tabla 5.30, y la demanda de oxígeno gaseoso del Hospital,
que se obtiene evaluando la Ecuación 5.39 en las Tablas 5.47 y 4.30.

Tabla 5.50: Masa de agua liquida, hidrógeno gaseoso y oxígeno gaseoso a trans-
portar por los camiones en cada viaje.

Masa de agua Masa de hidrógeno Masa de oxígeno gaseoso

Viaje transportar transportar transportar
[kg/viaje] [kg/viaje] [kg/viaje]
15-ene 206.868 23.309 965
31-ene 206.868 23.309 965
14-feb 183.828 20.708 737
28-feb 183.828 20.708 737
15-mar 209.573 23.587 1.247
31-mar 209.573 23.587 1.247
15-abr 206.009 23.277 1.014
30-abr 206.009 23.277 1.014
15-may 209.638 23.676 973
31-may 209.638 23.676 973
15-jun 204.824 23.181 1.238
30-jun 204.824 23.181 1.238
15-jul 204.824 23.591 1.122
31-jul 204.824 23.591 1.122
15-ago 207.153 23.483 809
31-ago 207.153 23.483 809
15-sept 193.217 21.930 694
30-sept 193.217 21.930 694
15-oct 198.718 22.479 803
31-oct 198.718 22.479 803
15-nov 191.342 21.628 566
30-nov 191.342 21.628 566
15-dic 202.373 22.805 669
31-dic 202.373 22.805 669

El número de camiones necesarios para transportar los compuestos en cada viaje se obtiene
mediante la Ecuación 5.70
mq
Nt = (5.70)
mT
donde:
• Nt : número de camiones para el transporte del compuesto del viaje.
• mq [kg]: Masa del compuesto a transportar del viaje.

172
 • mT [kg]: Masa del compuesto contenida en el camión.

Evaluando la Ecuación 5.70 en las Tablas 5.50, 5.37, 5.41, y 5.48 se obtiene el número de ca-
miones necesarios para el transporte de los compuestos en cada viaje presente en la Tabla 5.51.

Tabla 5.51: Número de camiones necesarios para el transporte de agua, hidrógeno

gaseoso y oxígeno gaseoso por viaje.

Número de Número de Número de

camiones camiones camiones
Viaje
transporte transporte transporte
agua hidrógeno oxígeno gaseoso
15-ene 14 13 1
31-ene 14 13 1
14-feb 12 11 1
28-feb 12 11 1
15-mar 14 13 1
31-mar 14 13 1
15-abr 14 13 1
30-abr 14 13 1
15-may 14 13 1
31-may 14 13 1
15-jun 14 13 1
30-jun 14 13 1
15-jul 14 13 1
31-jul 14 13 1
15-ago 14 13 1
31-ago 14 13 1
15-sept 13 12 1
30-sept 13 12 1
15-oct 13 12 1
31-oct 13 12 1
15-nov 13 12 1
30-nov 13 12 1
15-dic 13 13 1
31-dic 13 13 1

La masa de hidrógeno para el transporte en cada viaje se obtiene mediante la Ecuación 5.71.

mdH2 = Nt ·Ct · dr · (1 + fc ) (5.71)

donde:
• mdH2 [kgH2 ]: Masa de hidrógeno necesaria para el transporte en el viaje.
• Nt : Número de camiones para el transporte del compuesto del viaje.
• Ct [kgH2 /km]: Consumo específico de hidrógeno camión de transporte.

173
 • dr [km]: Distancia a recorrer por el camión desde plata-Hospital.
• fc : Factor de sobre consumo combustible.

Así también evaluando la Ecuación 5.71 en las Tablas 5.49 y 5.51 se obtiene la demanda de
hidrógeno necesaria para el transporte en cada viaje presente en la Tabla 5.52.

Tabla 5.52: Demanda de hidrógeno necesaria para el transporte de agua liquida,

hidrógeno gaseoso y oxígeno gaseoso por viaje.

Demanda Demanda
Demanda para
para transporte para transporte
Viaje transporte agua
hidrógeno oxígeno gaseoso
[kg/viaje]
[kg/viaje] [kg/viaje]
15-ene 152 141 11
31-ene 152 141 11
14-feb 130 119 11
28-feb 130 119 11
15-mar 152 141 11
31-mar 152 141 11
15-abr 152 141 11
30-abr 152 141 11
15-may 152 141 11
31-may 152 141 11
15-jun 152 141 11
30-jun 152 141 11
15-jul 152 141 11
31-jul 152 141 11
15-ago 152 141 11
31-ago 152 141 11
15-sept 141 130 11
30-sept 141 130 11
15-oct 141 130 11
31-oct 141 130 11
15-nov 141 130 11
30-nov 141 130 11
15-dic 141 141 11
31-dic 141 141 11
Total [kg/año] 3514 3276 260

Para el caso del oxígeno gaseoso el número de cilindros de oxígeno transportados en cada viaje
se obtiene mediante la Ecuación 5.72.
mq
Nct = (5.72)
mcO2
donde:

174
 • Nct : Número de cilindro de oxígeno gaseoso transportados por viaje.
• mq [kg]: Masa del compuesto oxígeno gaseoso a transportar del viaje.
• mcO2 [kg]: Masa de oxígeno contenida en el cilindro.

Evaluando la Ecuación 5.72 en las Tablas 5.50 y 5.47 se obtiene el número de cilindros de
oxígeno gaseoso transportados en cada viaje presentes en las Tablas 5.53 y 5.54.

Tabla 5.53: Número de cilindros de oxígeno gaseoso transportados por viaje al

Hospital Regional de Concepción.

Número de cilindros
Viaje
oxígeno gaseoso
15-ene 747
31-ene 747
14-feb 571
28-feb 571
15-mar 966
31-mar 966
15-abr 785
30-abr 785
15-may 754
31-may 754
15-jun 959
30-jun 959
15-jul 869
31-jul 869
15-ago 627
31-ago 627
15-sept 538
30-sept 538
15-oct 622
31-oct 622
15-nov 438
30-nov 438
15-dic 518
31-dic 518

Tabla 5.54: Datos generales del número de cilindros de oxígeno gaseoso transpor-
tados por viaje al Hospital Regional de Concepción.

Máximo 966
Promedio 700
Mínimo 438

175
 Para el oxígeno liquido el número de viajes que se pueden realizar en cada mes queda determi-
nado por la masa que es capaz de contener el estanque del Hospital Regional de Concepción, y la
masa de oxígeno liquido demanda en cada mes. La Tabla 5.55 muestra la masa de oxígeno liquido
almacenada en el estanque del Hospital Regional de Concepción, obtenida mediante la Ecuación
5.39. Donde las propiedades del oxígeno se obtienen del programa Engineering Equation Solver
(EES), y la constante de los gases ideales para el oxígeno mediante la Ecuación 5.34.

Tabla 5.55: Masa de oxígeno liquido almacenada en el estanque del Hospital Re-
gional de Concepción.

Volumen almacenado Va [Nm3 ] (25o C y 1 atm) 19.166

Constante de los gases ideales para el oxígeno RO2 [kJ/kgK] 0,260
Factor de compresión Z (25o C y 1 atm) 0,9994
Masa almacenada estanque oxígeno Hospital ma [kg] 24.739

El número de viajes a realizar en cada mes se obtiene mediante la Ecuación 5.73.

mdO2
Nv = (5.73)
ma
donde:

• Nv : Número de viajes a realizar en el mes.

• mdO2 [kg]: Masa de oxígeno liquido demanda en el mes.
• ma [kg]: Masa de oxígeno liquido almacenada en el estanque.

Evaluando la Ecuación 5.73, en la Tabla 5.55, así como en la demanda de oxígeno liquido del
Hospital, la cual se obtiene evaluando la Ecuación 5.39 en las Tablas 5.55 y 4.27, se tiene el número
de viajes que se deben realizar en cada mes mostrada en la Tabla 5.56.

Tabla 5.56: Número de viajes al Hospital Regional de Concepción para la cubrir la

demanda de oxígeno liquido.

Mes Número de viajes

Enero 2
Febrero 2
Marzo 2
Abril 2
Mayo 2
Junio 2
Julio 2
Agosto 2
Septiembre 2
Octubre 3
Noviembre 2
Diciembre 3

176
 De este modo en base a las Tablas 5.56 y evaluando la Ecuación 5.39 en las Tablas 5.55 y 4.27,
se obtiene la masa por viaje a transportar por los camiones de oxígeno liquido presente en la Tabla
5.57.

Tabla 5.57: Masa de oxígeno liquido a transportar por los camiones en cada viaje

Masa oxígeno liquido transportar

Viaje
[kg/viaje]
15-ene 14.621
31-ene 14.621
14-feb 14.675
28-feb 14.675
15-mar 14.595
31-mar 14.595
15-abr 15.284
30-abr 15.284
15-may 14.176
31-may 14.176
15-jun 21.067
30-jun 21.067
15-jul 19.046
31-jul 19.046
15-ago 17.231
31-ago 17.231
15-sept 13.207
30-sept 13.207
10-oct 18.066
20-oct 18.066
31-oct 18.066
15-nov 19.684
30-nov 19.684
10-dic 22.215
20-dic 22.215
31-dic 22.215

Evaluando las Ecuaciones 5.70, 5.71 en las Tablas 5.49, 5.57 y 5.43 se obtiene el número de
camiones necesarios para el transporte de oxígeno liquido en cada viaje, así como la demanda de
hidrógeno necesaria para el transporte en cada viaje presentes en la Tabla 5.58.

177
 Tabla 5.58: Número de camiones y demanda de hidrógeno para el transporte de
oxígeno liquido por viaje.

Número de camiones Demanda

Viaje transporte para transporte
oxígeno liquido oxígeno liquido [kg/viaje]
15-ene 2 22
31-ene 2 22
14-feb 2 22
28-feb 2 22
15-mar 2 22
31-mar 2 22
15-abr 2 22
30-abr 2 22
15-may 1 11
31-may 1 11
15-jun 2 22
30-jun 2 22
15-jul 2 22
31-jul 2 22
15-ago 2 22
31-ago 2 22
15-sept 1 11
30-sept 1 11
10-oct 2 22
20-oct 2 22
31-oct 2 22
15-nov 2 22
30-nov 2 22
10-dic 2 22
20-dic 2 22
31-dic 2 22

En base a los resultados de las Tablas 5.51, 5.52 y 5.58 se obtiene la flota de camiones capaces
de realizar cada viaje y la masa total de hidrógeno demandada para el transporte de los compuestos
presente en las Tablas 5.59 y 5.60, así como la Figura 5.29.

Tabla 5.59: Flota de camiones para el traslado de los compuestos planta-Hospital.

Compuesto Número de camiones

Agua 14
Hidrógeno 13
Oxígeno liquido 2
Oxígeno gaseoso 1
Total 30

178
 Tabla 5.60: Demanda total de hidrógeno para el transporte del agua liquida, hidró-
geno gaseoso, oxígeno gaseoso y oxígeno liquido al Hospital Regional de Concep-
ción.

Demanda de hidrógeno
Mes para transporte
[kg/mes]
Enero 651
Febrero 564
Marzo 651
Abril 651
Mayo 629
Junio 651
Julio 651
Agosto 651
Septiembre 586
Octubre 629
Noviembre 607
Diciembre 651
Total [kg/año] 7.571

Figura 5.29: Demanda de hidrógeno verde para el transporte de los compuestos

desde la planta hasta el Hospital Regional de Concepción.

La demanda global de hidrógeno a producir, considerando la demanda del Hospital Regional de

Concepción y el transporte, se puede apreciar en las Tablas 5.61 y 5.62, y Figura 5.30.

179
 Tabla 5.61: Demanda global de hidrógeno verde para energía eléctrica y térmica
del Hospital Regional de Concepción y el transporte de los compuestos.

Demanda hidrógeno Demanda hidrógeno Demanda global

Mes total Hospital transporte hidrógeno
[kg/mes] [kg/mes] [kg/mes]
Enero 46.622 651 47.272
Febrero 41.421 564 41.985
Marzo 47.177 651 47.828
Abril 46.561 651 47.211
Mayo 47.358 629 47.988
Junio 46.369 651 47.020
Julio 47.191 651 47.842
Agosto 46.974 651 47.625
Septiembre 43.868 586 44.454
Octubre 44.964 629 45.593
Noviembre 43.263 607 43.870
Diciembre 45.614 651 46.265
Total [kg/año] 547.381 7.571 554.951

Tabla 5.62: Datos generales de la demanda global de hidrógeno verde para energía
eléctrica y térmica del Hospital Regional de Concepción y el transporte de los
compuestos

Demanda Hospital Transporte Global

Máxima [kg] 47.358 651 47.988
Promedio [kg] 45.615 631 46.246
Mínima [kg] 41.421 564 41.985

Figura 5.30: Comparación de la demanda de hidrógeno verde anual para el abaste-

cimiento de energía en el Hospital Regional de Concepción y el transporte de los
compuestos.

180
5.3. Dimensionamiento del proceso de producción de hidró-
geno y oxígeno
En esta sección se entregan los cálculos principales para dimensionar el sistema de producción
de hidrógeno verde dado el aerogenerador y la ubicación de la planta escogidos en la ingeniería
conceptual.

5.3.1. Disposición de equipos de producción de hidrógeno y oxígeno

El principal equipo para satisfacer la producción de hidrógeno verde corresponde al electroliza-
dor. Los principales proveedores de electrolizadores tipo PEM a nivel mundial se presentan en la
Tabla 5.63. Existe gran oferta de diferentes tipos, tecnologías y capacidades, pero a gran escala el
mercado no ofrece muchas opciones [15].

Tabla 5.63: Principales proveedores de electrolizadores tipo PEM en el mundo

[15].

Proveedor País
Hydrogenics Canadá
Proton Onsite USA
Giner USA
3M USA
ITM Power UK
ArevaH2Gen Francia
IRD Dinamarca
Siemens Alemania
Hydrogenics Alemania
H-Tec Systems Alemania
Greenerity Alemania
Etchemtech Corea del Sur
Hitachi Zosen Japón
Kobelco Japón
Honda Japón
Toray (Greenerity) Japón

En base a un testeo de los equipos disponibles en el mercado se escoge el electrolizador del fabri-
cante ArevaH2Gense modelo Elyte 200 el que se ve en la Figura 5.31, cuyas especificaciones dadas
por el fabricante se entregan en la Tabla 5.64 [52]. Lo anterior pues esta diseñado exclusivamente
para operar con energías renovables para la producción de hidrógeno verde, su alta potencia, la alta
pureza del hidrógeno producido, la integración de un sistema de purificación de agua, así como un
rectificador de corriente integrado en la entrada de potencia.

181
 Tabla 5.64: Especificaciones técnicas electrolizador ArevaH2Gen Elyte 200 [52]

Fabricante ArevaH2Gen
Modelo Elyte 200
País Francia
Temperatura de operación agua [o C] 5 a 35
Presión operación agua [bar] 2a6
Presión de operación H2 [bar] 30
Presión de operación O2 [bar] 14
Potencia de entrada CA [kVA] 1.240
Potencia de entrada CA [kW] 1.000
Rango de potencia entrada [ %] 2,5-100
Voltaje entrada CA [V] 400 - 150.000, puede incluir transformador
Frecuencia entrada CA [Hz] 50
Consumo de energía sistema CA [kwh/Nm3 H2 ] 4,9
Producción [Nm3 H2 /h] 200
Producción [Nm3 O2 /h] 100
Consumo de agua [lagua /Nm3 H2 ] <2
Sistema de ósmosis inversa integrado
Tratamiento del agua
además de sistema de electrodesionización
Pureza del H2 producido
>99,9
sin purificación adicional [ %]
Se cumple la pureza del hidrógeno según la
Sistema de purificación H2 norma ISO 14687-2 para su uso en vehículos
con celdas de combustible de máximo 99,999 %
Pureza del O2 producido [ %] >97

Figura 5.31: Electrolizador ArevaH2Gen Elyte 200 [52].

De la Tabla 4.52 y la Ecuación 5.2 se obtienen las condiciones de operación de los aerogenera-
dores Windtec DD 3000- 140., mostradas en la Tabla 5.65.

182
 Tabla 5.65: Parámetros de operación máximos aerogenerador Windtec DD 3000-
140.

Potencia activa máxima Pa [kW ] 3.000

Factor de potencia FPa 0,95
Voltaje máximo Va [V ] 690
Corriente máxima Ia [A] 4.576

Para los electrolizadores se busca que su configuración sea en paralelo, lo anterior para facilitar
las labores de mantenimiento, así como tener una producción en todo momento. De este modo
se establece como voltaje máximo de operación 690 V, igual al del aerogenerador, con lo cual
mediante la Tabla 5.64 y Ecuación 5.5 y 5.2 se obtienen las condiciones de operación máximas de
los electrolizadores, mostradas en la Tabla 5.66.

Tabla 5.66: Parámetros de operación máximos electrolizador ArevaH2Gen Elyte

200.

Potencia aparente |S|e [kVA] 1.240

Potencia activa máxima Pe−max [kW ] 1.000
Factor de potencia FPe 0,81
Voltaje máximo Ve−max [V ] 690
Corriente máxima Ie−max [A] 1.797

Se toma como condición de diseño en corriente alterna (CA) que la potencia activa de electroli-
zadores, sea la misma que la potencia activa del aerogenerador. La cantidad de electrolizadores en
serie se obtiene mediante la Ecuación 5.74 y la cantidad en paralelo mediante la Ecuación 5.75. Lo
anterior dado que en serie los voltajes se suman y en paralelo las corrientes se suman.
Va
Nes = (5.74)
Ve−max
Ia
Nep = (5.75)
Ie−max
donde:

• Nes : Número de electrolizadores en serie.

• Va [V ]: Voltaje máximo aerogenerador.
• Ve−max [V ]: Voltaje máximo electrolizador.
• Nep : Número de electrolizadores en paralelo.
• Ia [A]: Corriente máxima aerogenerador.
• Ie−max [A]: Corriente máxima electrolizador.

El voltaje de operación de los electrolizadores se obtiene mediante la Ecuación 5.76, así también
la corriente de operación se obtiene mediante la Ecuación 5.77, y la potencia activa de operación
mediante la Ecuación 5.78.

183
 Ve = Ve−max (5.76)

Ia
Ie = (5.77)
Nep

Pe = Ie ·Ve · FPe (5.78)

donde:

• Ve [V ]: Voltaje de operación electrolizador.

• Ve−max [V ]: Voltaje de operación máximo electrolizador.
• Ie [A]: Corriente de operación electrolizador.
• Ia [A]: Corriente de operación máxima aerogenerador.
• Nep : Número de electrolizadores en paralelo.
• Pe [kW ]: Potencia de operación electrolizador.
• FPe : Factor de potencia electrolizador.

Dada las Ecuaciones 5.74, 5.75, 5.76, 5.77 y 5.78, así como las Tablas 5.65 y 5.66 se obtiene
la Tabla 5.67 que muestra la configuración y los parámetros de operación de los electrolizadores
conectados al aerogenerador. Lo anterior se visualiza mejor en la Figura 5.32.

Tabla 5.67: Configuración y condiciones de operación para los electrolizadores

ArevaH2Gen Elyte 200 conectados al aerogenerador Windtec DD 3000-140.

Número de electrolizadores en serie Nes 1

Número de electrolizadores paralelo Nep 3
Número total de electrolizadores Nes Nep 3
Potencia operación electrolizadores Pe [kW ] 848
Voltaje operación electrolizadores Ve [V ] 690
Corriente operación electrolizadores Ie [A] 1.525

184
 Figura 5.32: Esquema de los electrolizadores por aerogenerador y los parámetros
de operación del circuito eléctrico.

5.3.2. Balance de masa proceso de producción de hidrógeno y oxígeno

El consumo de energía para la generación de hidrógeno a nivel másico se obtiene mediante la
Ecuación 5.79.

CE = ρH2 ·CEv (5.79)

• CE [kwh/kgH2 ]: Consumo de energía electrolizador para la generación de hidrógeno másico.

• CEv [kwh/Nm3 H2 ]: Consumo de energía electrolizador para la generación de hidrógeno volu-
métrico.
• ρH2 [kg/Nm3 H2 ]: Densidad del hidrógeno en condiciones estándar de presión y temperatura.

De manera análoga a la celda de combustible, para determinar los flujos másicos de entrada de
agua y salida de oxígeno nominales se utiliza la Ecuación 5.80 que resumen el proceso global de
electrolisis y la Tabla 5.68.

2H2 O → 2H2 + O2 (5.80)

185
 Tabla 5.68: Masa molar de los compuestos presentes en la reacción de electrolisis.

Compuesto Masa molar [gr/mol]

H 1
O 16
2H2 O 36
2H2 4
O2 32

La proporción de agua y oxígeno en base a la generación de hidrógeno se obtiene mediante la

Ecuación 5.81 y 5.82.
MM2H2 O
rH2 O = (5.81)
MM2H2
MMO2
rO2 = (5.82)
MM2H2
donde:

• rH2 O [kgH2 O/kgH2 ]: Proporción de consumo de agua en relación al hidrógeno.

• rO2 [kgO2 /kgH2 ]: Proporción de consumo de oxígeno en relación al hidrógeno.
• MM2H2 [gr/mol]: Masa molar del hidrógeno en la reacción de electrolisis.
• MMO2 [gr/mol]: Masa molar del oxígeno en la reacción de electrolisis.
• MM2H2 O [gr/mol]: Masa molar del agua en la reacción de electrolisis.

Dadas las Ecuaciones 5.81 y 5.82, así como la Tabla 5.68 se obtiene la Tabla 5.69.

Tabla 5.69: Proporción de consumo agua y oxígeno en relación al hidrógeno ge-

nerado.

Proporción consumo Valor

Agua rH2 O [kgH2 O/kgH2 ] 9
Oxígeno rO2 [kgO2 /kgH2 ] 8

Los flujos másicos de hidrógeno, agua y oxígeno nominales del electrolizador se obtienen me-
diante las Ecuaciones 5.83, 5.84 y 5.85.

ṁeH2 = ρH2 · QeH2 (5.83)

ṁeH2 O = ṁeH2 · rH2 O (5.84)

ṁeO2 = ṁeH2 · rO2 (5.85)

donde:

186
 • ṁeH2 [kgH2 /h]: Flujo másico del hidrógeno salida del electrolizador nominal.
• ρH2 [kg/Nm3 H2 ]: Densidad del hidrógeno en condiciones estándar de presión y temperatura.
• QeH2 [Nm3 H2 /h]: Caudal de hidrógeno de salida del electrolizador nominal.
• ṁeH2 O [kgH2 /h]: Flujo másico del agua de entrada del electrolizador nominal.
• rH2 O [kgH2 O/kgH2 ]: Proporción de consumo de agua en relación al hidrógeno.
• ṁeO2 [kgO2 /h]: Flujo másico del oxígeno de salida del electrolizador nominal.
• rO2 [kgO2 /kgH2 ]: Proporción de consumo de oxígeno en relación al hidrógeno.

En base a la Ecuación 5.79, la Tabla 5.64, las Ecuaciones 5.83, 5.84 y 5.85, la Tabla 5.69, y la
Tabla 5.70, se completan las especificaciones técnicas del electrolizador con la Tabla 5.71.

Tabla 5.70: Densidad de los gases presentes en la electrolisis en condiciones están-

dar de presión y temperatura (25o C y 1 atm). Obtenidas del programa Engineering
Equation Solver (EES).

Sustancia Densidad [kg/Nm3 ]

Hidrógeno 0,082
oxígeno 1,292

Tabla 5.71: Especificaciones técnicas faltantes del electrolizador ArevaH2Gen

Elyte 200.

Consumo de energía electrolizador CE [kwh/kgH2 ] 60

Flujo de agua entrada nominal ṁeH2 O [kgH2 0/h] 147
Flujo de hidrógeno salida nominal ṁeH2 [kgH2 /h] 16
Flujo de oxígeno salida nominal ṁeO2 [kgO2 /h] 131

La masa de hidrógeno producida, así como la masa de agua necesaria para la electrolisis, y la
masa de oxígeno producida por el electrolizador se obtienen mediante las Ecuaciones 5.86, 5.87 y
5.88.
Em
m pH2 = (5.86)
CE Nes Nep

mcH2 O = m pH2 · rH2 O (5.87)

m pO2 = m pH2 · rO2 (5.88)

donde:

• m pH2 [kgH2 /mes]: Masa de hidrógeno producida por el electrolizador.

• Em [kwh/mes]: Generación de energía aerogenerador mensual.

187
 • CE [kwh/kgH2 ]: Consumo de energía eléctrica del electrolizador para la generación de hidró-
geno.
• Nes : Número de electrolizadores en serie por aerogenerador.
• Nep : Número de electrolizadores en paralelo por aerogenerador.
• mcH2 O [kgH2 O/mes]: Masa de agua consumida por el electrolizador.
• rH2 O [kgH2 O/kgH2 ]: Proporción de consumo de agua en relación al hidrógeno.
• m pO2 [kgO2 /mes]: Masa de oxígeno producida electrolizador.
• rO2 [kgO2 /kgH2 ]: Proporción de consumo de oxígeno en relación al hidrógeno.

En base a la Ecuación 5.86, la generación de energía mensual del aerogenerador Windtec DD

3000-140 en la Ubicación 3 presentada en la Tabla 4.54, y la Tabla 5.71, se obtiene la producción de
hidrógeno mensual para un aerogenerador con 3 electrolizadores la cual se puede ver en las Tablas
5.72 y 5.73, así como la Figura 5.33.

Tabla 5.72: Producción de hidrógeno verde para un aerogenerador con 3 electroli-

zadores.

Producción Producción
unitaria aerogenerador
Mes
electrolizador total
[kg/mes] [kg/mes]
Enero 7.168 21.504
Febrero 6.309 18.928
Marzo 6.082 18.245
Abril 5.456 16.369
Mayo 4.647 13.941
Junio 4.647 13.941
Julio 4.785 14.354
Agosto 4.684 14.052
Septiembre 4.746 14.239
Octubre 4.853 14.558
Noviembre 5.403 16.209
Diciembre 6.928 20.783
Total [kg/año] 65.707 197.120

Tabla 5.73: Datos generales de la producción de energía de un aerogenerador con

3 electrolizadores.

Equipo Electrolizador Aerogenerador

Máxima [kg/mes] 7.168 21.504
Promedio [kg/mes] 5.476 16.427
Mínima [kg/mes] 4.647 13.941

188
 Figura 5.33: Producción de hidrógeno verde de un aerogenerador.

Al comparar la demanda global de hidrógeno verde presente en la Tabla 5.61, con la generación
unitaria de un aerogenerador con 3 electrolizadores, presente en la Tabla 5.72, se obtiene la Figura
5.34.

Figura 5.34: Comparación demanda global de hidrógeno con la producción de

hidrógeno verde de un aerogenerador con 3 electrolizadores.

De la Figura 5.34 se puede ver que no es factible abastecer con un aerogenerador con 3 electro-
lizadores, que genera 197 tonH2 /año, la demanda global de hidrógeno la cual es de 555 tonH2 /año.
Del mismo modo se puede ver que la producción de hidrógeno en invierno es menor en compara-
ción que en verano, teniendo una mayor demanda en invierno por el recinto de salud. Es así que
se debe incrementar el número de electrolizadores, y con ello el número de aerogeneradores de
tal manera de almacenar la sobreproducción de hidrógeno en el verano para el invierno, logrando
cubrir la demanda, sin tener sobreproducción excesiva lo que eleva los costos de equipos.

189
 El número de electrolizadores se puede obtener mediante el promedio de electrolizadores nece-
sarios para abastecer la demanda de hidrógeno en cada mes, Ecuación 5.89. El número de aeroge-
neradores se obtiene con la Ecuación 5.90.

1 12 mdH2 i
Ne = ·∑ (5.89)
12 i=1 m pH2 i
Ne
Na = (5.90)
Nes Nep
• Ne : Número de electrolizadores necesarios para cubrir la demanda.
• mdH2 i [kgH2 /mes]: Masa de hidrógeno global demandada en el mes i.
• m pH2 i [kgH2 /mes]: Masa de hidrógeno producida por el electrolizador en el mes i.
mdH2 i
m pH2 i : Cantidad de electrolizadores necesarios para abastecer la demanda de hidrógeno en el
•

mes i.
• Na : Número de aerogeneradores necesarios para cubrir la demanda.
• Nes : Número de electrolizadores en serie por aerogenerador.
• Nep : Número de electrolizadores en paralelo por aerogenerador.
La separación de los aerogeneradores para evitar el efecto estela en la dirección de los vientos do-
minantes se puede obtener mediante la Ecuación 5.91 y la separación en la dirección perpendicular
a los vientos dominantes mediante la Ecuación 5.92.

Ld = 8 · D (5.91)

Lp = 4 · D (5.92)
donde:
• Ld [m]: Separación de los aerogeneradores en la dirección de los vientos dominantes.
• L p [m]: Separación de los aerogeneradores en la dirección perpendicular a los vientos domi-
nantes.
• D[m]: Diámetro del rotor del aerogenerador.
En base a las Ecuaciones 5.89, 5.90, 5.91 y 5.92, así como las Tablas 5.61, 5.72 y 4.52, se
obtiene el dimensionamiento del sistema de electrolisis, presente en la Tabla 5.74. Lo anterior se
puede visualizar mejor en la Figura 5.35.

Tabla 5.74: Dimensionamiento sistema de electrolisis del agua para el abasteci-

miento de hidrógeno verde al Hospital Regional de Concepción y el transporte de
los compuestos.

Número de electrolizadores Ne 9
Número de aerogeneradores Na 3
Separación vientos dominantes Ld [m] 1.120
Separación perpendicular vientos dominantes L p [m] 560

190
 Figura 5.35: Diagrama unilineal del circuito eléctrico de la producción de hidró-
geno verde para el Hospital Regional de Concepción y el transporte de los com-
puestos.

La producción de hidrógeno total de los aerogeneradores se puede apreciar en la Tabla 5.75 y

5.76, así como la Figura 5.36.

Tabla 5.75: Comparación de la producción y la demanda de hidrógeno verde glo-

bal.

Exceso Falta
Producción hidrógeno Demanda
hidrógeno hidrógeno
Mes aerogeneradores hidrógeno global
producción producción
[kg/mes] [kg/mes]
[kg/mes] [kg/mes]
Enero 64.511 47.272 17.238 0
Febrero 56.783 41.985 14.798 0
Marzo 54.736 47.828 6.908 0
Abril 49.107 47.211 1.895 0
Mayo 41.822 47.988 0 6.165
Junio 41.822 47.020 0 5.198
Julio 43.061 47.842 0 4.780
Agosto 42.155 47.625 0 5.470
Septiembre 42.716 44.454 0 1.738
Octubre 43.674 45.593 0 1.919
Noviembre 48.626 43.870 4.756 0
Diciembre 62.349 46.265 16.085 0
Total [kg/año] 591.361 554.951 61.680 25.270

191
 Figura 5.36: Comparación demanda de hidrógeno global con la producción de
hidrógeno verde de los aerogeneradores.

Tabla 5.76: Datos generales de la comparación de la producción y la demanda de

hidrógeno verde global.

Sistema Producción hidrógeno Demanda hidrógeno

Máxima [kg/mes] 64.511 47.988
Promedio [kg/mes] 49.280 46.246
Mínima [kg/mes] 41.822 41.985

De la Tabla 5.75 se puede ver que la producción de hidrógeno es de 591 ton/año, con una deman-
da de 555 ton/año, de este modo se puede abastecer el 107 % del hidrógeno demandado, quedando
una reserva de 36 ton en caso de sobre demanda.

Por otro lado dada la Ecuación 5.87, la Tabla 5.75 y la Tabla 5.69 se puede obtener el consumo
de agua total mensual para el proceso de electrolisis de los aerogeneradores, el cual se ve en las
Tablas 5.77 y 5.78, así como la Figura 5.37.

192
Tabla 5.77: Consumo de agua total mensual para el proceso de electrolisis de los
aerogeneradores.

Consumo agua
Mes
[kg/mes]
Enero 576.516
Febrero 507.451
Marzo 489.158
Abril 438.854
Mayo 373.753
Junio 373.753
Julio 384.828
Agosto 376.727
Septiembre 381.742
Octubre 390.304
Noviembre 434.556
Diciembre 557.198
Total [kg/año] 5.284.838

Figura 5.37: Consumo de agua total mensual para el proceso de electrolisis de los
aerogeneradores.

Tabla 5.78: Datos generales del consumo de agua total mensual para el proceso de
electrolisis de los aerogeneradores.

Consumo Agua
Máximo [kg/mes] 576.516
Promedio [kg/mes] 440.403
Mínimo [kg/mes] 373.753

193
 Dado que el agua es un recurso limitado se plantea la recuperación del agua generada por las
celdas de combustible presentes en el Hospital Regional de Concepción hacia los electrolizadores.
La comparación del consumo de agua por los electrolizadores y la generación de agua por las celdas
de combustible se puede ver en las Tablas 5.79 y 5.80, así como la Figura 5.38.

Tabla 5.79: Comparación del consumo de agua para el proceso de electrolisis y la

generación de agua de las celdas de combustible del Hospital Regional de Con-
cepción.

Generación agua Exceso de agua Falta de agua

Consumo agua
celda de generación celdas generación celdas
Mes electrolisis
combustible combustible combustible
[kg/mes]
[kg/mes] [kg/mes] [kg/mes]
Enero 576.516 413.735 0 162.781
Febrero 507.451 367.656 0 139.796
Marzo 489.158 419.145 0 70.013
Abril 438.854 412.018 0 26.836
Mayo 373.753 419.276 45.524 0
Junio 373.753 409.648 35.895 0
Julio 384.828 415.627 30.799 0
Agosto 376.727 414.307 37.580 0
Septiembre 381.742 386.433 4.691 0
Octubre 390.304 397.436 7.132 0
Noviembre 434.556 382.684 0 51.872
Diciembre 557.198 404.746 0 152.452
Total [kg/año] 5.284.838 4.842.711 161.621 603.749

Figura 5.38: Comparación del consumo de agua para el proceso de electrolisis

y la generación de agua de las celdas de combustible del Hospital Regional de
Concepción.

194
 Tabla 5.80: Datos generales de la comparación del consumo de agua para el proce-
so de electrolisis y la generación de agua de las celdas de combustible del Hospital
Regional de Concepción.

Consumo agua Generación agua

Sistema
electrolisis celdas de combustible
Máximo [kg/mes] 576.516 419.276
Promedio [kg/mes] 440.403 403.559
Mínimo [kg/mes] 373.753 367.656

De la Tabla 5.79 se puede ver que el consumo de agua para electrolisis es de 5.285 ton/año, y la
generación de agua por las celdas de combustible es de 4.843 ton/año, por lo que se puede dismi-
nuir en un 92 % el consumo de agua recuperándola de la generación de las celdas de combustible.
Por otro lado de la Figura 5.38 se puede ver que el consumo de agua es mayor en verano pero
menor en invierno, sin embargo, la generación de agua es mayor en invierno. De este modo se debe
almacenar el exceso de agua del invierno para utilizarlo en verano donde se consume mayormente.

Por ultimo de la Ecuación 5.88, la Tabla 5.75 y la Tabla 5.69 se puede obtener la generación de
oxígeno total mensual para del proceso de electrolisis de los aerogeneradores, el cual se ve en las
Tablas 5.81 y 5.82, así como la Figura 5.39.

Tabla 5.81: Producción de oxígeno total mensual del proceso de electrolisis de los
aerogeneradores.

Producción oxígeno
Mes
[kg/mes]
Enero 512.005
Febrero 450.669
Marzo 434.422
Abril 389.747
Mayo 331.931
Junio 331.931
Julio 341.767
Agosto 334.572
Septiembre 339.026
Octubre 346.630
Noviembre 385.930
Diciembre 494.849
Total [kg/año] 4.693.478

195
 Figura 5.39: Producción de oxígeno total mensual del proceso de electrolisis de
los aerogeneradores.

Tabla 5.82: Datos generales de la producción de oxígeno total mensual del proceso
de electrolisis de los aerogeneradores.

Generación Oxígeno
Máximo [kg/mes] 512.005
Promedio [kg/mes] 391.123
Mínimo [kg/mes] 331.931

Al comparar la demanda de oxígeno del Hospital Regional de Concepción con la producción de

oxígeno del proceso de electrolisis se obtiene la Tabla 5.83 y 5.84, así como la Figura 5.40.

Donde la demanda de oxígeno total del Hospital Regional de Concepción se obtiene evaluando
la Ecuación 5.39 en las Tablas 5.47, 4.30 y 4.27.

196
 Tabla 5.83: Comparación de la producción y la demanda de oxígeno para el Hos-
pital Regional de Concepción.

Producción Demanda oxígeno Demanda de oxígeno Demanda de

Mes oxígeno gaseoso criogénico oxígeno total
[kg/mes] [kg/mes] [kg/mes] [kg/mes]
Enero 512.005 1.930 29.243 31172
Febrero 450.669 1.474 29.350 30824
Marzo 434.422 2.494 29.191 31.685
Abril 389.747 2.028 30.568 32.596
Mayo 331.931 1.946 28.351 30.297
Junio 331.931 2.477 42.133 44.610
Julio 34.1767 2.244 38.093 40.336
Agosto 334.572 1.618 34.462 36.080
Septiembre 339.026 1.389 26.414 27.802
Octubre 346.630 1.607 54.198 55.805
Noviembre 385.930 1.131 39.368 40.499
Diciembre 494.849 1.338 66.644 67.982
Total [kg/año] 4.693.478 21.676 448.014 469.690

Figura 5.40: Comparación de la producción y la demanda de oxígeno para el Hos-

pital Regional de Concepción.

Tabla 5.84: Datos generales de la comparación de la producción y la demanda de

oxígeno para el Hospital Regional de Concepción

Sistema Producción oxígeno Demanda oxígeno

Máxima [kg/mes] 512.005 67.982
Promedio [kg/mes] 391.123 39.141
Mínima [kg/mes] 331.931 27.802

197
 De la Tabla 5.83 se puede ver que la demanda de oxígeno del Hospital Regional de Concepción
es de 470 ton/año, teniendo una producción de oxígeno del proceso de electrolisis de 4.693 ton/año.
De este modo, en una primera instancia, se puede abastecer completamente el oxígeno tanto crio-
génico como gaseoso, teniendo 4.223 ton/año como reserva tanto para su venta al hospital como
para la venta a otros recintos o servicios que lo requieran.

La Tabla 5.85 y Figura 5.41 muestran el balance total de masa para la producción de hidrógeno
verde y oxígeno para el Hospital Regional de Concepción y el transporte de los compuestos.

Tabla 5.85: Balance de masa total mensual del proceso de electrolisis para el abas-
tecimiento del Hospital Regional de Concepción y el transporte de los compuestos.

Masa agua Masa hidrógeno Masa oxígeno

Mes consumida producida producida
[kg/mes] [kg/mes] [kg/mes]
Enero 576.516 64.511 512.005
Febrero 507.451 56.783 450.669
Marzo 489.158 54.736 434.422
Abril 438.854 49.107 389.747
Mayo 373.753 41.822 331.931
Junio 373.753 41.822 331.931
Julio 384.828 43.061 341.767
Agosto 376.727 42.155 334.572
Septiembre 381.742 42.716 339.026
Octubre 390.304 43.674 346.630
Noviembre 434.556 48.626 385.930
Diciembre 557.198 62.349 494.849
Total [kg/año] 5.284.838 591.361 4.693.478

Figura 5.41: Balance de masa total mensual del proceso de electrolisis para el abas-
tecimiento del Hospital Regional de Concepción y el transporte de los compuestos.

198
5.4. Dimensionamiento del sistema de almacenamiento
A continuación se presenta el almacenamiento del agua, hidrógeno, así como el oxígeno gaseoso
y criogénico de la planta de producción y el Hospital Regional de Concepción.

5.4.1. Sistema de almacenamiento agua planta electrolisis y Hospital Regio-

nal de Concepción
La Tabla 5.86 muestra el consumo de agua real máximo de la planta de electrolisis obtenido
de la Tabla 5.79, así como el consumo de agua nominal de la planta de electrolisis, operando los
electrolizadores a su máxima potencia. Así también se muestra la generación de agua máxima de
las celdas de combustible obtenida de la Tabla 5.79, como la generación de agua nominal de las
celdas de combustible operando a su máxima potencia. El consumo de agua nominal de la planta
de electrolisis se obtiene mediante la Ecuación 5.93, y la generación de agua nominal de las celdas
mediante la Ecuación 5.94.

meH2 On = Ne · ṁeH2 O · 24 · 31 (5.93)

mcH2 On = Nct · ṁcH2 O · 24 · 31 (5.94)

donde:
• meH2 On [kgH2 O/mes]: Masa de agua consumida nominal planta de electrolisis.
• Net : Número total de electrolizadores necesarios para cubrir la demanda.
• ṁeH2 O [kgH2 O/h]: Flujo másico del agua de entrada nominal del electrolizador.
• mcH2 On [kgH2 O/mes]: Masa de agua generada nominal celdas de combustible.
• ṁcH2 O [kgH2 O/h]: Flujo másico de agua nominal en la celda.
• Nct : Número total de celdas de ambos empalmes eléctricos.

Tabla 5.86: Comparación de la masa de agua real máxima, así como nominal con-
sumida y generada.

Tipo Real máximo [kg/mes] Nominal [kg/mes]

Consumo 576.516 985.572
Generación 419.276 1.480.851

De la Tabla 5.86 se puede ver que tanto el consumo como la generación de agua esta bajo el
punto nominal. Para el consumo se debe a la variabilidad del recurso viento durante el transcurso
del día, por lo cual el aerogenerador no funciona a su máxima potencia, y así el electrolizador no
consume el agua nominal en todo momento. Para el caso de la generación de agua se debe a las
fluctuaciones de la carga a lo largo de día, por lo cual las celdas de combustible no operan a su
máxima potencia en todo momento por lo que no generan el agua nominal.

Para el dimensionamiento del sistema de almacenamiento de agua para la planta de electrolisis y

el sistema de celdas de combustible se utiliza el flujo másico nominal de tal manera de considerar
una condición critica del sistema, y garantizar una operación continua.

199
5.4.1.1. Sistema de almacenamiento agua planta de electrolisis
Para dimensionar el almacenamiento de agua para la planta de electrolisis se utiliza la Figura
5.42. El electrolizador posee un purificador de agua y un rectificador por lo que no se contemplan
en el calculo.

Figura 5.42: Diagrama para el calculo del almacenamiento del agua planta de elec-
trolisis.

Se contempla que el agua generada por las celdas de combustible sea enviada a la planta de
producción dos veces por mes, es decir, el periodo de recarga de los estanques es cada 15 días
aproximadamente.

El régimen de operación del estanque de agua de la planta se observa en la Tabla 5.87, la cual se
obtiene en base a la Tabla 5.79, asumiendo que la generación de agua de la celdas en una quincena
es utilizada para la producción de hidrógeno en la quincena siguiente. Destacar que al comenzar la
operación de la planta en Enero el aporte de agua externo es mayor en un comienzo producto que
aun no se envía agua de las celdas a la planta hasta comienzos de Febrero. De este modo la Tabla
5.87 corresponde al segundo año de operación de la planta.

200
 Tabla 5.87: Aporte de agua para el consumo de la planta de electrolisis en base a
la generación de agua de las celdas de combustible para un estado estacionario.

Agua
Aporte
enviada Aporte Exceso
Consumo Generación Aporte almace-
a la agua agua
agua agua agua namiento
planta del en
Mes electrolisis celdas externo de
del Hospital estanque
[kg/ [kg/ [kg/ invierno
Hospital [kg/ [kg/
viaje] viaje] viaje] [kg/
[kg/ viaje] viaje]
viaje]
viaje]
15-ene 288.258 206.868 202.373 202.373 85.885 0 0
31-ene 288.258 206.868 206.868 206.868 81.390 0 0
14-feb 253.726 183.828 206.868 206.868 46.858 0 0
28-feb 253.726 183.828 183.828 183.828 69.898 0 0
15-mar 244.579 209.573 183.828 183.828 60.751 0 0
31-mar 244.579 209.573 209.573 209.573 35.006 0 0
15-abr 219.427 206.009 209.573 209.573 9.855 0 0
30-abr 219.427 206.009 206.009 206.009 13.418 0 0
15-may 186.876 209.638 206.009 186.876 0 0 19.133
31-may 18.6876 209.638 209.638 186.876 0 0 41.894
15-jun 186.876 204.824 209.638 186.876 0 0 64.656
30-jun 186.876 204.824 204.824 186.876 0 0 82.604
15-jul 192.414 207.814 204.824 192.414 0 0 95.014
31-jul 192.414 207.814 207.814 192.414 0 0 110.413
15-ago 188.363 207.153 207.814 188.363 0 0 129.864
31-ago 188.363 207.153 207.153 188.363 0 0 148.654
15-sept 190.871 193.217 207.153 190.871 0 0 164.936
30-sept 190.871 193.217 193.217 190.871 0 0 167.282
15-oct 195.152 198.718 193.217 193.217 0 0 165.347
31-oct 195.152 198.718 198.718 195.152 0 0 168.913
15-nov 217.278 191.342 198.718 198.718 0 18.560 150.353
30-nov 217.278 191.342 191.342 191.342 0 25.936 124.417
15-dic 278.599 202.373 191.342 191.342 0 87.257 37.159
31-dic 278.599 202.373 202.373 202.373 39.066 37.159 0

La masa de agua contenida en el estanque de almacenamiento es la suma del aporte de agua a

la producción del Hospital, el aporte de agua externo, el aporte de agua del almacenamiento de
invierno y el exceso de agua en el estanque. Lo anterior se ve en la Tabla 5.88 y Figura 5.43.

201
Tabla 5.88: Masa de agua contenida en el estanque de la planta de producción en
estado estacionario.

Masa agua en estanque

Mes
[kg/quincena]
15-ene 288.258
31-ene 288.258
14-feb 253.726
28-feb 253.726
15-mar 244.579
31-mar 244.579
15-abr 219.427
30-abr 219.427
15-may 206.009
31-may 228.771
15-jun 251.533
30-jun 269.480
15-jul 287.428
31-jul 302.827
15-ago 318.227
31-ago 337.017
15-sept 355.807
30-sept 358.153
15-oct 358.563
31-oct 364.064
15-nov 367.630
30-nov 341.694
15-dic 315.758
31-dic 278.599

Figura 5.43: Régimen de operación estanque de agua planta de electrolisis en es-

tado estacionario.

202
 De la Tabla 5.87 se ve que, dado que el consumo de la planta es menor en invierno (Mayo-
Octubre), pero la generación de agua de las celdas es mayor en invierno, existe un exceso de agua
acumulada en la planta de 169 ton en el mes de Octubre. Este exceso se consume completamente
en los meses de verano, existiendo una falta de agua en estado estacionario de 442 ton/año, por
lo que debe existir un agente externo que la surta a la planta. El máximo de agua contenida en el
estanque para la producción en verano se da en Noviembre, donde se ha acumulado toda el agua
del invierno, siendo de 367.630 kg, como se ve en la Tabla 5.88. Este máximo de agua acumulada
se utiliza para dimensionar el estanque de la planta de electrolisis.

Al igual que en el caso de los estanques para los camiones, en la planta y el Hospital se utilizan
estanques cilíndricos. Para el estanque de agua se escoge el Acero Inoxidable AISI 410 [46] como
material del estanque, teniendo los parámetros iniciales para el calculo del mismo en la Tabla 5.89,
donde las propiedades del agua se obtienen del programa Engineering Equation Solver (EES).

Tabla 5.89: Parámetros iniciales para el calculo del estanque de almacenamiento

de agua planta de electrolisis.

Masa almacenar mH2 O [kg] 367.630

Factor de sobre dimensionamiento estanque ft [ %] 10
Temperatura operación T [K] 298,15
Presión de operación P [kPa] 100
Densidad del agua ρH2 O [kg/m3 ] 997,1
Largo estanque L [m] 10
Factor de seguridad n 1,5
Material estanque Acero inoxidable AISI 410
Número de estanques Nt 1
Limite de fluencia σ f [MPa] 480
Densidad del material del estanque ρt [kg/m3 ] 7.730

El volumen del estanque se obtiene de la Ecuación 5.95 y el radio interior de la Ecuación 5.96.

mH2 O · (1 + ft )
Vt = (5.95)
ρH2 O · Nt
r
Vt
r= (5.96)
π ·L
donde:

• Vt [m3 ]: Volumen contenido en el estanque.

• mH2 O [kg]: Masa de agua contenida en el estanque.
• ft : Factor de sobre dimensionamiento estanque.
• ρH2 O [kg/m3 ]: Densidad del agua a la temperatura y presión de operación.
• Nt : Número de estanques.

203
 • r [m]: Radio interno del estanque.
• L [m]: Largo interno del estanque.

El espesor del estanque se obtiene mediante la Ecuación 5.44, donde se usa el criterio de Von
Misses para un material isotropico, mas detalles Anexo B. La masa del estanque se obtiene me-
diante la Ecuación 5.45.

Evaluando las Ecuaciones 5.95, 5.96, 5.44 y 5.45 en la Tabla 5.89 se obtienen los resultados para
el estanque de agua de la planta de electrolisis presentes en la Tabla 5.90.

Tabla 5.90: Resultados obtenidos para el estanque de almacenamiento de agua

planta electrolisis.

Volumen de agua contenido cilindro Vt [m3 ] 406

Radio cilindro r [m] 3,6
Espesor pared cilindro Von Misses tw [mm] 1,12
Masa estanque cilíndrico mt [kg] 1.697

Pasando al sistema de impulsión del agua hacia los electrolizadores Figura 5.42 (puntos 1-5), se
establecen parámetros iniciales presentes en la Tabla 5.91. EL agua se encuentra en el estanque de
almacenamiento a temperatura y presión ambientes, y dada la Tabla 5.64 se escoge una temperatura
de operación de 35o C y presión de operación de 6 bar para la entrada al electrolizador.

Tabla 5.91: Parámetros iniciales sistema de impulsión de agua planta electrolisis.

Flujo agua nominal electrolizadores ṁeH2 On [kg/s] 0,368

Eficiencia bomba ηb [ %] 80
Temperatura salida estanque T1 [K] 298,15
Presión salida estanque P1 [kPa] 100
Temperatura entrada electrolizador T3 [K] 308,15
Presión entrada electrolizador P3 [kPa] 600

Se asume un proceso isentropico para la bomba de impulsión, donde la entalpía real de salida se
puede obtener de las Ecuaciones 5.97 y 5.98, y el trabajo de la bomba con la Ecuación 5.99 [53].

204
 s1 = s2s (5.97)

h2s − h1
h2 = h1 + (5.98)
ηb

Ẇb = ṁeH2 On · (h1 − h2 ) (5.99)

donde:

• s1 [kJ/kgK]: Entropía entrada bomba.

• s2s [kJ/kgK]: Entropía salida isentropica bomba.
• h1 [kJ/kg]: Entalpía entrada bomba.
• h2s [kJ/kg]: Entalpía salida isentropica bomba.
• h2 [kJ/kg]: Entalpía salida real bomba.
• ηb : Eficiencia de la bomba.
• Ẇb [kW ]: Trabajo de la bomba de agua.
• ṁeH2 On [kgH2 O/s]: Flujo másico de agua consumida nominal planta de electrolisis.

Dada la Tabla 5.91 y las Ecuaciones 5.97-5.99, se obtiene la Tabla 5.92 que muestra los resul-
tados para la bomba de impulsión de agua. Donde las propiedades termodinámicas se obtienen del
programa Engineering Equation Solver (EES).

Tabla 5.92: Resultados dimensionamiento bomba de impulsión planta de electro-

lisis.

Presión Temperatura Entalpía Entropía Trabajo

Punto
P [kPa] T [K] h [kJ/kg] s [kJ/kgK] Ẇb [kW]
1 100 298,15 104,8 0,367
2s 600 298,2 105,3 0,367 -0,23
2 600 298,2 105,4 0,367

Se utiliza un intercambiador de calor de tubos concéntricos a contraflujo, definidas las tempera-

turas de entrada y salida del fluido caliente y frió se poseen las Ecuaciones 5.100-5.106 [51].

205
 Q̇ = ṁh · c ph · (The − Ths ) (5.100)

Q̇
ṁc = (5.101)
c pc · (Tcs − Tce )
1 1 1
= + (5.102)
Um h ph h pc

∆T1 = The − Tcs (5.103)

∆T2 = Ths − Tce (5.104)

∆T2 − ∆T1
∆Tml = (5.105)
ln( ∆T2
∆T1 )

Q̇ · 1000
A= (5.106)
Um · ∆Tml
donde:

• Q̇[kW ]: Calor intercambiado.

• ṁh [kg/s]: Flujo másico del fluido caliente
• c ph [kJ/kgK]: Calor específico del fluido caliente a la temperatura media entre la entrada y
salida, y presión de operación.
• The [K]: Temperatura entrada fluido caliente.
• Ths [K]: Temperatura salida fluido caliente.
• ṁc [kg/s]: Flujo másico del fluido frió.

206
 • c pc [kJ/kgK]: Calor específico del fluido frió a la temperatura media entre la entrada y salida,
y presión de operación.
• Tce [K]: Temperatura entrada fluido frió.
• Tcs [K]: Temperatura salida fluido frió.
• Um [W /m2 K]: Coeficiente total de transferencia de calor.
• hh [W /m2 K]: Coeficiente de convección fluido caliente.
• hc [W /m2 K]: Coeficiente de convección fluido frió.
• ∆Tml [K]: Diferencia de temperatura media logarítmica.
• A[m2 ]: Área de transferencia de calor.

Teniendo como fluido caliente agua (puntos 4 y 5) y fluido frió el agua en dirección al electro-
lizador (puntos 2 y 3), dadas las Tablas 5.91 y 5.92, y las Ecuaciones 5.100-5.106, se obtienen los
resultados de las Tablas 5.94, 5.95 y 5.96, así como la Figura 5.44. Donde el coeficiente de con-
vección del agua se obtiene de la Tabla 5.93[54], los calores específicos del programa Engineering
Equation Solver (EES), y la presión junto con las temperaturas del fluido caliente se fijan de tal
manera que las curvas de temperatura no se intersecten.

Tabla 5.93: Coeficientes típicos de transferencia de calor del agua para intercam-
biadores de calor [54].

Presión P [bar] ∆ T [K] hagua [W/m2 K] hagua−promedio [W /m2 K]

1-5 25 5.000-10.000 7.500
5-100 20 3.000-5.000 4.000

Tabla 5.94: Resultados para el agua de entrada electrolizadores (fluido frió).

Temperatura Presión Calor específico Calor

Punto
T [K] P [kPa] C p [kJ/kgK] Q̇ [kW]
2 298,2
600 4,182 15,31
3 308,15

Tabla 5.95: Resultados para el agua caliente (fluido caliente).

Temperatura Presión Calor específico Flujo másico caliente

Punto
T [K] P [kPa] C p [kJ/kgK] ṁh [kg/s]
4 333,15
400 4,181 0,146
5 308,15

207
 Figura 5.44: Variación de la temperatura a lo largo del intercambiador para el agua
de la planta de electrolisis.

Tabla 5.96: Resultados para el área de transferencia de calor intercambiador.

Coeficiente de convección frió hc [W/m2 K] 4.000

Coeficiente de convección caliente hh [W/m2 K] 7.500
Coeficiente total Um [W/m2 K] 2.609
∆T1 [K] 25
∆T2 [K] 10
Variación media logarítmica ∆Tml [K] 16,34
Área intercambio A [m2 ] 0,359

5.4.1.2. Sistema de almacenamiento agua celdas de combustible Hospital de Concepción

Para dimensionar el almacenamiento de agua de las celdas de combustible se usa la Figura 5.45.

Figura 5.45: Diagrama para el calculo del almacenamiento del agua celdas de com-
bustible.

208
 Se contempla una estación de celdas de combustible para el edificio Monoblock (MB) y Torre de
Pacientes Críticos (TPC) (por simplicidad edificio 1), así como para el Centro de Atención Ambu-
latorio (CAA) (por simplicidad edificio 2). Para dimensionar los estanques de almacenamiento de
agua se toma la mitad de la máxima masa mensual de agua almacenada por los edificios presente en
la Tabla 5.19. Se escoge el Acero Inoxidable AISI 410 [46] como material del estanque, teniendo
los parámetros iniciales para el calculo del mismo en la Tabla 5.97, donde las propiedades del agua
se obtienen del programa Engineering Equation Solver (EES).

Tabla 5.97: Parámetros iniciales para el calculo del estanque de almacenamiento

de agua de los edificios del Hospital Regional de Concepción.

Masa almacenar MB-TPC mH2 O1 [kg] 128.121

Masa almacenar CAA mH2 O2 [kg] 85.490
Factor de sobre dimensionamiento ft [ %] 10
Temperatura operación T [K] 298,15
Presion de operación P [kPa] 100
Densidad del agua ρH2 O [kg/m3 ] 997,1
Largo estanque L [m] 8
Factor de seguridad n 1,5
Material estanque Acero inoxidable AISI 410
Número de estanques Nt 1
Limite de fluencia σ f [MPa] 480
Densidad del material del estanque ρt [kg/m3 ] 7.730

El volumen del estanque se obtiene de la Ecuación 5.95 y el radio interior de la Ecuación 5.96. El
espesor del estanque se obtiene mediante la Ecuación 5.44, donde se usa el criterio de Von Misses
para un material isotropico, mas detalles Anexo B. La masa del estanque se obtiene mediante la
Ecuación 5.45.

Evaluando las Ecuaciones 5.95, 5.96, 5.44 y 5.45 en la Tabla 5.97, se obtienen los resultados
para los estanques de agua de los edificios del Hospital Regional de Concepción presentes en la
Tabla 5.98.

Tabla 5.98: Resultados obtenidos para los estanques de agua de los edificios del
Hospital Regional de Concepción.

Edificio MB-TPC CAA

Volumen de agua contenido cilindro Vt [m3 ] 141 94
Radio cilindro r [m] 2,37 1,94
Espesor pared cilindro Von Misses tw [mm] 0,64 0,52
Masa estanque cilíndrico mt [kg] 591 395

Pasando al sistema de descompresión de agua hacia los estanques Figura 5.45 (puntos 4-6),
se establecen parámetros iniciales presentes en la Tabla 5.99. Dada la Tabla 5.2 se escoge una
temperatura de operación de 40o C y presión de operación de 8 bar para la salida del agua de las
celdas de combustible. El agua se encuentra en el estanque de almacenamiento a temperatura y
presión ambientes.

209
 Tabla 5.99: Parámetros iniciales para el calculo del sistema de descompresión agua
salida celdas de combustible

Flujo agua nominal celdas MB-TPC ṁcH2 On1 [kg/s] 0,323

Flujo agua nominal celdas CAA ṁcH2 On2 [kg/s] 0,230
Temperatura salida celdas T4 [K] 313,15
Presión salida celdas P4 [kPa] 800
Temperatura entrada estanque T6 [K] 298,15
Presión entrada estanque P6 [kPa] 100

Para la válvula se asume isoentalpica [53], teniendo la Ecuación 5.107.

h4 = h5 (5.107)
Dada la Tabla 5.99 y la Ecuación 5.107, se tienen las condiciones de operación de la válvula de
expansión del agua en la Tabla 5.100, donde las propiedades se obtienen del programa Engineering
Equation Solver (EES).

Tabla 5.100: Resultados para las condiciones de operación de la válvula de expan-

sión del agua de los edificios del Hospital Regional de Concepción.

Presión Temperatura Entalpía

Punto
P [kPa] T [K] h [kJ/kg]
4 800 313,15 168,2
5 100 313,3 168,2

Se utiliza un intercambiador de calor de tubos concéntricos a contraflujo. Teniendo como fluido

caliente el agua de salida de celdas de combustible (puntos 4 y 5) y fluido frió agua de refrigeración
(puntos 7 y 8). Dada las Tablas 5.99 y 5.100, y las Ecuaciones 5.100-5.106, se obtienen los resulta-
dos de las Tablas 5.101, 5.102 y 5.103, así como la Figura 5.46. Donde el coeficiente de convección
del agua se obtiene de la Tabla 5.93[54], los calores específicos del programa Engineering Equation
Solver (EES), y la presión junto con las temperaturas del fluido frió se fijan de tal manera que las
curvas de temperatura no se intersecten.

Tabla 5.101: Resultados para el agua caliente de salida celdas (fluido caliente) y
agua de refrigeración (fluido frió).

Temperatura Presión Calor específico

Punto
T [K] P [kPa] C p [kJ/kgK]
5 313,3
100 4,183
6 298,15
7 288,15
400 4,182
8 298,15

210
 Figura 5.46: Variación de la temperatura a lo largo del intercambiador para el agua
de salida de las celdas de combustible del Hospital Regional de Concepción.

Tabla 5.102: Resultados para el calculo del área de intercambio térmico para el
agua salida celdas.

Coeficiente de convección fluido caliente hh [W /m2 K] 7.500

Coeficiente de convección fluido frió hc [W /m2 K] 7.500
Coeficiente total Um [W/m2 K] 3.750
∆T1 [K] 15,2
∆T2 [K] 10
Variación media logarítmica ∆Tml [K] 12,40

Tabla 5.103: Resultados de los parámetros de operación de los intercambiadores

de calor para el agua de salida de las celdas de combustible de los edificios del
Hospital Regional de Concepción.

Calor Flujo másico frió Área de intercambio

Edificio
Q̇ [kW] ṁc [kg/s] A [m2 ]
MB y TPC 20,4 0,489 0,440
CAA 14,6 0,349 0,314

5.4.2. Sistema de almacenamiento de hidrógeno planta de electrolisis y Hos-

pital Regional de Concepción
La Tabla 5.104 muestra la producción de hidrógeno real máximo de la planta de electrolisis
obtenido de la Tabla 5.75, así como la producción de hidrógeno nominal de la planta de electro-
lisis, operando los electrolizadores a su máxima potencia. Así también se muestra la demanda de
hidrógeno máxima de las celdas de combustible obtenida de la Tabla 5.30, como la demanda de
hidrógeno nominal de las celdas de combustible operando a su máxima potencia. La producción de
hidrógeno nominal de la planta de electrolisis se obtiene mediante la Ecuación 5.108, y la demanda

211
de hidrógeno nominal de las celdas mediante la Ecuación 5.109.

meH2 n = Ne · ṁeH2 · 24 · 31 (5.108)

mcH2 n = Nct · ṁcH2 · 24 · 31 (5.109)

donde:

• meH2 n [kgH2 /mes]: Masa de hidrógeno producida nominal planta de electrolisis.

• Ne : Número total de electrolizadores necesarios para cubrir la demanda.
• ṁeH2 [kgH2 /h]: Flujo másico de hidrógeno de salida nominal del electrolizador.
• mcH2 n [kgH2 /mes]: Masa de hidrógeno demanda nominal celdas de combustible.
• ṁcH2 [kgH2 ]: Flujo másico de hidrógeno nominal en la celda.
• Nct : Número total de celdas de ambos empalmes eléctricos.

Tabla 5.104: Comparación de la masa de hidrógeno real máxima, así como nominal
producida y demanda.

Tipo Real máximo [kg/mes} Nominal [kg/mes]

Producción 64.511 110.283
Demanda celdas 46.916 165.704

De la Tabla 5.104 se puede ver que tanto la producción como la demanda de hidrógeno esta bajo
el punto nominal. Para la producción se debe a la variabilidad del recurso viento durante el trans-
curso del día, por lo cual el aerogenerador no funciona a su máxima potencia, y así el electrolizador
no produce el hidrógeno nominal en todo momento. Para el caso de la demanda de hidrógeno se
debe a las fluctuaciones de la carga a lo largo de día, de este modo las celdas de combustible no
operan a su máxima potencia en todo momento por lo que no consumen el hidrógeno nominal.

Para el dimensionamiento del sistema de almacenamiento de hidrógeno para la planta de elec-

trolisis y el sistema de celdas de combustible se utiliza el flujo másico nominal de tal manera de
considerar una condición critica del sistema, y garantizar una operación continua. Para la red de
gas se considera el máximo flujo mensual presente en la Tabla 5.30.

5.4.2.1. Sistema de almacenamiento hidrógeno planta de electrolisis

A continuación, se define el ciclo de compresión del hidrógeno gaseoso el cual consta de 5 etapas,
tal como se ve en la Figura 5.47. La presión final se fija en 700 bar dados los valores entregados
por la literatura.

212
 Figura 5.47: Ciclo de compresión del hidrógeno gaseoso en 5 etapas. Figura rotada
en 90o .

Se contempla que el hidrógeno generado sea enviado al Hospital dos veces por mes, es decir, el

213
periodo de recarga de los estanques es cada 15 días aproximadamente. El régimen de operación de
los estanques de hidrógeno de la planta se observa en la Tabla 5.105, la cual se obtiene en base a la
Tabla 5.75, asumiendo que la producción de hidrógeno de una quincena es utilizada en la demanda
de hidrógeno de la quincena siguiente. Destacar que al comenzar la operación de la planta en Enero
no es posible abastecer de hidrógeno al Hospital la primera quincena, pues se esta produciendo, el
hidrógeno se envía hasta la segunda quincena de Enero. De este modo la Tabla 5.105 corresponde
al segundo año de operación de la planta.

Tabla 5.105: Variación de la masa de hidrógeno global contenida en los estanques

de almacenamiento de la planta de electrolisis.

Aporte
Demanda Producción Aporte Aporte almace- Exceso
hidrógeno electrolisis producción externo namiento hidrógeno en
Mes global total hidrógeno hidrógeno verano estanques
[kg/ [kg/ [kg/ [kg/ hidrógeno [kg/
viaje] viaje] viaje] viaje] [kg/ viaje]
viaje]
15-ene 23.634 32.255 23.634 0 0 8.621
31-ene 23.634 32.255 20.990 0 0 19.886
14-feb 20.990 28.391 20.990 0 0 27.287
28-feb 20.990 28.391 23.912 0 0 31.766
15-mar 23.912 27.368 23.912 0 0 35.222
31-mar 23.912 27.368 23.603 0 0 38.987
15-abr 23.603 24.553 23.603 0 0 39.938
30-abr 23.603 24.553 23.991 0 0 40.501
15-may 23.991 20.911 20.911 0 3.080 37.421
31-may 23.991 20.911 20.911 0 2.595 34.826
15-jun 23.506 20.911 20.911 0 2.595 32.230
30-jun 23.506 20.911 20.911 0 3.005 29.225
15-jul 23.916 21.531 21.531 0 2.386 26.839
31-jul 23.916 21.531 21.531 0 2.278 24.562
15-ago 23.808 21.077 21.077 0 2.731 21.831
31-ago 23.808 21.077 21.077 0 1.145 20.685
15-sept 22.223 21.358 21.358 0 865 19.821
30-sept 22.223 21.358 21.358 0 1.435 18.386
15-oct 22.793 21.837 21.837 0 956 17.429
31-oct 22.793 21.837 21.837 0 95 17.334
15-nov 21.932 24.313 21.932 0 0 19.715
30-nov 21.932 24.313 23.130 0 0 20.898
15-dic 23.130 31.175 23.130 0 0 28.942
31-dic 23.130 31.175 23.634 0 0 36.483

La masa de hidrógeno en los estanques de almacenamiento es la suma del aporte de la pro-

ducción, aporte externo, el aporte del almacenamiento invierno y el exceso de hidrógeno en los
estanques. Lo anterior se ve en la Tabla 5.105 y Figura 5.48.

214
Tabla 5.106: Masa de hidrógeno contenida en los estanques planta electrolisis en
estado estacionario.

Masa hidrógeno en estanques

Mes
[kg/quincena]
15-ene 32.255
31-ene 40.877
14-feb 48.278
28-feb 55.678
15-mar 59.134
31-mar 62.590
15-abr 63.541
30-abr 64.492
15-may 61.412
31-may 58.332
15-jun 55.737
30-jun 53.141
15-jul 50.756
31-jul 48.370
15-ago 45.639
31-ago 42.908
15-sept 42.043
30-sept 41.179
15-oct 40.223
31-oct 39.266
15-nov 41.647
30-nov 44.028
15-dic 52.072
31-dic 60.117

Figura 5.48: Régimen de operación estanques de hidrógeno planta de electrolisis

para Hospital y transporte de compuestos.

215
 De la Tabla 5.105 se ve que, dado que la producción de la planta es mayor en verano (Noviembre
a Enero), pero la demanda de hidrógeno es menor en verano, existe un exceso de hidrógeno acu-
mulado en verano de 40 ton en el mes de Abril. Este exceso se consume en los meses de invierno
(Mayo a Octubre), existiendo una falta de hidrógeno en invierno de 23 ton, por lo que la planta es
capaz de abastecer totalmente al hospital y el transporte de compuestos, teniendo un exceso de 36
ton en el mes de Diciembre, que se puede destinar en caso de sobre consumo, o para el trasporte
del oxígeno en exceso a otros recintos hospitalarios o servicios que lo requieran.

Los estanques de almacenamiento de la planta deben ser capaces de almacenar el exceso de hi-
drógeno acumulado en verano. La condición critica del hidrógeno almacenado del verano es en el
mes de Abril, donde se ha acumulado todo el hidrógeno, y los estanques tienen una masa de 64.492
kg, tal como se ve en las Tablas 5.105 y 5.106. Es importante destacar que en el mes de Diciembre
se debe vaciar el exceso de hidrógeno para comenzar un nuevo ciclo de llenado de forma vacía.

Al igual que en el caso de los estanques para los camiones, en la planta se utilizan estanques
cilíndricos. Para el estanque de hidrógeno se utiliza un estanque Tipo IV donde se tiene una primera
capa de una aleación de aluminio 2048 (t p ) [47] para evitar las fugas de hidrógeno, una segunda
capa de un material compuesto de Fibra de carbono continua HexTow IM 10 12K [48] en una
matriz de Resina HexPly 8552 [49] (tw ), la cual le confiere resistencia mecánica, y por ultimo una
capa protectora para resistir las condiciones climáticas de Acero inoxidable AISI 410 (tc ) [46], tal
como se ve en la Figura 5.56.

Figura 5.49: Vista de detalle de los diferentes espesores de los materiales que con-
forman los estanques de hidrógeno planta de electrolisis.

Los parámetros iniciales para el calculo de los estanques de hidrógeno en la planta se ven en la
Tabla 5.107, donde las propiedades del hidrógeno se obtienen del programa Engineering Equation
Solver (EES), y los limites de fluencia en la dirección longitudinal y circunferencial del material de
resistencia se obtienen de evaluar las Ecuaciones 5.47 y 5.48 en la Tabla 5.38, fijando las fracciones
fx =0,3 y fy = 0,7.

216
 Tabla 5.107: Parámetros iniciales para el calculo de los estanques de almacena-
miento de hidrógeno planta de electrolisis.

Masa almacenar mH2 [kg] 64.492

Factor de sobredimensionamiento estanque ft [ %] 10
Constante de los gases ideales para el hidrógeno
4,125
RH2 [kJ/kgK]
Temperatura operación T [K] 308,15
Presión de operación P [kPa] 70.000
Factor de compresión Z 1,437
Largo estanque L [m] 10
Factor de seguridad n 1,5
Número de estanques Nt 10
Material impermeabilización Aluminio 2048
Espesor del material impermeabilización t p [mm] 2
Densidad del material impermeabilización ρ p [kg/m3 ] 2.750
Laminas de fibra de carbono continua
Material resistencia mecánica HexTow IM 10 12K con Resina
HexPly 8552
Espesor laminas material resistencia mecánica tl [mm] 0,2
Fracción laminas longitudinales fx [ %] 30
Fracción de laminas circunferenciales fy [ %] 70
Limite de fluencia longitudinal σ f x [MPa] 1.049
Limite de fluencia circunferencial σ f y [MPa] 2.341
Densidad del material de resistencia mecánica ρw [kg/m3 ] 1.594
Material cubierta protectora Acero inoxidable AISI 410
Espesor de la cubierta tc [mm] 2
Densidad de la cubierta ρc [kg/m3 ] 7.730

El volumen del estanque se obtiene de la Ecuación 5.110 y el radio interior de la Ecuación 5.111.

mH2 · Z · RH2 · T · (1 + ft )
Vt = (5.110)
P · Nt
r
Vt
r= (5.111)
π ·L
donde:

• Vt [m3 ]: Volumen contenido en el estanque.

• mH2 [kg]: Masa de hidrógeno contenida en el estanque.
• ft : Factor de sobre dimensionamiento estanque.
• P[kPa]: Presión de operación del estanque.
• T [K]: Temperatura de operación del estanque.

217
 • Z: Factor de compresión del hidrógeno a la temperatura y presión de operación.
• RH2 [kJ/kgK]: Constante de los gases ideales para el hidrógeno.
• Nt : Número de estanques.
• r [m]: Radio interno del estanque.
• L [m]: Largo interno del estanque.

El espesor del estanque se obtiene mediante la Ecuación 5.53, donde se usa el criterio del espesor
máximo para un material anisotropico, mas detalles Anexo B. El número total de laminas longitu-
dinales y circunferenciales se obtiene mediante las Ecuaciones 5.55 y 5.56. La masa del estanque
se obtiene mediante la Ecuación 5.57.

Evaluando las Ecuaciones 5.110, 5.111, 5.53, 5.55, 5.56 y 5.57 en la Tabla 5.107, se obtienen los
resultados para los estanques de hidrógeno de la planta de electrolisis presentes en la Tabla 5.108.

Tabla 5.108: Resultados obtenidos para los estanques de almacenamiento de hi-

drógeno planta electrolisis.

Volumen de hidrógeno contenido cilindro Vt [m3 ] 185,1

Radio cilindro r [m] 2,43
Espesor pared longitudinal twx [mm] 121,58
Espesor pared circunferencial twy [mm] 108,96
Espesor pared cilindro tw [mm] 122
Número total de laminas Nl 610
Número de laminas longitudinales Nx 183
Número de laminas circunferenciales Ny 427
Proporción de laminas Ny /Nx 7/3
Masa estanque cilíndrico mt [kg] 33.751
Espesor total de pared t [mm] 126

Para el calculo de los compresores se utiliza el esquema mostrado en la Figura 5.50. En las
secciones anteriores se menciona la conveniencia de utilizar una aproximación politrópica para
un proceso reversible, además de incluir varias etapas de compresión con enfriamiento en cada
una, así como enfriar el gas a su temperatura inicial después de cada etapa, y utilizar una alta
presión inicial. Lo anterior contribuye a disminuir el trabajo mecánico requerido para el proceso.
Dada la Tabla 5.64 se escoge una temperatura de operación del hidrógeno de salida del proceso de
electrolisis de 35o C y presión de operación de 30 bar.

218
 Figura 5.50: Esquema para el calculo del proceso de compresión del hidrógeno
gaseoso.

Para comenzar los cálculos se necesitan parámetros iniciales que definan el ciclo, los cuales se
ven en la Tabla 5.109. La constante de los gases ideales para el hidrógeno se obtiene mediante la
Ecuación 5.34. Se utiliza el flujo másico nominal para el hidrógeno gaseoso obtenido mediante la
Ecuación 5.108, así como las Tablas 5.67 y 5.71. Este flujo se mantiene constante durante las 5
etapas de compresión (se asume que no hay pérdidas).

Tabla 5.109: Parámetros iniciales para el calculo del ciclo de compresión del hi-
drógeno gaseoso.

Flujo de hidrógeno nominal electrolizadores ṁeH2 n [kgH2 /s] 0,040

Constante de los gases del hidrógeno RH2 [kJ/kgK] 4,125
Eficiencia politrópica η p [ %] 90
Temperatura entrada 1 etapa T1e [K] 308,15
Presión entrada 1 etapa P1e [kPa] 3.000
Presión salida 5 etapa P5s [kPa] 70.000
Número de etapas m 5

La relación de calores específicos se obtiene de mediante la Ecuación 5.112 y el exponente

politrópico mediante la Ecuación 5.113. Dado que la temperatura y presión varían a lo largo de las
etapas el exponente politrópico también lo hace, por lo que se obtiene de manera iterativa [15] [53].
c pi
ki = (5.112)
cvi
ni ki
= · ηp (5.113)
ni − 1 ki − 1
donde:
• ki : Relación de calores específicos de la etapa i.
• c pi [k j/kgK]: Calor específico del hidrógeno a la presión y temperatura medias de la etapa i.
• cvi [k j/kgK]: Calor específico del hidrógeno a la presión y temperatura medias de la etapa i.
• ni : Exponente politrópico del hidrógeno de la etapa i.
• ηi : Eficiencia politrópica.

219
 Utilizando un mismo compresor con una relación de presiones constante se tienen las Ecuaciones
5.114, 5.115 y 5.116. Para un proceso politrópico reversible de gas real las temperaturas se obtienen
mediante las Ecuaciones 5.117 y 5.118 [53]. Por ultimo las densidades del hidrógeno se obtienen
mediante la Ecuación 5.119.

Pi+1e = Pis (5.114)

Pis = rip · P1e (5.115)

Pis
rp = (5.116)
Pie

Tie = Ti+1e (5.117)

ni −1
ni
Tis = r p · Tie (5.118)

Pis
ρis = (5.119)
Zis · RH2 · Tis
donde:

• Pie [kPa]: Presión de entrada hidrógeno de la etapa i.

• Pis [kPa]: Presión de salida hidrógeno de la etapa i.
• P1e [kPa]: Presión de entrada hidrógeno de la etapa 1.
• r p : Relación de presiones.
• Tie [K]: Temperatura de entrada hidrógeno de la etapa i.
• Tis [K]: Temperatura de salida hidrógeno de la etapa i.
• ni : Exponente politrópico de la etapa i.
• ρis [kg/m3 ]: Densidad de salida del hidrógeno en la etapa i (análogo para la entrada).
• Zis : Factor de compresión del hidrógeno a la temperatura y presión de salida de la etapa i
(análogo para la entrada).
• RH2 [kJ/kg K]: Constante de los gases ideales para el hidrógeno.
• i: Número de etapa i=1,2,3,...,m.

Por ultimo mediante la Ecuación 5.120 se obtiene el trabajo mecánico por etapa para un proceso
politrópico reversible de gas real, así también mediante la Ecuación 5.121 se obtiene el trabajo neto
del proceso de compresión del hidrógeno. El trabajo ideal de un proceso de compresión isotermal
se obtiene con la Ecuación 5.122 y la eficiencia del proceso de compresión mediante la Ecuación
5.123 [15] [53].

220
 n −1
ni · Zie · RH2 · Tie i
n
Ẇi = ṁeH2 n · · (r p i − 1) (5.120)
η p · (1 − ni )
m
Ẇn = ∑ Ẇi (5.121)
i=1
P5s
Ẇc = −ṁeH2 n · RH2 · T1e · ln( ) (5.122)
P1e
Wc
ηc = (5.123)
Wn
donde:

• Ẇi [kW ]: Trabajo mecánico de la etapa i.

• ṁeH2 n [kg/s]: Flujo másico nominal hidrógeno electrolizadores.
• ni : Exponente politrópico de la etapa i.
• Zie : Factor de compresión del hidrógeno a la presión y temperatura de entrada de la etapa i.
• RH2 [kJ/kg K]: Constante de los gases ideales para el hidrógeno.
• Tie [K]: Temperatura de entrada hidrógeno de la etapa i.
• η p : Eficiencia politrópica.
• r p : Relación de presiones.
• i: Número de etapa i=1,2,3,...,m.
• Ẇn [kW ]: Trabajo mecánico neto proceso de compresión.
• Ẇc [kW ]: Trabajo mecánico compresión isotérmica de gas ideal.
• P1e [kPa]: Presión de entrada hidrógeno proceso de compresión.
• P5s [kPa]: Presión de salida hidrógeno proceso de compresión.
• ηc : Eficiencia proceso de compresión.

Evaluando la Ecuación 5.115 en la presión de salida de la etapa 5 se obtiene la relación de pre-

siones (r p ) necesaria para el proceso de compresión de 1,878.

En base a las Ecuaciones 5.114, 5.115, 5.117 y 5.118, así como la Tabla 5.109 y una relación de
presión r p =1,878 se realiza un proceso recursivo para cada etapa obteniendo los estados termodiná-
micos del ciclo de compresión. De este modo se tiene la Tabla 5.110, donde los calores específicos
se obtienen mediante el programa Engineering Equation Solver (EES). El exponente politrópico y
las temperaturas de salida de cada etapa se obtienen de manera iterativa, mas detalles en el Anexo
C.

221
 Tabla 5.110: Estados termodinámicos del ciclo de compresión del hidrógeno ga-
seoso.

Calor Calor
Etapa de Presión Temperatura
Estado específico específico k n
compresión P [kPa] T [K]
c p [kJ/kgK] cv [kJ/kgK]
1e 3.000 308,15
1 14,50 10,32 1,405 1,471
1s 5.633 377,05
2e 5.633 308,15
2 14,56 10,35 1,407 1,473
2s 10.576 377,28
3e 10.576 308,15
3 14,67 10,40 1,411 1,478
3s 19.857 377,79
4e 19.857 308,15
4 14,80 10,49 1,411 1,478
4s 37.282 377,82
5e 37.282 308,15
5 14,95 10,65 1,404 1,470
5s 70.000 376,88

Dada la Ecuación 5.119 y la Tabla 5.110 se obtiene la densidad real del hidrógeno en cada estado,
donde el factor de compresibilidad (Z) se obtiene del programa Engineering Equation Solver (EES).
Del mismo modo dadas las Ecuaciones 5.120, 5.121, 5.122 y 5.123, así como la Tabla 5.110 se
realiza un proceso recursivo para cada etapa obteniendo los trabajos mecánicos. De este modo se
obtienen las Tablas 5.111 y 5.112.

Tabla 5.111: Trabajos mecánicos del ciclo de compresión del hidrógeno gaseoso.

Etapa de Densidad real Factor de compresión Trabajo etapa

Estado
compresión ρ[kg/m3 ] Z i [kW ]
1e 2,32 1,017
1 -40,10
1s 3,52 1,028
2e 4,29 1,033
2 -40,75
2s 6,45 1,053
3e 7,83 1,062
3 -41,92
3s 11,57 1,101
4e 13,96 1,119
4 -44,17
4s 20,09 1,191
5e 23,87 1,229
5 -48,45
5s 33,11 1,36

Tabla 5.112: Trabajo neto y eficiencia del sistema de compresión de hidrógeno

gaseoso planta de electrolisis.

Trabajo isotérmico gas ideal Ẇc [kW] -160,14

Trabajo neto Ẇn [kW] -215,39
Eficiencia ηc [ %] 74

Se utilizan intercambiadores de tubos concéntricos a contraflujo, teniendo como fluido caliente el

222
hidrógeno gaseoso y el fluido frió agua de refrigeración. Para estimar los coeficientes de convección
del hidrógeno en cada intercambiador se utiliza la Tabla 5.113 [54]. Por otro lado para estimar el
coeficiente de convección del agua se utiliza la Tabla 5.93 [54].

Tabla 5.113: Coeficientes típicos de transferencia de calor de gases para intercam-

biadores de calor [54].

Presión [bar] hgas [W /m2 K] h promedio−gas [W /m2 K]

1 80-125 103
10 250-400 325
100 500-800 650

Dada la Tabla 5.113 se realiza una linea de tendencia potencial obteniendo la Figura 5.51 y la
Ecuación 5.124 para el coeficiente convectivo de un gas, obteniendo un coeficiente de determina-
ción de R2 = 0, 9797.

Figura 5.51: Linea de tendencia de potencia para el coeficiente convectivo de un

gas en función de la presión.

0,4011
hgas = 110, 68 · Pgas (5.124)

• hgas [W /m2 K]: Coeficiente de convección del gas de estudio.

• Pgas [bar]: Presión de operación del gas de estudio.

Dada la Tabla 5.110 y la Ecuaciones 5.100-5.106 se obtienen las Tablas 5.114, 5.115 y 5.116,
junto con la Figura 5.52. Donde los calores específicos se obtienen del programa Engineering Equa-
tion Solver (EES), y se fija la presión junto con las temperaturas del fluido frió de tal manera que
las curvas de temperatura no se intersecten.

223
 Tabla 5.114: Resultados para el hidrógeno gaseoso (fluido caliente) ciclo de com-
presión hidrógeno gaseoso.

Temperatura Presión Calor específico Calor

Intercambiador Estado
T [K] P [kPa] c p [kJ/kgK] Q̇ [kW]
1e 377,05
1 5.633 14,52 40,02
1s 308,15
2e 377,28
2 10.576 14,6 40,37
2s 308,15
3e 377,79
3 19.857 14,72 41,00
3s 308,15
4e 377,82
4 37.282 14,87 41,44
4s 308,15
5e 376,88
5 70.000 15 41,24
5s 308,15

Tabla 5.115: Resultados para el agua de refrigeración (fluido frió) ciclo de com-
presión de hidrógeno gaseoso.

Temperatura T Presión Calor específico Flujo másico frió

Intercambiador Estado
[K] P [kPa] c p [kJ/kgK] ṁc [kg/s]
1e 298,15
1 400 4,182 0,383
1s 323,15
2e 298,15
2 400 4,182 0,386
2s 323,15
3e 298,15
3 400 4,182 0,392
3s 323,15
4e 298,15
4 400 4,182 0,396
4s 323,15
5e 298,15
5 400 4,182 0,394
5s 323,15

Tabla 5.116: Resultados para el área de transferencia de calor intercambiadores

ciclo de compresión del hidrógeno gaseoso.

hh hc Um ∆T1 ∆T2 ∆Tml A

Intercambiador
[W/m2 K] [W/m2 K] [W/m2 K] [K] [K] [K] [m2 ]
1 558 7.500 518,97 53,90 10 26,06 2,96
2 718 7.500 655,13 54,13 10 26,13 2,36
3 924 7.500 822,80 54,64 10 26,29 1,90
4 1190 7.500 1026,94 54,67 10 26,30 1,53
5 1532 7.500 1272,09 53,73 10 26,01 1,25

224
 Figura 5.52: Variación de la temperatura de los fluidos de trabajo a lo largo del
intercambiador de calor de mayor transferencia térmica para el hidrógeno gaseoso.

Por ultimo se contemplan 3 estaciones de carga para surtir de hidrógeno a los camiones que trans-
portan los compuestos. Una para los camiones que transportan agua, otra para los que transportan
hidrógeno gaseoso, y una ultima para los camiones que transportan oxígeno liquido y gaseoso. Para
dimensionar las estaciones de carga se utiliza la Figura 5.53.

Figura 5.53: Diagrama para el calculo de las estaciones de carga para los camiones
que transportan los compuestos.

Dada la Figura 5.53 se establecen parámetros iniciales presentes en la Tabla 5.117. Dada la Tabla
5.114 el hidrógeno se encuentra en los estanques de la planta a una presión 700 bar y temperatura
de 35o C, que corresponde a la salida de la etapa 5 de compresión, así también para la entrada a los
estanques de hidrógeno de los camiones se escoge una temperatura de operación de 25o C y presión
de operación 350 bar dada la Tabla 5.32. El flujo másico se calcula en base a la Ecuación 5.125,
que relaciona la capacidad del estanque de hidrógeno del camión con el tiempo de carga.
mcH2
ṁlH2 = (5.125)
tl
donde:

• ṁlH2 [kg/s]: Flujo másico de llenado estanque de hidrógeno camiones.

225
 • mcH2 [kg]: Capacidad del estanque hidrógeno camiones.
• tl [s]: Tiempo de carga estanque hidrógeno camiones.

Tabla 5.117: Parámetros iniciales para el sistema de descompresión de hidrógeno

entrada estanques de almacenamiento camiones.

Capacidad del estanque hidrógeno camiones mcH2 [kg] 32,09

Tiempo de carga estanque hidrógeno camiones tl [min] 8
Flujo másico de llenado estanque hidrógeno camiones ṁlH2 [kg/s] 0,0067
Temperatura salida estanque hidrógeno T1 [K] 308,15
Presión salida estanque hidrógeno P1 [kPa] 70.000
Temperatura entrada estanque camiones T3 [K] 298,15
Presión entrada estanque camiones P3 [kPa] 35.000

Para la válvula se asume isoentalpica [53], teniendo la Ecuación 5.126.

h1 = h2 (5.126)
Dada la Tabla 5.117 y la Ecuación 5.126, se tienen las condiciones de operación de la válvula
de expansión de hidrógeno en la Tabla 5.118, donde las propiedades se obtienen del programa
Engineering Equation Solver (EES).

Tabla 5.118: Resultados para la válvula de expansión del sistema de descompre-

sión de hidrógeno entrada estanques de almacenamiento camiones.

Presión Temperatura Entalpía

Punto
P [kPa] T [K] h [kJ/kg]
1 70.000 308,15 4.532
2 35.000 325,2 4.532

De la Tabla 5.118 se ve como el hidrógeno al expandirse tiene un proceso de calentamiento. Se

utiliza un intercambiador de calor de tubos concéntricos a contraflujo. Teniendo como fluido ca-
liente el hidrógeno a la entrada del estanque de los camiones Figura 5.53 (puntos 2 y 3) y el fluido
frió agua de refrigeración (puntos 4 y 5).

Dadas las Tablas 5.117 y 5.118, y las Ecuaciones 5.100-5.106, se obtienen los resultados de
las Tablas 5.119, 5.120 y 5.121, así como la Figura 5.54. Donde el coeficiente de convección del
hidrógeno se obtiene de la Ecuación 5.124, y el coeficiente de convección del agua se obtiene
de la Tabla 5.93[54], los calores específicos del programa Engineering Equation Solver (EES), y la
presión junto con las temperaturas del fluido frió se fijan de tal manera que las curvas de temperatura
no se intersecten.

226
Tabla 5.119: Resultados para el hidrógeno entrada estanque camiones (fluido ca-
liente).

Temperatura Presión Calor específico Calor

Punto
T [K] P [kPa] c p [kJ/kgK] Q̇ [kW]
2 325,2
35.000 14,87 26,89
3 298,15

Tabla 5.120: Resultados para el agua de refrigeración (fluido frió).

Temperatura Presión Calor específico Flujo másico frió

Punto
T [K] P [kPa] c p [kJ/kgK] ṁc [kg/s]
4 283,15
400 4,183 0,214
5 313,15

Figura 5.54: Variación de la temperatura a lo largo del intercambiador para el hi-

drógeno de entrada estanque camiones.

Tabla 5.121: Resultados de los parámetros de operación de los intercambiadores

de calor para el hidrógeno de entrada a los estanques de los camiones.

Coeficiente de convección caliente hh [W /m2 K] 1.160

Coeficiente de convección frió hc [W /m2 K] 7.500
Coeficiente total Um [W /m2 K] 1.005
∆T1 [K] 12
∆T2 [K] 15
Variación media logarítmica ∆Tml [K] 13,5
Área intercambio A [m2 ] 2

227
5.4.2.2. Sistema de almacenamiento hidrógeno celdas de combustible Hospital Regional de
Concepción
Para dimensionar el almacenamiento de hidrógeno para las celdas de combustible se usa la Figura
5.55.

Figura 5.55: Diagrama para el calculo del almacenamiento de hidrógeno celdas de

combustible.

Se contempla una estación de celdas de combustible para el edificio Monoblock (MB) y Torre de
Pacientes Críticos (TPC) (por simplicidad edificio 1), así como una para el Centro de Atención Am-
bulatorio (CAA) (por simplicidad edificio 2). Para dimensionar los estanques de almacenamiento
de hidrógeno se toma la mitad de la máxima masa mensual de hidrógeno almacenada por los edifi-
cios para la generación de electricidad presente en la Tabla 5.15.

Al igual que en el caso de los estanques para los camiones, en el Hospital se utilizan estanques
cilíndricos. Para el estanque de hidrógeno se utiliza un estanque Tipo IV donde se tiene una primera
capa de una aleación de aluminio 2048 (t p ) [47] para evitar las fugas de hidrógeno, una segunda
capa de un material compuesto de Fibra de carbono continua HexTow IM 10 12K [48] en una
matriz de Resina HexPly 8552 [49] (tw ), la cual le confiere resistencia mecánica, y por ultimo una
capa protectora para resistir las condiciones climáticas de Acero inoxidable AISI 410 (tc ) [46], tal
como se ve en la Figura 5.56.

Figura 5.56: Vista de detalle de los espesores de los materiales que conforman el
estanque de hidrógeno para la generación eléctrica del Hospital de Concepción.

228
 Los parámetros iniciales para el calculo de los estanques de hidrógeno para la generación eléc-
trica del Hospital se ven en la Tabla 5.122, donde las propiedades del hidrógeno se obtienen del
programa Engineering Equation Solver (EES), y los limites de fluencia en la dirección longitudinal
y circunferencial del material de resistencia se obtienen de evaluar las Ecuaciones 5.47 y 5.48 en la
Tabla 5.38, fijando las fracciones fx =0,3 y fy = 0,7.

Tabla 5.122: Parámetros iniciales para el calculo de los estanques de almacena-

miento de hidrógeno para generación eléctrica Hospital Regional de Concepción.

Masa almacenar MB-TPC mH21 [kg] 14.336

Masa almacenar CAA mH22 [kg] 9.566
Factor de sobre dimensionamiento ft [ %] 10
Constante de los gases ideales para el hidrógeno
4,125
RH2 [kJ/kgK]
Temperatura operación T [K] 308,15
Presión de operación P [kPa] 70.000
Factor de compresión Z 1,437
Largo estanque MB-TPC L1 [m] 8
Largo estanque CAA L2 [m] 8
Factor de seguridad n 1,5
Número de estanques MB-TPC Nt1 2
Número de estanques CAA Nt2 2
Material impermeabilización Aluminio 2048
Espesor del material impermeabilización t p [mm] 2
Densidad del material impermeabilización ρ p [kg/m3 ] 2.750
Laminas de fibra de carbono continua
Material resistencia mecánica HexTow IM 10 12K con Resina
HexPly 8552
Espesor laminas material de resistencia mecánica tl [mm] 0,2
Fracción laminas longitudinales fx [ %] 30
Fracción de laminas circunferenciales fy [ %] 70
Limite de fluencia longitudinal σ f x [MPa] 1.049
Limite de fluencia circunferencial σ f y [MPa] 2.341
Densidad del material de resistencia mecánica ρw [kg/m3 ] 1.594
Material cubierta protectora Acero inoxidable AISI 410
Espesor de la cubierta tc [mm] 2
Densidad de la cubierta ρc [kg/m3 ] 7.730

El volumen del estanque se obtiene de la Ecuación 5.110 y el radio interior de la Ecuación 5.111.
El espesor del estanque se obtiene mediante la Ecuación 5.53, donde se usa el criterio del espesor
máximo para un material anisotropico, mas detalles Anexo B. El número total de laminas longitu-
dinales y circunferenciales se obtiene mediante las Ecuaciones 5.55 y 5.56. La masa del estanque
se obtiene mediante la Ecuación 5.57.

Evaluando las Ecuaciones 5.110, 5.111, 5.53, 5.55, 5.56 y 5.57 en la Tabla 5.122, se obtienen
los resultados para los estanques de hidrógeno para la generación eléctrica del Hospital Regional

229
de Concepción presentes en la Tabla 5.123.

Tabla 5.123: Resultados obtenidos para los estanques de almacenamiento de hi-

drógeno para la generación eléctrica del Hospital Regional de Concepción.

Edificio MB-TPC CAA

Volumen de hidrógeno contenido cilindro Vt [m3 ] 205,74 137,28
Radio cilindro r [m] 2,86 2,34
Espesor pared longitudinal twx [mm] 143,29 117,07
Espesor pared circunferencial twy [mm] 128,42 104,92
Espesor de pared cilindro tw [mm] 144 118
Número total de laminas Nl 720 590
Número de laminas longitudinales Nx 216 177
Número de laminas circunferenciales Ny 504 413
Proporción de laminas Ny /Nx 7/3 7/3
Masa estanque cilíndrico mt [kg] 36.987 25.226
Espesor total de pared t [mm] 148 122

Pasando al sistema de descompresión de hidrógeno desde los estanques hacia las celdas de com-
bustible Figura 5.55 (puntos 1-3), se establecen parámetros iniciales presentes en la Tabla 5.124.

Dada la Tabla 5.114 el hidrógeno se encuentra en los estanque del Hospital a una presión 70.000
bar y temperatura de 35o C, que corresponde a la salida de la etapa 5 de compresión, así también
dada la Tabla 5.2 se escoge una temperatura de operación de 40o C y presión de operación de 8 bar
para la entrada del hidrógeno a las celdas de combustible. Se utiliza el flujo másico nominal para
el hidrógeno gaseoso obtenido mediante la Ecuación 5.109, así como las Tablas 5.7 y 5.14.

Tabla 5.124: Parámetros iniciales para el sistema de descompresión hidrógeno en-

trada celdas de combustible.

Flujo hidrógeno nominal celdas MB-TPC ṁcH2 n1 [kg/s] 0,036

Flujo hidrógeno nominal celdas CAA ṁcH2 n2 [kg/s] 0,026
Temperatura salida estanque hidrógeno T1 [K] 308,15
Presión salida estanque hidrógeno P1 [kPa] 70.000
Temperatura entrada celdas T3 [K] 313,15
Presión entrada celdas P3 [kPa] 800

Para la válvula se asume isoentalpica [53], teniendo la Ecuación 5.127.

h1 = h2 (5.127)
Dada la Tabla 5.124 y la Ecuación 5.127, se tienen las condiciones de operación de la válvula
de expansión de hidrógeno en la Tabla 5.125, donde las propiedades se obtienen del programa
Engineering Equation Solver (EES).

230
 Tabla 5.125: Resultados válvula de expansión hidrógeno edificios Hospital Regio-
nal de Concepción.

Presión Temperatura Entalpía

Punto
P [kPa] T [K] h [kJ/kg]
1 70.000 308,15 4.532
2 800 339,7 4.532

De la Tabla 5.125 se ve como el hidrógeno al expandirse tiene un proceso de calentamiento.

Se utiliza un intercambiador de calor de tubos concéntricos a contraflujo. Teniendo como fluido
caliente el hidrógeno a la entrada de las celdas de combustible (puntos 2 y 3), y fluido frió agua de
refrigeración (puntos 8 y 9). Dada las Tablas 5.124 y 5.125, y las Ecuaciones 5.100-5.106, se obtie-
nen los resultados de las Tablas 5.126, 5.127 y 5.128, así como la Figura 5.57. Donde el coeficiente
de convección del hidrógeno se obtiene de la Ecuación 5.124, y el coeficiente de convección del
agua se obtiene de la Tabla 5.93[54], los calores específicos del programa Engineering Equation
Solver (EES), y la presión junto con las temperaturas del fluido frió se fijan de tal manera que las
curvas de temperatura no se intersecten.

Tabla 5.126: Resultados para el hidrógeno entrada celdas de combustible (fluido

caliente) y agua de refrigeración (fluido frió).

Temperatura Presión Calor específico

Punto
T [K] P [kPa] c p [kJ/kgK]
2 329,3
800 14,4
3 313,15
8 298,15
400 4,182
9 313,15

Figura 5.57: Variación de la temperatura a lo largo del intercambiador para el hi-

drógeno de entrada a las celdas de combustible del Hospital Regional de Concep-
ción.

231
 Tabla 5.127: Resultados para el calculo del área de intercambio térmico hidrógeno
entrada celdas de combustible edificios Hospital Regional de Concepción.

Coeficiente de convección fluido caliente hh [W /m2 K] 255

Coeficiente de convección fluido frió hc [W /m2 K] 7.500
Coeficiente total Um [W /m2 K] 246
∆T1 [K] 27
∆T2 [K] 15
Variación media logarítmica ∆Tml [K] 20

Tabla 5.128: Resultados de los parámetros de operación de los intercambiadores

de calor para el hidrógeno de entrada a las celdas de combustible de los edificios
del Hospital Regional de Concepción.

Calor Flujo másico frió Área

Edificio
Q̇ [kW] ṁc [kg/s] A [m2 ]
MB y TPC 13,8 0,220 2,767
CAA 9,9 0,157 1,977

5.4.2.3. Sistema de almacenamiento hidrógeno red de gas Hospital Regional de Concepción

Para dimensionar el almacenamiento de hidrógeno para la red de gas se utiliza la Figura 5.58.

Figura 5.58: Diagrama para el calculo del almacenamiento de hidrógeno red de

gas.

Se contempla un estanque de almacenamiento para la Central Térmica del Hospital Regional de

Concepción. Para dimensionar el estanque de almacenamiento de hidrógeno se toma la mitad de la
máxima masa mensual de hidrógeno almacenada para la red de gas presente en la Tabla 5.25.

Al igual que en el caso de los estanques para los camiones, en el Hospital se utilizan estanques
cilíndricos. Para el estanque de hidrógeno se utiliza un estanque Tipo IV donde se tiene una primera
capa de una aleación de aluminio 2048 (t p ) [47] para evitar las fugas de hidrógeno, una segunda
capa de un material compuesto de Fibra de carbono continua HexTow IM 10 12K [48] en un matriz
de Resina HexPly 8552 [49] (tw ), la cual le confiere resistencia mecánica, y por ultimo una capa
protectora para resistir las condiciones climáticas de Acero inoxidable AISI 410 (tc ) [46], tal como
se ve en la Figura 5.59.

232
 Figura 5.59: Vista de detalle de los espesores de los materiales del estanque de
hidrógeno para la Central Térmica del Hospital Regional de Concepción.

Los parámetros iniciales para el calculo del estanque de hidrógeno de la Central Térmica se
observan en la Tabla 5.129. Donde las propiedades del hidrógeno se obtienen del programa Engi-
neering Equation Solver (EES), y los limites de fluencia en la dirección longitudinal y circunferen-
cial del material de resistencia se obtienen de evaluar las Ecuaciones 5.47 y 5.48 en la Tabla 5.38,
fijando las fracciones fx =0,3 y fy = 0,7.

Tabla 5.129: Parámetros iniciales para el calculo del estanque de almacenamiento

de hidrógeno para la Central Térmica del Hospital Regional de Concepción.

Masa almacenar mH2 [kg] 337

Factor de sobre dimensionamiento ft [ %] 10
Constante de los gases ideales para el hidrógeno
4,125
RH2 [kJ/kgK]
Temperatura operación T [K] 308,15
Presión de operación P [kPa] 70.000
Factor de compresión Z 1,437
Largo estanque L [m] 6
Factor de seguridad n 1,5
Número de estanques Nt 1
Material impermeabilización Aluminio 2048
Espesor del material impermeabilización t p [mm] 2
Densidad del material impermeabilización ρ p [kg/m3 ] 2.750
Laminas de fibra de carbono continua
Material resistencia mecánica HexTow IM 10 12K con Resina
HexPly 8552
Espesor laminas material de resistencia mecánica tl [mm] 0,2
Fracción laminas longitudinales fx [ %] 30
Fracción de laminas circunferenciales fy [ %] 70
Limite de fluencia longitudinal σ f x [MPa] 1.049
Limite de fluencia circunferencial σ f y [MPa] 2.341
Densidad del material de resistencia mecánica ρw [kg/m3 ] 1.594
Material cubierta protectora Acero inoxidable AISI 410
Espesor de la cubierta tc [mm] 2
Densidad de la cubierta ρc [kg/m3 ] 7.730

233
 El volumen del estanque se obtiene de la Ecuación 5.110 y el radio interior de la Ecuación 5.111.
El espesor del estanque se obtiene mediante la Ecuación 5.53, donde se usa el criterio del espesor
máximo para un material anisotropico, mas detalles Anexo B. El número total de laminas longitu-
dinales y circunferenciales se obtiene mediante las Ecuaciones 5.55 y 5.56. La masa del estanque
se obtiene mediante la Ecuación 5.57.

Evaluando las Ecuaciones 5.110, 5.111, 5.53, 5.55, 5.56 y 5.57 en la Tabla 5.129, se obtienen
los resultados para el estanque de hidrógeno para la Central Térmica del Hospital Regional de
Concepción presentes en la Tabla 5.130.

Tabla 5.130: Resultados obtenidos para el estanque de almacenamiento de hidró-

geno de la Central térmica del Hospital Regional de Concepción.

Volumen de hidrógeno contenido cilindro Vt [m3 ] 9,67

Radio cilindro r [m] 0,72
Espesor pared longitudinal twx [mm] 35,95
Espesor pared circunferencial twy [mm] 32,22
Espesor pared cilindro tw [mm] 36
Número total de lamina Nl 180
Número de laminas longitudinales Nx 54
Número de laminas circunferenciales Ny 126
Proporción de laminas Ny /Nx 7/3
Masa estanque cilíndrico mt [kg] 2.182
Espesor total de pared t [mm] 40

Pasando al sistema de descompresión de hidrógeno desde los estanques hacia la red de gas Figura
5.58 (puntos 1-3), se establecen parámetros iniciales en la Tabla 5.131. Dada la Tabla 5.114 el
hidrógeno se encuentra en los estanque del Hospital a una presión 700 bar y temperatura de 35o C,
que corresponde a la salida de la etapa 5 de compresión, así también para la red de gas se escoge una
presión de operación 50 mbar y temperatura de operación de 15o C y para la entrada del hidrógeno.
El flujo másico nominal se escoge como la mitad del máximo flujo mensual de la Tabla 5.25.

Tabla 5.131: Parámetros iniciales sistema de descompresión hidrógeno entrada red

de gas del Hospital Regional de Concepción.

Flujo hidrógeno nominal red de gas ṁgH2n [kg/s] 0,00026

Temperatura salida estanque hidrógeno T1 [K] 308,15
Presión salida estanque hidrógeno P1 [kPa] 70.000
Temperatura entrada red de gas T3 [K] 288,15
Presión entrada red de gas P3 [kPa] 5

Para la válvula se asume isoentalpica [53], teniendo la Ecuación 5.128.

h1 = h2 (5.128)
Dada la Tabla 5.131 y la Ecuación 5.128, se tienen las condiciones de operación de la válvula
de expansión de hidrógeno en la Tabla 5.132, donde las propiedades se obtienen del programa
Engineering Equation Solver (EES).

234
 Tabla 5.132: Resultados válvula de expansión hidrógeno entrada red de gas Hos-
pital Regional de Concepción.

Presión Temperatura Entalpía

Punto
P [kPa] T [K] h [kJ/kg]
1 70.000 308,15 4.532
2 5 340 4.532

De la Tabla 5.132 se ve como el hidrógeno al expandirse tiene un proceso de calentamiento.

Se utiliza un intercambiador de calor de tubos concéntricos a contraflujo. Teniendo como fluido
caliente el hidrógeno a la entrada de la red de gas (puntos 2 y 3) y fluido frió agua de refrigera-
ción (puntos 4 y 5). Dada las Tablas 5.131 y 5.132, y las Ecuaciones 5.100-5.106, se obtienen los
resultados de las Tablas 5.133, 5.134 y 5.135, así como la Figura 5.60. Donde el coeficiente de
convección del hidrógeno se obtiene de la Ecuación 5.124, y el coeficiente de convección del agua
se obtiene de la Tabla 5.93 [54], los calores específicos del programa Engineering Equation Solver
(EES), y la presión junto con las temperaturas del fluido frió se fijan de tal manera que las curvas
de temperatura no se intersecten.

Tabla 5.133: Resultados para el hidrógeno entrada red de gas (fluido caliente).

Temperatura Presión Calor específico Calor

Punto
T [K] P [kPa] C p [kJ/kgK] Q̇ [kW]
2 340
5 14,35 0,193
3 288,15

Tabla 5.134: Resultados para el agua de refrigeración (fluido frió).

Temperatura Presión Calor específico Flujo másico frió

Punto
T [K] P [kPa] C p [kJ/kgK] ṁc [kg/s]
4 283,15
400 4,187 0,0015
5 313,15

Tabla 5.135: Resultados de los parámetros de operación de los intercambiadores

de calor para el hidrógeno de entrada a la red de gas del Hospital Regional de
Concepción.

Coeficiente de convección caliente hh [W /m2 K] 33,28

Coeficiente de convección frió hc [W /m2 K] 7.500
Coeficiente total Um [W /m2 K] 33,14
∆T1 [K] 27
∆T2 [K] 5
Variación media logarítmica ∆Tml [K] 13
Área intercambio A [m2 ] 0,449

235
 Figura 5.60: Variación de la temperatura a lo largo del intercambiador para el hi-
drógeno de entrada a red de gas del Hospital Regional de Concepción.

5.4.3. Sistema de almacenamiento de oxígeno gaseoso y criogénico

La Tabla 5.136 muestra la producción de oxígeno real máximo de la planta de electrolisis ob-
tenido de la Tabla 5.83, así como la producción de oxígeno nominal de la planta de electrolisis,
operando los electrolizadores a su máxima potencia, mediante la Ecuación 5.129. Del mismo modo
se muestra la demanda de oxígeno gaseoso y oxígeno criogénico máxima del hospital obtenida de
la Tabla 5.83.

meO2 n = Ne · ṁeO2 · 24 · 31 (5.129)

donde:
• meO2 n [kgO2 /mes]: Masa de oxígeno producida nominal planta de electrolisis.
• Net : Número total de electrolizadores necesarios para cubrir la demanda.
• ṁeO2 [kgO2 /h]: Flujo másico de oxígeno de salida del electrolizador nominal.

Tabla 5.136: Comparación de la masa de oxígeno real máxima y nominal produci-

da, así como la demandada.

Producción oxígeno gaseoso máxima [kg/mes] 512.005

Producción de oxígeno gaseoso nominal [kg/mes] 875.289
Demanda oxígeno gaseoso máxima [kg/mes] 2.492
Demanda de oxígeno criogénico máxima [kg/mes] 66.644

De la Tabla 5.136 se puede ver que la producción real de oxígeno están bajo el punto nominal.
Lo anterior se debe a la variabilidad del recurso viento durante el transcurso del día, por lo cual el
aerogenerador no funciona a su máxima potencia, y así el electrolizador no produce el flujo nomi-
nal en todo momento. También se ve que la producción es mayor en comparación a la demanda.

236
 Para dimensionar el sistema de almacenamiento de oxígeno para la planta de electrolisis se utiliza
el flujo másico nominal de tal manera de considerar una condición critica del sistema, y garantizar
una operación continua. Dado que se espera producir oxígeno gaseoso y liquido, así como que tanto
el ciclo del oxígeno gaseoso como el de licuefacción emplean la compresión, se establece un ciclo
combinado de compresión-licuefacción como se ve en la Figura 5.61.

Figura 5.61: Ciclo combinado de compresión licuefacción del oxígeno de la planta

de electrolisis. Figura rotada en 90o .

237
 De la Figura 5.61 se ve que todo el flujo másico nominal de oxígeno (ṁe ) pasa por un ciclo
de compresión hasta dividirse en una fracción para oxígeno gaseoso (ṁc ) que se almacena en un
estanque, y una fracción que continua por el ciclo de licuefacción (ṁg ), de la cual se obtiene una
fracción de liquido (ṁL ) que se almacena en un estanque, y una fracción de oxígeno gaseoso (ṁt )
combinándose con el flujo nominal de entrada. De este modo existe oxígeno gaseoso remanente
que debe ser procesado al día siguiente junto con la producción del día.

Dada la Tabla 5.64 se escoge una temperatura de operación del oxígeno de salida del proceso
de electrolisis de 35o C y presión de operación de 12 bar. El oxígeno gaseoso debe obtenerse a
una temperatura de 15o C y presión superior a 200 bar, que son las condiciones de los cilindros de
oxígeno gaseoso. Y el oxígeno liquido a una temperatura de -183o C y presión de 12 bar, siendo
liquido subenfriado, que corresponde a las condiciones del estanque de oxígeno liquido del Hospital
Regional de Concepción.

5.4.3.1. Sistema de almacenamiento de oxígeno criogénico planta de electrolisis

El oxígeno comparte características similares con el hidrógeno, así se opta por definir el ciclo
de Claude para realizar el análisis termodinámico, priorizando la fracción de licuefacción (γ). A
continuación, se define el ciclo de licuefacción del oxígeno, tal como se ve en la Figura 5.62.

Figura 5.62: Ciclo de licuefacción de Claude del oxígeno liquido.

Para comenzar los cálculos se necesitan parámetros iniciales que definan el ciclo, los cuales se
ven en la Tabla 5.137. La constante de los gases ideales para el oxígeno se obtiene mediante la
Ecuación 5.34. La presión inicial corresponde a la de salida del proceso de electrolisis de P1 = 12
bar y temperatura de T1 = 35o C, la presión de salida en la etapa de compresión se fija en P2 = 235
bar. Las temperaturas de salida de los intercambiadores se fijan en T3 = 29 o C y T4 = -55 o C, de tal
manera que no se crucen las curvas. La presión final del oxígeno liquido es P11 = 12 bar y T11 =
-183 o C, dada por el estanque de oxígeno liquido del Hospital Regional de Concepción.

Para los flujos másicos, se considera el flujo másico nominal para un día de operación. Dado que
solo se obtiene una fracción de oxígeno liquido, la fracción de producción de oxígeno gaseoso (x)
se fija en 26 % de tal manera que la mayoría del flujo se desvié al ciclo de licuefacción. Así también
la fracción del ciclo de licuefacción hacia la válvula de expansión (z) es de un 65 % de tal manera
de maximizar la producción de oxígeno liquido.

238
 Tabla 5.137: Parámetros iniciales para el calculo del ciclo de licuefacción de Clau-
de del oxígeno liquido.

Flujo de oxígeno gaseoso nominal electrolizadores

0,328
para un día de operación ṁeO2n [kg/s]
Constante de los gases para el oxígeno RO2 [kJ/kgK] 0,260
Temperatura entrada T1 [K] 308,15
Presión inicial P1 [kPa] 1.200
Presión final P2 [kPa] 23.500
Temperatura de refrigeración T3 [K] 302,15
Temperatura de refrigeración T4 [K] 218,15
Eficiencia compresor ηc [ %] 80
Eficiencia turbina ηt [ %] 80
Factor producción oxígeno gaseosos x [ %] 26
Factor producción de oxígeno liquido z [ %] 65

Las Ecuaciones 5.130 a 5.139 muestran el balance de masa del ciclo de licuefacción de oxígeno.
Para el flujo de liquido obtenido, Ecuación 5.138, se hace una balance de energía teniendo como
volumen de control todo el ciclo menos la etapa de compresión.

ṁe = ṁc + ṁg (5.130)

ṁc = x · ṁe (5.131)

ṁg = (1 − x) · ṁe (5.132)

ṁg = ṁs + ṁ p (5.133)

ṁs = z · ṁg (5.134)

ṁ p = (1 − z) · ṁg (5.135)

ṁg = ṁt + ṁL (5.136)

ṁs = ṁL + ṁr (5.137)

h2 − h1 h12 − h3
ṁL = ṁg · + ṁ p · (5.138)
h11 − h1 h11 − h1

ṁt = ṁ p + ṁr (5.139)

donde:

• ṁe [kg/s]: Flujo másico nominal oxígeno gaseoso electrolizadores.

239
 • ṁc [kg/s]: Flujo másico para la producción de cilindros de oxígeno gaseoso.
• ṁg [kg/s]: Flujo másico de gas para la producción de oxígeno liquido.
• ṁs [kg/s]: Flujo másico en dirección a la válvula de expansión.
• ṁ p [kg/s]: Flujo másico en dirección a la turbina para refrigeración.
• ṁL [kg/s]: Flujo másico de salida oxígeno liquido del separador.
• ṁr [kg/s]: Flujo másico de gas de retorno del separador.
• ṁt [kg/s]: Flujo másico de retorno total para la etapa de compresión.

Para el calculo de los estados termodinámicos del ciclo de licuefacción se sigue el siguiente
procedimiento de calculo:
• Punto 1: La temperatura y presión quedan definidas por la salida de los electrolizadores. T1 =
308,15 K y P1 = 1200 kPa.
• Punto 2s: La compresión se define como isotérmica T2s = T1 y se define la presión de salida
P2s = 23.500 kPa.
• Punto 2: La compresión no suele ser isotérmica, usualmente eleva la temperatura, por lo cual
la entalpía se obtiene mediante la Ecuación 5.140, y la presión P2 = P2s .

h2 = h1 + ηc · (h2s − h1 ) (5.140)

donde:

– hi [kJ/kg]: Entalpía del punto i.

– ηc : Eficiencia del compresor.

• Punto 3: La temperatura de refrigeración queda definida como T3 = 302,15 K y la presión

P3 = P2 .

240
• Punto 4: La temperatura de refrigeración queda definida como T4 = 218,15 K y la presión
P4 = P2 .
• Punto 11: La temperatura de refrigeración queda definida como T11 = 90 K y la presión
P11 = P1 .
• Punto 10: Se posee gas saturado por lo cual X10 = 1 y la presión P10 = P1 .
• Punto 6: La entalpía se obtiene mediante la Ecuación 5.141 haciendo un balance de energía
en el separador, y la presión es P6 = P1 .

ṁL · h11 + ṁr · h10

h6 = (5.141)
ṁs
– hi [kJ/kg]: Entalpía del punto i.
– ṁL [kg/s]: Flujo másico de salida oxígeno liquido del separador.
– ṁr [kg/s]: Flujo másico de gas de retorno del separador.
– ṁs [kg/s]: Flujo másico en dirección a la válvula de expansión.

• Punto 5: La válvula es isoentalpica, por lo cual la entalpía se obtiene mediante la Ecuación

5.142, y la presión P5 = P2 .

h5 = h6 (5.142)

– hi [kJ/kg]: Entalpía del punto i.

• Punto 7: La entalpía se obtiene mediante la Ecuación 5.143 haciendo un balance de energía

en el intercambiador 3, y la presión P7 = P1 .

ṁs · (h4 − h5 )
h7 = + h10 (5.143)
ṁr
– hi [kJ/kg]: Entalpía del punto i.
– ṁs [kg/s]: Flujo másico en dirección a la válvula de expansión.
– ṁr [kg/s]: Flujo másico de gas de retorno del separador.

• Punto 12s: La expansión se asume isentropica por lo cual s12s = s3 , y la presión P12s = P1 .
• Punto 12: La entalpía se obtiene mediante la Ecuación 5.144 y la presión P12 = P12s .

241
 h12 = h3 − ηt · (h3 − h12s ) (5.144)

donde:

– hi [kJ/kg]: Entalpía del punto i.

– ηt : Eficiencia de la turbina.

• Punto 8: La entalpía se obtiene mediante la Ecuación 5.146 haciendo un balance de energía

en el nodo de la salida de la turbina, y la presión P8 = P1 .

ṁr · h7 + ṁ p · h12
h8 = (5.145)
ṁt
– hi [kJ/kg]: Entalpía del punto i.
– ṁr [kg/s]: Flujo másico de gas de retorno del separador.
– ṁ p [kg/s]: Flujo másico en dirección a la turbina para refrigeración.
– ṁt [kg/s]: Flujo másico de retorno total para la etapa de compresión.

• Punto 9: La entalpía se obtiene mediante la Ecuación 5.146 haciendo un balance de energía

en el intercambiador 2, y la presión P9 = P1 .

ṁs · (h3 − h4 )
h9 = + h8 (5.146)
ṁt
– hi [kJ/kg]: Entalpía del punto i.
– ṁs [kg/s]: Flujo másico en dirección a la válvula de expansión.
– ṁt [kg/s]: Flujo másico de retorno total para la etapa de compresión.

242
 Dada la Tabla 5.137, las Ecuaciones 5.130 a 5.139, y el procedimiento de calculo para los estados
termodinámicos se obtienen las Tablas5.138 y 5.139, así como la Figura 5.63.

Tabla 5.138: Resultados flujos másicos ciclo de licuefacción para un día de opera-
ción.

ṁe [kg/s] 0,328

ṁc [kg/s] 0,085
ṁg [kg/s] 0,242
ṁs [kg/s] 0,158
ṁ p [kg/s] 0,085
ṁL [kg/s] 0,042
ṁr [kg/s] 0,116
ṁt [kg/s] 0,200

Tabla 5.139: Resultados estados termodinámicos ciclo de licuefacción oxígeno.

Presión Temperatura Entalpía Entropía

Estado
P [kPa] T [K] h [kJ/kg] s [kJ/kg K]
1 1200 308,15 6,36 -0,6194
2s 23.500 308,15 -36,41 -1,511
2 23.500 315,10 -27,86 -1,484
3 23.500 302,15 -43,91 -1,536
4 23.500 218,15 -168,20 -2,022
5 23.500 180,70 -237,71 -2,373
6 1200 122,80 -237,71 -2,041
7 1200 213,90 -82,45 -0,9635
8 1200 184,70 -110,77 -1,106
9 1200 287,40 -13,06 -0,6847
10 1200 122,80 -177,20 -1,548
11 1200 90,00 -404,30 -3,473
12s 1200 124,00 -175,70 -1,536
12 1200 146,80 -149,34 -1,34

243
 Figura 5.63: Diagrama T-S ciclo Claude de licuefacción del oxígeno.

El trabajo del compresor para un proceso isotérmico de gas ideal se obtiene mediante la Ecua-
ción 5.147, el calor disipado por el compresor aplicando la 2 ley de la termodinámica mediante la
Ecuación 5.148. Así también el trabajo de la turbina mediante la Ecuación 5.149, el trabajo neto del
ciclo de licuefacción mediante la Ecuación 5.150, y el trabajo para un proceso reversible aplicando
la 1 y 2 ley de la termodinámica al ciclo de licuefacción se obtiene mediante la Ecuación 5.151. La
eficiencia reversible se obtiene mediante la Ecuación 5.152, así también la fracción de liquido pro-
ducida por el ciclo queda definida por la Ecuación 5.153, finalmente el coeficiente de performance
de refrigeración queda definido mediante la Ecuación 5.154 [15] [53].
−ṁg P2
Ẇc = · RO2 · T1 · ln( ) (5.147)
ηc P1

Q̇c = −T1 · ṁg · (s1 − s2 ) (5.148)

Ẇt = ṁ p · (h3 − h12 ) (5.149)

Ẇn = Ẇc + Ẇt (5.150)

donde:
• Ẇc [kW ]: Trabajo isotermal del compresor.
• ṁg [kg/s]: Flujo másico de gas para la producción de oxígeno liquido.
• ηc : Eficiencia del compresor.
• RO2 [kJ/kgK]: Constante de los gases ideales para el oxígeno.
• T1 [K]: Temperatura de entrada compresor.
• P1 [kPa]: Presión entrada compresor.

244
• P2 [kPa]: Presión salida compresor.
• Q̇c [kW ]: Calor disipado por el compresor.
• s1 [kJ/kgK]: Entropía entrada compresor.
• s2 [kJ/kgK]: Entropía real salida compresor.
• Ẇt [kW ]: Trabajo realizado por la turbina.
• ṁ p [kg/s]: Flujo másico en dirección a la turbina para refrigeración.
• h3 [kJ/kg]: Entalpía entrada turbina.
• h12 [kJ/kg]: Entalpía real salida turbina.
• Ẇn [kW ]: Trabajo neto ciclo de licuefacción.

Ẇr = ṁg · h1 − ṁL · h11 − T1 · (ṁg · s1 − ṁL · s11 ) (5.151)

Ẇr
ηr = (5.152)
Ẇn
ṁL
γ= (5.153)
ṁg

Q̇c
COP = (5.154)
Ẇn
donde:

• Ẇr [kW ]: Trabajo para un proceso reversible.

• ṁg [kg/s]: Flujo másico de gas para la producción de oxígeno liquido.
• ṁL [kg/s]: Flujo másico de salida oxígeno liquido del separador.
• T1 [K]: Temperatura de entrada ciclo de licuefacción.
• h1 [kJ/kg]: Entalpía entrada del ciclo de licuefacción.
• h11 [kJ/kg]: Entalpía salida ciclo licuefacción.
• s1 [kJ/kgK]: Entropía entrada ciclo de licuefacción.
• s11 [kJ/kgK]: Entropía salida ciclo de licuefacción.
• ηr : Eficiencia para un proceso reversible.
• Ẇn [kW ]: Trabajo neto ciclo de licuefacción.
• γ: Fracción de liquido producido ciclo de licuefacción.
• COP: Coeficiente de performance de refrigeración ciclo de licuefacción.

245
 • Q̇c [kW ]: Calor disipado por el compresor.

Dadas las Tablas 5.137, 5.138, y 5.139, así como las Ecuaciones 5.147 a 5.154, se obtiene la
Tabla 5.140.

Tabla 5.140: Resultados para los parámetros de operación ciclo de licuefacción del
oxígeno para un día de operación.

Trabajo compresor Ẇc [kW] -72,15

Calor del compresor Q̇c [kW] -64,57
Trabajo turbina Ẇt [kW] 8,94
Trabajo neto Ẇn [kW] -63,2
Trabajo reversible Ẇr [kW] 19,85
Eficiencia reversible ηr [ %] 31,4
COP [ %] 102,2
Fracción de liquido γ[ %] 17,32

Los resultados anteriores corresponden a la operación de un día de la planta de electrolisis.

Asumiendo una producción constante todo el año a un flujo nominal (ṁeO2 n , 24 horas del día los
365 días del año), y dado que existe una fracción de flujo de oxígeno gaseoso que no se logra
transformar en oxígeno liquido en un día (ṁt ), acumulándose para el día siguiente, se tiene que a lo
largo de una mes de operación el flujo de oxígeno gaseoso nominal que se comprime va aumentando
producto de la recirculación hasta llegar a un estado estacionario, como lo muestra la Tabla 5.141
y la Figura 5.64. Donde los flujos se obtiene en base al flujo nominal para un día de operación ṁe ,
y las Ecuaciones 5.131, 5.132, 5.153 y 5.136.

Figura 5.64: Régimen de operación en estado estacionario para el ciclo de

compresión-licuefacción del oxígeno planta electrolisis.

246
 Tabla 5.141: Aumento del flujo nominal de oxígeno gaseoso para la entrada de
compresión producto de la recirculación.

Día ṁe [kg/dia] ṁc [kg/dia] ṁg [kg/dia] ṁL [kg/dia] ṁt [kg/dia]
1 28.235 7.341 20.894 3.552 17.342
2 45.577 11.850 33.727 5.734 27.993
3 56.229 14.619 41.609 7.074 34.536
4 62.771 16.320 46.450 7.897 38.554
5 66.789 17.365 49.424 8.402 41.022
6 69.257 18.007 51.250 8.713 42.538
7 70.773 18.401 52.372 8.903 43.469
8 71.704 18.643 53.061 9.020 44.040
9 72.276 18.792 53.484 9.092 44.392
10 72.627 18.883 53.744 9.136 44.607
11 72.842 18.939 53.903 9.164 44.740
12 72.975 18.973 54.001 9.180 44.821
13 73.056 18.995 54.062 9.190 44.871
14 73.106 19.008 54.099 9.197 44.902
15 73.137 19.016 54.121 9.201 44.921
16 73.156 19.021 54.135 9.203 44.932
17 73.167 19.024 54.144 9.204 44.939
18 73.175 19.025 54.149 9.205 44.944
19 73.179 19.027 54.152 9.206 44.947
20 73.182 19.027 54.154 9.206 44.948
21 73.183 19.028 54.156 9.206 44.949
22 73.184 19.028 54.156 9.207 44.950
23 73.185 19.028 54.157 9.207 44.950
24 73.185 19.028 54.157 9.207 44.950
25 73.186 19.028 54.157 9.207 44.951
26 73.186 19.028 54.157 9.207 44.951
27 73.186 19.028 54.157 9.207 44.951
28 73.186 19.028 54.158 9.207 44.951
29 73.186 19.028 54.158 9.207 44.951
30 73.186 19.028 54.158 9.207 44.951
31 73.186 19.028 54.158 9.207 44.951

De la Tabla 5.141 y Figura 5.64, se observa que el sistema llega a un estado estacionario con flujo
de entrada nominal de ṁe = 73.186 kg/dia = 0,847 kg/s. Realizando un procedimiento de calculo
con el nuevo flujo de entrada nominal, los estados termodinámicos presentes en la Tabla 5.139 se
mantienen, sin embargo los flujo y parámetros del ciclo aumentan como se ven en la Tabla 5.142 y
5.143.

247
 Tabla 5.142: Resultados flujos másicos ciclo de licuefacción para el régimen de
operación estacionario.

ṁe [kg/s] 0,847

ṁc [kg/s] 0,220
ṁg [kg/s] 0,627
ṁs [kg/s] 0,407
ṁ p [kg/s] 0,219
ṁL [kg/s] 0,109
ṁr [kg/s] 0,299
ṁt [kg/s] 0,518

Tabla 5.143: Resultados principales parámetros de operación ciclo de licuefacción

para el régimen de operación estacionario.

Trabajo compresor Ẇc [kW] -186,56

Calor del compresor Q̇c [kW] -167,00
Trabajo turbina Ẇt [kW] 23,13
Trabajo neto Ẇn [kW] -163,47
Trabajo reversible Ẇr [kW] 51,34
Eficiencia reversible ηr [ %] 31,4
COP [ %] 102,2
Fracción de liquido γ[ %] 17,32

Se utilizan intercambiadores de tubos concéntricos a contraflujo, teniendo como fluido caliente

el oxígeno gaseoso en dirección a la válvula de expansión y fluido frió el oxígeno gaseoso recircu-
lante que vuelve al ciclo de compresión.

Dadas las Tablas 5.139 y 5.142, así como las Ecuaciones 5.100 a 5.106 se obtienen las Tablas
5.144, 5.145 y 5.146, junto con las Figuras 5.65, 5.66 y 5.67. Donde los flujos másicos se conside-
ran en la condición estacionaria de operación. Para determinar los coeficientes de convección del
oxígeno en cada intercambiador se utiliza la Ecuación 5.124 [54]. Y el calor específico del oxígeno
se obtiene del programa Engineering Equation Solver (EES).

Tabla 5.144: Resultados para el oxígeno en dirección hacia la válvula de expansión

(fluido caliente) para un estado estacionario.

Temperatura Presión Calor específico Calor

Intercambiador Estado
T [K] P [kPa] c p [kJ/kgK] Q̇ [kW]
1e 315,10
1 23.500 1,24 10,06
1s 302,15
2e 302,15
2 23.500 1,45 49,76
2s 218,15
3e 218,15
3 23.500 1,88 28,67
3s 180,70

248
Tabla 5.145: Resultados para el oxígeno recirculante en dirección hacia el ciclo de
compresión (fluido frió) para un estado estacionario.

Temperatura Presión P
Intercambiador Estado
T [K] [kPa]
1e 287,40
1 1.200
1s 308,15
2e 184,70
2 1.200
2s 287,40
3e 122,80
3 1.200
3s 213,90

Figura 5.65: Variación de la temperatura a lo largo del intercambiador 1 para el

oxígeno del ciclo de licuefacción.

Figura 5.66: Variación de la temperatura a lo largo del intercambiador 2 para el

oxígeno del ciclo de licuefacción.

249
 Figura 5.67: Variación de la temperatura a lo largo del intercambiador 3 para el
oxígeno del ciclo de licuefacción.

Tabla 5.146: Resultados para el área de transferencia de calor intercambiadores

ciclo de licuefacción del oxígeno para un estado estacionario.

hh hc Um ∆T1 ∆T2 ∆Tml A

Intercambiador
[W/m2 K] [W/m2 K] [W/m2 K] [K] [K] [K] [m2 ]
1 300 988,79 230,09 7 15 10,37 4,22
2 300 988,79 230,09 15 33 22,84 9,47
3 300 988,79 230,09 4 58 20,54 6,07

5.4.3.2. Sistema de almacenamiento de oxígeno gaseoso planta de electrolisis

El oxígeno comparte características similares con el hidrógeno por lo que existe la conveniencia
de utilizar una aproximación politrópica para un proceso reversible, además de incluir varias etapas
de compresión con enfriamiento en cada una, así como enfriar el gas a su temperatura inicial des-
pués de cada etapa, y utilizar una alta presión inicial. Lo anterior contribuye a disminuir el trabajo
mecánico requerido para el proceso.

A continuación, se define el ciclo de compresión del oxígeno gaseoso el cual consta de 5 etapas,
tal como se ve en la Figura 5.68. La presión inicial corresponde a la salida del proceso de electrolisis
de 12 bar y temperatura de 35o C, la presión final del ciclo se fija en 235 bar dado por el ciclo de
licuefacción.

250
Figura 5.68: Ciclo de compresión del oxígeno gaseoso en 5 etapas. Figura rotada
en 90o .
251
 Para el calculo de los compresores se utiliza el esquema mostrado en la Figura 5.69.

Figura 5.69: Esquema para el calculo del proceso de compresión del oxígeno ga-
seoso.

Para comenzar los cálculos se necesitan parámetros iniciales que definan el ciclo, los cuales
se ven en la Tabla 5.147. La constante de los gases ideales para el oxígeno se obtiene mediante
la Ecuación 5.34. El flujo del proceso de compresión corresponde al flujo nominal de oxígeno
producido por la planta de hidrógeno verde para un día de operación.

Tabla 5.147: Parámetros iniciales para el calculo del ciclo de compresión del oxí-
geno gaseoso.

Flujo de oxígeno gaseoso nominal electrolizadores

0,328
para un día de operación ṁeO2 n [kgO2 /s]
Constante de los gases para el oxígeno RO2 [kJ/kgK] 0,254
Eficiencia politrópica η p [ %] 90
Temperatura entrada T1e [K] 308,15
Presión inicial P1e [kPa] 1.200
Presión salida 5 etapa P5s [kPa] 23.500
Número de etapas m 5

La relación de calores específicos se obtiene mediante la Ecuación 5.155 y el exponente politró-

pico mediante la Ecuación 5.156. Dado que la temperatura y presión varían a lo largo de las etapas
el exponente politrópico también lo hace, por lo que se obtiene de manera iterativa [15] [53].
c pi
ki = (5.155)
cvi
ni ki
= · ηp (5.156)
ni − 1 ki − 1
donde:

• ki : Relación de calores específicos de la etapa i.

• c pi [kJ/kgK]: Calor específico del oxígeno a la presión y temperatura medias de la etapa i.

252
 • cvi [k j/kgK]: Calor específico del oxígeno a la presión y temperatura medias de la etapa i.
• ni : Exponente politrópico del oxígeno de la etapa i.

Utilizando un mismo compresor con una relación de presiones constante se tienen las Ecuaciones
5.157, 5.158 y 5.159. Para un proceso politrópico reversible de gas real las temperaturas se obtienen
mediante las Ecuaciones 5.160 y 5.161 [53]. Por ultimo las densidades del oxígeno se obtienen
mediante la Ecuación 5.162.

Pi+1e = Pis (5.157)

Pis = rip · P1e (5.158)

Pis
rp = (5.159)
Pie

Tie = Ti+1e (5.160)

ni −1
ni
Tis = r p · Tie (5.161)

Pis
ρis = (5.162)
Zis · RO2 · Tis
donde:

• Pie [kPa]: Presión de entrada oxígeno de la etapa i.

• Pis [kPa]: Presión de salida oxígeno de la etapa i.
• P1e [kPa]: Presión de entrada oxígeno de la etapa 1.
• r p : Relación de presiones.
• Tie [K]: Temperatura de entrada oxígeno de la etapa i.
• Tis [K]: Temperatura de salida oxígeno de la etapa i.
• ni : Exponente politrópico de la etapa i.
• ρis [kg/m3 ]: Densidad de salida del oxígeno en la etapa i (análogo para la entrada).
• Zis : Factor de compresión del oxígeno a la temperatura y presión de salida de la etapa i (aná-
logo para la entrada).
• RO2 [kJ/kg K]: Constante de los gases ideales para el oxígeno.
• i: Número de etapa i=1,2,3,...,m.

253
 Por ultimo mediante la Ecuación 5.163 se obtiene el trabajo mecánico por etapa para un proceso
politrópico reversible de gas real, así también mediante la Ecuación 5.164 se obtiene el trabajo
mecánico neto del proceso de compresión del oxígeno. El trabajo ideal de un proceso de compresión
isotermal se obtiene con la Ecuación 5.165 y la eficiencia del proceso de compresión mediante la
Ecuación 5.166 [15] [53].
n −1
ni · Zie · RO2 · Tie i
n
Ẇi = ṁeO2 n · · (r p i − 1) (5.163)
η p · (1 − ni )
m
Ẇn = ∑ Ẇi (5.164)
i=1
P5s
Ẇc = −ṁeO2 n · RO2 · T1e · ln( ) (5.165)
P1e
Wc
ηc = (5.166)
Wn
donde:

• Ẇi [kW ]: Trabajo mecánico de la etapa i.

• ṁeO2 n [kg/s]: Flujo másico nominal oxígeno electrolizadores.
• ni : Exponente politrópico de la etapa i.
• Zie : Factor de compresión a la presión y temperatura de entrada del oxígeno de la etapa i.
• RO2 [kJ/kg K]: Constante de los gases ideales para el oxígeno.
• Tie [K]: Temperatura de entrada oxígeno de la etapa i.
• η p : Eficiencia politrópica.
• r p : Relación de presiones.
• i: Número de etapa i=1,2,3,...,m.
• Ẇn [kW ]: Trabajo mecánico neto proceso de compresión.
• Ẇc [kW ]: Trabajo mecánico compresión isotérmica de gas ideal.
• P1e [kPa]: Presión de entrada oxígeno proceso de compresión.
• P5s [kPa]: Presión de salida oxígeno proceso de compresión.
• ηc : Eficiencia proceso de compresión.

Evaluando la Ecuación 5.158 en la presión de salida de la etapa 5 se obtiene la relación de pre-

siones (r p ) necesaria para el proceso de compresión de 1,813.

En base a las Ecuaciones 5.157, 5.158, 5.160 y 5.161, así como la Tabla 5.147, y una relación de
presión r p =1,813 se realiza un proceso recursivo para cada etapa obteniendo los estados termodiná-
micos del ciclo de compresión. De este modo se tiene la Tabla 5.148, donde los calores específicos

254
se obtienen mediante el programa Engineering Equation Solver (EES). El exponente politrópico y
las temperaturas de salida de cada etapa se obtienen de manera iterativa, mas detalles en el Anexo
C.

Tabla 5.148: Estados termodinámicos del ciclo de compresión del oxígeno gaseo-
so.

Calor Calor
Etapa de Presión Temperatura
Estado específico específico k n
compresión P [kPa] T [K]
c p [kJ/kgK] cv [kJ/kgK]
1e 1200 308,15
1 0,945 0,668 1,413 1,481
1s 2175 373,88
2e 2175 308,15
2 0,961 0,671 1,432 1,504
2s 3944 376,12
3e 3944 308,15
3 0,989 0,675 1,465 1,544
3s 7150 380,04
4e 7150 308,15
4 1,037 0,682 1,520 1,613
4s 12963 386,33
5e 12963 308,15
5 1,111 0,693 1,604 1,719
5s 23500 395,23

Dada la Ecuación 5.162 y la Tabla 5.148 se obtiene la densidad real del oxígeno en cada estado,
donde el factor de compresión (Z) se obtiene del programa Engineering Equation Solver (EES). Del
mismo modo dadas las Ecuaciones 5.163, 5.164, 5.165 y 5.166, así como la Tabla 5.148 se realiza
un proceso recursivo para cada etapa obteniendo los trabajos mecánicos para un día de operación.
De este modo se obtiene la Tabla 5.149 y 5.150.

Tabla 5.149: Trabajos mecánicos del ciclo de compresión del oxígeno gaseoso para
un día de operación.

Etapa de Densidad real Factor de compresión Trabajo etapa

Estado
compresión ρ[kg/m3 ] Z i [kW ]
1e 15,02 0,9979
1 -19,08
1s 22,65 0,9888
2e 27,25 0,9972
2 -19,13
2s 41,15 0,9807
3e 49,37 0,9979
3 -19,24
3s 74,78 0,9684
4e 88,78 1,006
4 -19,57
4s 135,10 0,9559
5e 156,13 1,037
5 -20,41
5s 236,03 0,9696

255
 Tabla 5.150: Trabajo neto y eficiencia del sistema de compresión del oxígeno ga-
seoso de la planta de electrolisis para un día de operación.

Trabajo isotérmico gas ideal Ẇc [kW] -78,00

Trabajo neto Ẇn [kW] -97,42
Eficiencia ηc [ %] 80

Análogamente al llegar al régimen de operación estacionario nominal el flujo de entrada al sis-

tema aumenta a ṁe = 73.186 kg/dia = 0,847 kg/s. Realizando un procedimiento de calculo con el
nuevo flujo se tiene que los estados termodinámicos de la Tabla 5.148 se mantienen, sin embargo
los trabajos mecánicos aumentan como se ve en las Tablas 5.151 y 5.152.

Tabla 5.151: Trabajos mecánicos del ciclo de compresión del oxígeno gaseoso para
el régimen de operación estacionario.

Etapa de Trabajo etapa

compresión Ẇi [kw]
1 -49,35

2 -49,47

3 -49,77

4 -50,60

5 -52,78

Tabla 5.152: Trabajo neto y eficiencia del sistema de compresión del oxígeno ga-
seoso de la planta de electrolisis para el régimen de operación estacionario.

Trabajo isotérmico gas ideal Ẇc [kW] -201,73

Trabajo neto Ẇn [kW] -251,98
Eficiencia ηc [ %] 80

Se utilizan intercambiadores de tubos concéntricos a contraflujo, teniendo como fluido caliente

el oxígeno gaseoso y fluido frió agua de refrigeración. Para estimar los coeficientes de convección
del oxígeno en cada intercambiador se utiliza la Ecuación 5.124 [54]. Por otro lado para estimar el
coeficiente de convección del agua se utiliza la Tabla 5.93 [54]. Los flujos másicos se consideran
en la condición estacionaria de operación.

Dada la Tabla 5.148 y las Ecuaciones 5.100 a 5.106 se obtienen las Tablas 5.153, 5.154 y 5.155,
junto con la Figura 5.70. Donde el calor específico del oxígeno se obtiene del programa Engineering
Equation Solver (EES), y se fija la presión junto con las temperaturas del fluido frió de tal manera
que las curvas de temperatura no se intersecten.

256
 Tabla 5.153: Resultados para el oxígeno (fluido caliente) ciclo de compresión del
oxígeno gaseoso para el régimen estacionario de operación.

Temperatura Presión Calor específico Calor

Intercambiador Estado
T [K] P [kPa] c p [kJ/kgK] Q̇ [kW]
1e 373,88
1 2.175 0,95 52,91
1s 308,15
2e 376,12
2 3.944 0,97 55,89
2s 308,15
3e 380,04
3 7.150 1,01 61,32
3s 308,15
4e 386,33
4 12.963 1,07 70,66
4s 308,15
5e 395,23
5 23.500 1,15 84,75
5s 308,15

Tabla 5.154: Resultados para el agua de refrigeración (fluido frió) ciclo de com-
presión del oxígeno gaseoso para el régimen estacionario de operación.

Temperatura Presión Calor específico Flujo másico frió

Intercambiador Estado
T [K] P [kPa] c p [kJ/kgK] ṁc [kg/seg]
1e 298,15
1 400 4,182 0,506
1s 323,15
2e 298,15
2 400 4,182 0,535
2s 323,15
3e 298,15
3 400 4,182 0,587
3s 323,15
4e 298,15
4 400 4,182 0,676
4s 323,15
5e 298,15
5 400 4,182 0,811
5s 323,15

Tabla 5.155: Resultado para el área de transferencia de calor de los intercambia-

dores del ciclo de compresión oxígeno gaseoso para el régimen estacionario de
operación.

hh hc Um ∆T1 ∆T2 ∆Tml A

Intercambiador
[W/m2 K] [W/m2 K] [W/m2 K] [K] [K] [K] [m2 ]
1 381 7.500 362,29 50,73 10 25,08 5,82
2 483 7.500 454,02 52,97 10 25,77 4,78
3 614 7.500 567,13 56,89 10 26,97 4,01
4 779 7.500 705,60 63,18 10 28,85 3,47
5 989 7.500 873,61 72,08 10 31,43 3,09

257
 Figura 5.70: Variación temperatura de los fluidos de trabajo a lo largo del inter-
cambiador de calor de mayor transferencia térmica para el oxígeno gaseoso.

5.4.3.3. Estanques de almacenamiento oxígeno gaseoso y liquido

Los equipos del ciclo de licuefacción y compresión se han dimensionado de acuerdo al flujo má-
sico nominal en régimen estacionario del oxígeno gaseoso de salida de los electrolizadores (ṁeO2 n ).
Para dimensionar los estanques se utiliza el flujo másico real en régimen estacionario. Para ello en
base a la Tabla 5.83 se realiza un procedimiento análogo a lo realizado en la Tabla 5.141 para cada
mes. Mas detalles en el Anexo D.

De este modo se obtiene la masa real mensual de oxígeno gaseoso y liquido producida por la
planta de electrolisis, las que se muestran en las Tablas 5.156 y 5.157, así como las Figuras 5.71
y 5.72. Dado que en el primer año de operación el 1 de Enero no existe flujo recirculado hasta el
2 día, los datos que se presenta son del segundo año de operación donde el flujo de diciembre es
recirculado para el mes de Enero del año siguiente.

258
Tabla 5.156: Producción de oxígeno gaseoso y liquido real mensual en un estado
estacionario para el 2 año de operación.

Masa Producción Producción Producción

oxígeno oxígeno oxígeno oxígeno
Mes
entrada me gaseoso mc liquido mL total
[kg/mes] [kg/mes] [kg/mes] [kg/mes]
Enero 1.324.842 344.459 166.665 511.124
Febrero 1.169.878 304.168 147.171 451.339
Marzo 1.134.620 295.001 142.735 437.736
Abril 1.014.449 263.757 127.618 391.375
Mayo 869.795 226.147 109.420 335.567
Junio 858.897 223.313 108.049 331.362
Julio 886.029 230.368 111.462 341.830
Agosto 868.173 225.725 109.216 334.941
Septiembre 876.663 227.932 110.284 338.217
Octubre 898.962 233.730 113.089 346.820
Noviembre 993.393 258.282 124.969 383.251
Diciembre 1.269.870 330.166 159.750 489.916
Total [kg/año] 6.223.907 3.163.049 1.530.429 4.693.478

Figura 5.71: Producción de oxígeno gaseoso y liquido real considerando un régi-

men de operación estacionario.

259
 Tabla 5.157: Datos generales de la demanda, así como la producción de oxígeno
gaseoso y liquido real mensual en estado estacionario para el 2 año de operación.

Oxígeno Gaseoso mc [kg/mes] Liquido mL [kg/mes]

Demanda máxima 2.494 66.644
Producción real máxima 344.459 166.665
Producción nominal 559.585 270.753

Figura 5.72: Comparación de la distribución de la producción de oxígeno gaseoso

y liquido real en régimen estacionario.

De la Tabla 5.157 se ve que la producción de oxígeno gaseoso y liquido real supera ampliamen-
te la demanda del Hospital Regional de Concepción, así también la producción real de oxígeno
gaseoso y liquido es menor a la nominal con la cual se dimensionan los equipos. Lo anterior se
debe a la variabilidad del recurso viento durante el transcurso del día, por lo cual el aerogenerador
no funciona a su máxima potencia, y así el electrolizador no produce el oxígeno nominal en todo
momento.

Para dimensionar los estanques se considera un periodo de recarga de 15 días aproximadamente.

Para el estanque de oxígeno gaseoso se utiliza la mitad de la máxima masa mensual presente en la
Tabla 5.156, la cual se da en el mes de Enero siendo de 172.229 kg. Así también para dimensionar
el estanque de oxígeno liquido se utiliza la mitad de la máxima masa mensual de oxígeno liquido
presente en la Tabla 5.156, la cual se da en el mes de Enero siendo de 83.333 kg.

Al igual que en el caso de los estanques para los camiones, en la planta se utilizan estanques
cilíndricos. Dado que el oxígeno y el hidrógeno comparte características similares, para el estanque
de oxígeno gaseoso se utiliza un estanque Tipo IV donde se tiene una primera capa de un Acero
inoxidable AISI 410 (t p ) [46] para evitar el debilitamiento de la capa de resistencia mecánica, una
segunda capa de un material compuesto de Fibra de carbono continua HexTow IM 10 12K [48] en
una matriz de Resina HexPly 8552 [49] (tw ), la cual le confiere resistencia mecánica, y por ultimo
una capa protectora para resistir las condiciones climáticas de Acero inoxidable AISI 410 (tc ) [46],
tal como se ve en la Figura 5.73.

260
 Figura 5.73: Vista de detalle de los espesores de los materiales que conforman el
estanque de oxígeno gaseoso para la planta de electrolisis.

Los parámetros iniciales para el calculo del estanque de oxígeno gaseoso se ven en la Tabla 5.158,
donde las propiedades del oxígeno se obtienen del programa Engineering Equation Solver (EES),
y los limites de fluencia en la dirección longitudinal y circunferencial del material de resistencia se
obtienen de evaluar las Ecuaciones 5.47 y 5.48 en la Tabla 5.38, fijando las fracciones fx =0,3 y fy
= 0,7.

Tabla 5.158: Parámetros iniciales para el calculo del estanque de almacenamiento

de oxígeno gaseoso para la planta de electrolisis.

Masa almacenar mO2 [kg] 172.229

Factor de sobre dimensionamiento estanque ft [ %] 10
Constante de los gases ideales para el oxígeno
0,260
RO2 [kJ/kgK]
Temperatura operación T [K] 308,15
Presión de operación P [kPa] 23.500
Factor de compresión Z 0,9696
Largo estanque L [m] 10
Factor de seguridad n 1,5
Número de estanques Nt 1
Material impermeabilización Acero inoxidable AISI 410
Espesor del material impermeabilización t p [mm] 2
Densidad del material impermeabilización ρ p [kg/m3 ] 7.730
Laminas de fibra de carbono continua
Material resistencia mecánica HexTow IM 10 12K con Resina
HexPly 8552
Espesor laminas material resistencia mecánica tl [mm] 0,2
Fracción laminas longitudinales fx [ %] 30
Fracción de laminas circunferenciales fy [ %] 70
Limite de fluencia longitudinal σ f x [MPa] 1.049
Limite de fluencia circunferencial σ f y [MPa] 2.341
Densidad del material de resistencia mecánica ρw [kg/m3 ] 1.594
Material cubierta protectora Acero inoxidable AISI 410
Espesor de la cubierta tc [mm] 2
Densidad de la cubierta ρc [kg/m3 ] 7.730

261
 El volumen del estanque se obtiene de la Ecuación 5.110 y el radio interior de la Ecuación 5.111,
aplicad para las condiciones del oxígeno. El espesor del estanque se obtiene mediante la Ecuación
5.53, donde se usa el criterio del espesor máximo para un material anisotropico, mas detalles Anexo
B. El número total de laminas longitudinales y circunferenciales se obtiene mediante las Ecuacio-
nes 5.55 y 5.56. La masa del estanque se obtiene mediante la Ecuación 5.57.

Evaluando las Ecuaciones 5.110, 5.111, 5.53, 5.55, 5.56 y 5.57 en la Tabla 5.158, se obtienen los
resultados para el estanque de oxígeno gaseoso para la planta de electrolisis presentes en la Tabla
5.159.

Tabla 5.159: Resultados obtenidos para el estanque de almacenamiento de oxígeno

gaseoso para la planta de electrolisis.

Volumen de oxígeno contenido en cilindro Vt [m3 ] 626

Radio cilindro r [m] 4,46
Espesor pared longitudinal twx [mm] 75,02
Espesor pared circunferencial twy [mm] 67,24
Espesor de pared cilindro tw [mm] 76
Número total de laminas cilindro Nl 380
Número de laminas longitudinales Nx 114
Número de laminas circunferenciales Ny 266
Proporción de laminas Ny /Nx 7/3
Masa estanque cilíndrico mt [kg] 43.019
Espesor total de pared t [mm] 80

Para el almacenamiento del oxígeno liquido se toma como referencia el Manual de Gases de
la empresa Indura S.A [32], donde los estanques estacionarios constan de un recipiente interior
de acero inoxidable para soportar bajas temperaturas, y uno exterior de acero al carbono, aislados
entre sí por una combinación de alto vacío y material aislante. Siguiendo la misma linea se tiene
una primera capa de Acero inoxidable AISI 410 (tw ) [46] que le confiere resistencia mecánica, una
segunda capa de Poliuretano expandido (R-11 expandido) (ta ) [51], el cual es un material aislante
térmicamente, y por ultimo una capa protectora para resistir las condiciones climáticas de Acero
inoxidable AISI 410 (tc ) [46], tal como se ve en la Figura 5.74.

Figura 5.74: Vista de detalle de los espesores de los materiales que conforman el
estanque de oxígeno liquido planta de electrolisis.

Los parámetros iniciales para el calculo de los estanques de oxígeno criogénico de la planta de

262
electrolisis se ven en la Tabla 5.160, donde las propiedades del oxígeno se obtienen del programa
Engineering Equation Solver (EES).

Tabla 5.160: Parámetros iniciales para el calculo de los estanques de almacena-

miento de oxígeno liquido de la planta de electrolisis.

Masa almacenar mO2 [kg] 83.333

Factor de sobre dimensionamiento ft [ %] 10
Temperatura operación T [K] 90
Presión de operación P [kPa] 1.200
Densidad del oxígeno ρO2 [kg/m3 ] 1.145
Largo estanque L [m] 5
Factor de seguridad n 1,5
Número de estanques Nt 4
Material resistencia mecánica Acero inoxidable AISI 410
Limite de fluencia material de resistencia σ f [MPa] 480
Densidad del material de resistencia mecánica ρw [kg/m3 ] 7.730
Poliuretano expandido
Material aislante
(R-11 expandido)
Densidad del material aislante ρa [kg/m3 ] 24
Material de cubierta protectora Acero inoxidable AISI 410
Espesor de la cubierta tc [mm] 2
Densidad de la cubierta ρc [kg/m3 ] 7.730

El volumen de los estanques se obtiene de la Ecuación 5.167 y el radio interior de la Ecuación

5.168.

mO2 · (1 + ft )
Vt = (5.167)
ρO2 · Nt
r
Vt
r= (5.168)
π ·L
donde:

• Vt [m3 ]: Volumen contenido en el estanque.

• mO2 [kg]: Masa de oxígeno liquido contenida en el estanque.
• ft : Factor de sobre dimensionamiento estanque.
• ρO2 [kg/m3 ]: Densidad del oxígeno liquido a la temperatura y presión de operación.
• Nt : Número de estanques.
• r [m]: Radio interno del estanque.
• L [m]: Largo interno del estanque.

263
 El espesor de los estanques se obtiene mediante la Ecuación 5.60, donde se usa el criterio de
Von Misses para un material isotropico, mas detalles Anexo B. La masa de los estanques se obtiene
mediante la Ecuación 5.61.

Fijando el espesor de pared del material aislante de tal manera de minimizar las perdidas térmicas
y evaluando las Ecuaciones 5.167, 5.168, 5.60 y 5.61 en la Tabla 5.160, se obtienen los resultados
para los estanques de oxígeno liquido de la planta de electrolisis presentes en la Tabla 5.161.

Tabla 5.161: Resultados obtenidos para los estanques de almacenamiento de oxí-

geno liquido planta de electrolisis.

Volumen de oxígeno liquido contenido en cilindro Vt [m3 ] 20

Radio cilindro r [m] 1,13
Espesor cilindro Von Misses tw [mm] 3,67
Espesor del material aislante ta [mm] 100
Masa estanque cilíndrico mt [kg] 1.695
Espesor total de pared t [mm] 105,67

Notar que el espesor del material aislante se fija de tal manera de minimizar las perdidas térmicas,
como es de esperarse a mayor espesor menores serán las ganancias térmicas. Para cuantificar la
ganancia de calor se utiliza la Figura 5.75. Para el calculo se asume que el estanque cilíndrico esta
en el exterior sometido a las corrientes de aire de la zona, se desprecia el calor transferido por
radiación, aproximando las temperaturas de pared interior a las del entorno T1 ≈ T∞1 y T4 ≈ T∞2 , y
utilizando la máxima velocidad del viento presente en la zona de U∞2 = 11,8 m/s. Para cuantificar
la ganancia de calor se utilizan los parámetros iniciales de la Tabla 5.162 donde las propiedades del
aire se determinar del programa Engineering Equation Solver (EES).

Figura 5.75: Red de resistencias térmicas para la transferencia de calor a través de

un cilindro compuesto de tres capas sujeto a convección en el exterior [51].

264
 Tabla 5.162: Parámetros iniciales para el calculo de las ganancias térmicas de los
estanque de almacenamiento de oxígeno liquido planta electrolisis [51].

Presión del aire P∞2 [kPa] 100

Temperatura del aire T∞2 [K] 298
Velocidad del aire U∞2 [m/s] 11,8
Densidad del aire ρ∞2 [kg/m3 ] 1
Viscosidad del aire µ∞2 [Pa · s] 1,845 ·10−5
Conductividad del aire k∞2 [W /mK] 0,063
Número de Prandtl del aire Pr 0,7075
Temperatura del oxígeno liquido T∞1 [K] 90
Conductividad del material de resistencia y cubierta kw , kc [W /mK] 21
Conductividad del material aislante ka [W /mK] 0,023
Radio interno r1 [m] 1,13
Radio intermedio r2 [m] 1,134
Radio intermedio r3 [m] 1,234
Radio externo r4 [m] 1,236

El Número de Reynols se determina mediante la Ecuación 5.62, con lo cual se puede determi-
na el coeficiente de convección exterior para un cilindro mediante la Ecuación 5.63de Churchill y
Bernstein valida para ReD · Pr > 0, 2. Finalmente la ganancia de calor mediante la Ecuación 5.64
[51].

Evaluando las Ecuaciones 5.62, 5.63 y 5.64 en la Tabla 5.162, se obtiene la Tabla 5.163 con los
resultados de la ganancia de calor de los estanques de oxígeno liquido con el aislante térmico.

Tabla 5.163: Resultados para la ganancia de calor de los estanques de almacena-

miento de oxígeno liquido planta de electrolisis.

Número de Reynolds cilindro ReD 1,847 ·106

ReD · Pr 1,306 ·106
Coeficiente de convección h̄e [W/m2 K] 22,22
Calor ganado Q̇ [kW] 1,76

Realizando el mismo procedimiento anterior para un espesor del aislante nulo (ta = 0 mm), el
calor ganado es de 165,7 kW, con lo cual el aislante logra disminuir 94 veces la ganancia de calor
de los estanques.

5.4.4. Abastecimiento de energía eléctrica sistema de almacenamiento

En base a las secciones anteriores los principales equipos de consumo de energía eléctrica son
los compresores del sistema de almacenamiento de hidrógeno gaseoso, así como oxígeno gaseoso
y liquido. La Tabla 5.164 resume los resultados para el consumo de energía eléctrica del sistema
de almacenamiento, donde el consumo específico para la compresión de hidrógeno se obtiene de la
Ecuación 5.169 y el consumo para la compresión del oxígeno de la Ecuación 5.170.

ẆnH2
CeH2 = (5.169)
ṁeH2 n
265
 ẆnO2
CeO2 = (5.170)
ṁeO2 n
donde:

• CeH2 [kwh/kgH2 ]: Consumo específico compresión hidrógeno.

• ẆnH2 [kW ]: Trabajo neto compresión hidrógeno.
• ṁeH2 n [kgH2 /h]: Flujo de hidrógeno nominal electrolizadores.
• CeO2 [kwh/kgO2 ]: Consumo específico compresión oxígeno.
• ẆnO2 [kW ] Trabajo neto compresión oxígeno gaseoso y liquido.
• ṁeO2 n [kgO2 /h]: Flujo másico nominal oxígeno electrolizadores ciclo de compresión-licuefacción
en estado estacionario.

Tabla 5.164: Resumen principales resultados proceso de compresión de hidrógeno

gaseoso y oxígeno gaseoso/liquido.

Trabajo neto compresión hidrógeno ẆnH2 [kW] -215,39

Flujo de hidrógeno nominal electrolizadores ṁeH2 n [kgH2 /h] 144
Consumo específico compresión hidrógeno CeH2 [kwh/kgH2 ] 1,50
Trabajo neto compresión oxígeno gaseoso ẆnO2 g [kW] -251,98
Trabajo turbina oxígeno liquido Wt [kW ] 23,13
Trabajo neto compresión oxígeno gaseoso/liquido ẆnO2 [kW] -228,85
Flujo másico nominal oxígeno electrolizadores estacionario ṁeO2 n [kgO2 /h] 3.049
Consumo específico compresión oxígeno CeO2 [kwh/kgO2 ] 0,075

La energía demanda para la compresión del hidrógeno gaseoso se obtiene mediante la Ecuación
5.171, y la energía para la compresión del oxígeno gaseoso mediante la Ecuación 5.172.

EH2 = CeH2 · Ne · m pH2 (5.171)

EO2 = CeO2 · ·meO2 (5.172)

donde:

• EH2 [Mwh/mes]: Demanda de energía para la compresión de hidrógeno gaseoso.

• CeH2 [Mwh/kgH2 ]: Consumo específico compresión hidrógeno.
• Ne : Número total de electrolizadores necesarios para cubrir la demanda.
• m pH2 [kgH2 /mes]: Masa de hidrógeno producida por el electrolizador.
• EO2 [Mwh/mes]: Demanda de energía para la compresión de oxígeno gaseoso y liquido.
• CeO2 [Mwh/kgO2 ]: Consumo específico compresión oxígeno.

266
 • meO2 [kgO2 /mes]: Masa de oxígeno entrada ciclo de compresión.

Evaluando las Ecuaciones 5.171 y 5.172 en las Tablas 5.164, 5.74, 5.72 y 5.156 se obtiene la
demanda de energía eléctrica para el procesos de compresión del hidrógeno gaseoso, así como el
oxígeno gaseoso y liquido presente en las Tablas 5.165 y 5.166, así como la Figura 5.76.

Tabla 5.165: Demanda de energía mensual para el proceso de compresión del hi-
drógeno gaseoso, así como el oxígeno gaseoso y liquido.

Demanda energía Demanda energía Demanda energía

Mes compresión hidrógeno compresión oxígeno total compresión
EH2 [Mwh/mes] EO2 [Mwh/mes] [Mwh/mes]
Enero 96 99 196
Febrero 85 88 173
Marzo 82 85 167
Abril 73 76 150
Mayo 63 65 128
Junio 63 64 127
Julio 64 66 131
Agosto 63 65 128
Septiembre 64 66 130
Octubre 65 67 133
Noviembre 73 75 147
Diciembre 93 95 189
Total [Mwh/año] 885 913 1.798

Figura 5.76: Demanda de energía total mensual para el proceso de compresión del
hidrógeno gaseoso, así como el oxígeno gaseoso y liquido.

267
 Tabla 5.166: Datos generales de la demanda de energía mensual para el proceso de
compresión del hidrógeno gaseoso, así como el oxígeno gaseoso y liquido.

Sistema Energía hidrógeno Energía oxígeno Energía total

Máxima [Mwh/mes] 96 99 196
Promedio [Mwh/mes] 74 76 150
Mínima [Mwh/mes] 63 64 127

De la Tabla 5.164 se puede ver que se debe generar una potencia eléctrica total de 444,24 kW para
la compresión del hidrógeno gaseoso, asi como el oxígeno gaseoso y liquido. Dado que se espera
que la producción sea cero emisiones, se establece la generación de energía eléctrica mediante el
aerogenerador Emergya Wind Technologies (EWT) DW54-500, cuyas especificaciones técnicas se
ven en la Tabla 5.167, y su curva de potencia se ve en la Tabla 5.168 y Figura 5.77 [9] [55].

Tabla 5.167: Especificaciones técnicas del aerogenerador EWT DW54-500 [55].

Potencia nominal [kW] 500

Voltaje [V] 690
Factor de potencia 0,95
Tipo de generador Multipolo síncrono
Velocidad de arranque [m/seg] 3
Velocidad nominal [m/seg] 10
Velocidad de corte [m/seg] 25
Diámetro del rotor [m] 54
Altura de la gondola [m] 40/50/75
IIIA (hasta 7,5 m/s
Clase de viento
de media a la altura del buje)

Figura 5.77: Curva de potencia aerogenerador EWT DW54-500 [9].

268
 Tabla 5.168: Curva de potencia aerogenerador EWT DW54-500 [9].

Velocidad [m/seg] Potencia [kw]

1 0
2 0
3 12
4 39
5 78
6 138
7 222
8 337
9 477
10 500
11 500
12 500
13 500
14 500
15 500
16 500
17 500
18 500
19 500
20 500
21 500
22 500
23 500
24 500
25 500

Mediante el Explorador Eólico, utilizando un modelo Recon 1980-2017, se obtiene el ciclo dia-
rio anual de velocidad del viento, a una altura de la gongola de 70 m en la Ubicación 3, presente en
la Figura 5.78 [9].

Por otro lado, mediante el Explorador Eólico, se obtiene el ciclo anual de velocidad del viento
para la Ubicación 3, presente en las Tablas 5.169 y 5.170, así como la Figura 5.79 [9].

269
 Figura 5.78: Ciclo diario anual de velocidad del viento para la Ubicación 3 [9].

Tabla 5.169: Ciclo anual de las velocidad del viento promedio a 70 m de altura
para la Ubicación 3 [9].

Velocidad
Mes
[m/seg]
Enero 6,54
Febrero 6,27
Marzo 5,65
Abril 5,49
Mayo 5,14
Junio 5,05
Julio 5,02
Agosto 5,06
Septiembre 5,25
Octubre 5,25
Noviembre 5,73
Diciembre 6,44

Tabla 5.170: Datos generales de la velocidad del viento 70 m de altura para la

Ubicación 3 [9].

Máxima [m/seg] 7,72

Promedio [m/seg] 5,57
Mínima [m/seg] 4,31

270
 Figura 5.79: Ciclo anual de velocidad del viento promedio para la Ubicación 3 [9].

Dada la distribución de velocidades del viento del ciclo diario anual de la Ubicación 3, presente
en la Figura 5.78, así como la curva de potencia del aerogenerador EWT DW54-500, se puede
interpolar la potencia en función de la velocidad del viento, obteniendo el ciclo diario anual de
potencia de generación. Mediante el Explorador eólico se obtienen la Figura 5.80 tomando como
altura de la góndola 70 m.

Figura 5.80: Ciclo diario anual de potencia generada para la Ubicación 3 [9].

Dado el ciclo diario anual de potencia generada para la ubicación de la planta en la Figura 5.80,
se puede obtener la energía mensual generada mediante la Ecuación 4.2. De este modo se obtiene
la Tabla 5.171 y Figura 5.81.

271
 Tabla 5.171: Ciclo anual de energía generada a 70 m de altura de la Ubicación 3
[9].

Energía
Mes
[Mwh/mes]
Enero 135
Febrero 111
Marzo 100
Abril 94
Mayo 79
Junio 79
Julio 81
Agosto 81
Septiembre 84
Octubre 85
Noviembre 99
Diciembre 129

Figura 5.81: Ciclo anual de energía generada para la Ubicación 3 [9].

Las Tablas 5.172 y 5.173 resumen las principales características de la generación del aerogene-
rador EWT DW54-500 a una altura de la gongola de 70 m en la Ubicación 3 de la planta, donde el
factor de planta se obtiene mediante la Ecuación 4.3.

Tabla 5.172: Datos generales de la potencia y energía generada por el aerogenera-

dor EWT DW54-500 a 70 m de altura en la Ubicación 3.

Variable Potencia [kW] Energía [Mwh/mes]

Máxima 240 135
Promedio 133 96
Mínima 77 79

272
 Tabla 5.173: Factor de planta del aerogenerador EWT DW54-500 a 70 m de altura
en la ubicación de la planta

Energía teórica anual [Mwh/año] 4.380

Energía generada anual [Mwh/año] 1.157
Factor de planta [ %] 26

Al comparar las Tablas 5.164 y 5.166 con la Tabla 5.172 se observa que la potencia necesaria
para el sistema de compresión es de 444,24 kW, sin embargo el aerogenerador genera una potencia
máxima de 240 kW, dado el factor de planta es del 26 %. Del mismo la energía máxima necesaria
para el proceso de compresión es de 196 Mwh/mes, y el aerogenerador genera una energía máxima
de 135 Mwh/mes. De este modo un aerogenerador es insuficiente para el abastecimiento de ener-
gía eléctrica para el proceso de compresión de hidrógeno gaseoso, así como el oxígeno gaseoso y
liquido.

El número de aerogeneradores necesarios para abastecer la energía del sistema de compresión se

obtiene mediante la Ecuación 5.173.

1 12 EH2 j + EO2 j
Na = ·∑ (5.173)
12 j=1 Em j
donde:
• Na : Número de aerogeneradores necesarios para cubrir la demanda de energía del sistema de
compresión.
• EH2 j [Mwh/mes]: Demanda de energía para la compresión de hidrógeno gaseoso del mes j.
• EO2 j [Mwh/mes]: Demanda de energía para la compresión de oxígeno gaseoso y liquido del
mes j.
• Em j [Mwh/mes]: Energía mensual generada por el aerogenerador en el mes j.
EH2 j +EO2 j
•
Em j :
Cantidad de aerogeneradores necesarios para abastecer la demanda de energía del
sistema de compresión en el mes j.

Evaluando las Ecuaciones 5.173, 5.91 y 5.92 en las Tablas 5.165, 5.171 y 5.167 se obtienen las
Tablas 5.174, 5.175 y 5.176, así como la Figura 5.82.

Tabla 5.174: Cantidad de aerogeneradores necesarios para cubrir la demanda de

energía del sistema de compresión de hidrógeno gaseoso, así como oxígeno ga-
seoso y liquido.

Número de aerogeneradores Na 2
Separación vientos dominantes Ld [m] 432
Separación perpendicular vientos dominantes L p [m] 216
Energía demanda anual [Mwh/año] 1.798
Energía generada teórica anual [Mwh/año] 8.760
Energía generada anual [Mwh/año] 2.314
Factor de planta [ %] 26 %

273
Tabla 5.175: Comparación de la energía demandada y generada por los aerogene-
radores para el sistema de compresión de hidrógeno gaseoso, así como oxígeno
gaseoso y liquido.

Energia total Energia generada

Mes demanda compresion aerogeneradores
[Mwh/mes] [Mwh/mes]
Enero 196 269
Febrero 173 221
Marzo 167 201
Abril 150 188
Mayo 128 158
Junio 127 158
Julio 131 162
Agosto 128 162
Septiembre 130 167
Octubre 133 171
Noviembre 147 199
Diciembre 189 258
Total [Mwh/año] 1.798 2.314

Figura 5.82: Comparación de la energía demandada y generada por los aerogene-

radores para el sistema de compresión de hidrógeno gaseoso y oxígeno gaseoso/-
liquido.

274
 Tabla 5.176: Datos generales de la energía demandada, y generada por los aeroge-
neradores para el sistema de compresión de hidrógeno gaseoso, así como oxígeno
gaseoso y liquido

Potencia Energía total Energía

Variable generada demanda generada
[kW] [Mwh/mes] [Mwh/mes]
Máxima 480 196 269
Promedio 266 150 193
Mínima 154 127 158

De la Tabla 5.174 se puede ver que la energía demanda para el sistema de compresión es de
1.798 Mwh/año, teniendo una generación de 2.314 Mwh/año, con un potencia máxima de 480 kW.
De este modo se es capaz de abastecer el 129 % de energía del sistema de compresión, teniendo un
excedo de 516 Mwh/año, el cual puede ser utilizado en otros sistema de la planta, como el bombeo
del agua, luminarias, sistemas de control, monitoreo, etc.

275
Capítulo 6

Evaluación Económica

Un proceso industrial solo tiene perspectivas de comercialización si su aspecto económico es

favorable, de este modo el diseño de una planta debe presentar un proceso capaz de operar en con-
diciones tales que lleve a la obtención de una utilidad [56]. A continuación se presenta la evaluación
económica de la planta de producción de hidrógeno y oxígeno.

6.1. Determinación de costos de inversión Capex

Para todo proceso industrial es necesario invertir o gastar capital (capital expenditure Capex)
y la determinación de la inversión necesaria constituye una parte importante del proyecto de la
planta. Para cualquier proceso, la inversión total consiste en una inversión de capital fijo para
adquirir e instalar los equipos destinados al proceso, con todos los servicios auxiliares necesarios
para el funcionamiento del proceso completo. Así como el capital de trabajo, que está formado
por el capital necesario para la operación de la planta (para el pago de salarios, mantener un stock
de materias primas y manejar otras situaciones que requieran disponer de dinero en efectivo). El
capital de trabajo tiene el carácter de una inversión permanente, que sólo se recupera cuando el
proyecto deja de operar [56] [57].

Tabla 6.1: Elementos asociados al costo de inversión de capital [56].

Equipo adquirido
Instalación del equipo adquirido
Instrumentación y controles
Cañerías y tuberías
Instalaciones eléctricas
Costo fijos Obras civiles
Costo de inversión Mejoras del terreno
CAPEX Instalaciones de servicios
Ingeniería y supervisión
Gastos de construcción
Eventualidades
Pago de salarios
Costo de capital de trabajo Mantenimiento stock de materias primas
Gastos de gestión

276
 Para los elementos que componen el capital fijo se toma el costo como un porcentaje del costo
de adquisición de los equipos tal como muestra la Tabla 6.2 [56].

Tabla 6.2: Costos del capital fijo como porcentaje del costo de adquisición de los
equipos [56].

Instalación del equipo adquirido [ % ] 42

Instrumentación y controles [ % ] 21
Cañerías y tuberías [ % ] 42
Instalaciones eléctricas [ % ] 21
Obras civiles [ % ] 21
Mejoras del terreno [ % ] 8
Instalaciones de servicios [ % ] 50
Ingeniería y supervisión [ % ] 38
Gastos de construcción [ % ] 46
Eventualidades [ % ] 29

La relación entre el capital de trabajo y el capital fijo varía para diferentes plantas, pero la ma-
yoría de las plantas químicas utilizan un capital de trabajo que representa entre el 12 y el 24 % del
capital fijo [56]. Para la presenta evaluación se utiliza un valor del capital de trabajo de un 15 % del
costo de capital fijo.

De este modo en base al costo de adquisición de los equipos se estiman los costos de capital fijo y
el de capital de trabajo. El costo de adquisición de un equipamiento de proceso se obtiene general-
mente a partir de proyecciones, ecuaciones ó cotizaciones de vendedores. Sin embargo, los costos
no son estáticos. Debido a la inflación generalmente se incrementan con el tiempo. Cotizaciones de
los vendedores son aplicables solo para uno ó dos meses. Una estimación del costo de compra para
una fecha posterior se obtiene mediante la Ecuación 6.1, donde se ha utilizado el Índice de Precios
del Productor (IPP), dados por el Banco Central [56].
IPPt
Ct = C0 · (6.1)
IPP0
donde:
• Ct [USD]: Costo de adquisición del equipo en el periodo actual t.
• C0 [USD]: Costo de adquisición del equipo en el periodo de referencia.
• IPPt : Índice de precios del productor en el periodo actual.
• IPP0 : Índice de precios del productor en el periodo de referencia.
Del mismo modo se puede estimar el costo de adquisición de un equipo o proceso realizando
un ajuste en base a la capacidad (kW, m2 , m3 , m, etc). Datos históricos de inversiones de diferentes
tecnologías muestran que el ajuste de la inversión por efecto de la capacidad del proceso sigue
una regla exponencial dada por la Ecuación 6.2. En caso de no estar disponible, se usa típicamente
m=0,6, por lo que esta regla se la conoce como regla de los seis décimos [56].
At m
Ct = C0 · ( ) (6.2)
A0
277
 donde:
• Ct [USD]: Costo de adquisición del equipo de capacidad t.
• C0 [USD]: Costo de adquisición del equipo de referencia.
• At : Capacidad t del equipo (kW, m3 , m2 , m, etc).
• A0 : Capacidad del equipo de referencia (kW, m3 , m2 , m, etc).
• m: Exponente de escalamiento característico de cada tecnología.

6.1.1. Costos de inversión generación eólica

Para determinar el costo de inversión de la planta eólica se toma como referencia el costo es-
pecífico de capital fijo de 1.266 USD/kW para la construcción de centrales eólicas de generación
dada por la Comisión Nacional de Energía (CNE) [58], y los porcentajes del costo de capital fijo
presentados en la Tabla 6.3 [59].

Tabla 6.3: Partida de costos como porcentaje del costo de capital fijo para la tec-
nología eólica [59].

Costo aerogeneradores [ %] 75
Costo de obra civil [ %] 10
Costo instalación eléctrica [ %] 6
Costo de servicios generales [ %] 2
Costos de administración [ %] 1
Costos de estudios [ %] 6

Dado el costo específico y la Tabla 6.3 se obtiene la distribución del costo de inversión para la
planta eólica presente en la Tabla 6.4.

Tabla 6.4: Costo de inversión para la planta de generación eólica.

Capacidad instalada [kW] 10.000

Costo específico [USD/kW] 1.266
Costo de capital fijo fijo [USD] 1.2660.000
Costo aerogeneradores [USD] 9.495.000
Costo de obras civiles [USD] 1.266.000
Costo instalación eléctrica [USD] 759.600
Costo de servicios generales [USD] 253.200
Costos de administración [USD] 126.600
Costos de estudios [USD] 759.600
Costo de capital de trabajo [USD] 1.899.000
Costo de inversión CAPEX [USD] 14.559.000

6.1.2. Costos de inversión electrolisis

Para el proceso de electrolisis se consideran como equipos principales el sistema de abasteci-
miento de agua y los electrolizadores.

278
 El costo de adquisición para una electrolizador con tecnología PEM se define por la cantidad de
potencia requerida para la producción de hidrógeno, el costo específico se encuentra entre 600 y
1.300 USD/kW, para la presente evaluación se utiliza un costo de 900 USD/kW [60].

Para el costo de la bomba de agua se toma como referencia una bomba de 15,72 kW con un costo
de 12.200 USD al año 2009 [61], por lo que se utiliza la Ecuación 6.2, dada la potencia de opera-
ción, y un exponente de capacidad de m=0,63. Ajustando el costo del 2009 mediante la Ecuación
6.1, y el IPP del año 2022 dado por el Banco central [62].

Para el costo del intercambiador de calor se utiliza la plataforma de estimación de costos Mat-
ches [63] tomando como referencia un intercambiador de calor de doble tubo, pequeño de acero
inoxidable 410 de 150 Psi para el agua, e ingresando el área de intercambio obtenida. Ajustando el
precio del año 2014 al 2022 mediante la Ecuación 6.1, y el IPP dado por el Banco central [62].

Por ultimo para el estanque de almacenamiento de agua se utiliza la plataforma de estimación

de costos Matches [63] tomando como referencia un estanque horizontal de extremos redondos de
acero inoxidable 347 para el agua, e ingresando el volumen obtenido. Ajustando el precio del año
2014 al 2022 mediante la Ecuación 6.1, y el IPP dado por el Banco central [62].

En base a lo anterior y la Tabla 6.2 se obtienen los costos de inversión para la electrolisis del
agua presentes en las Tablas 6.5 y 6.6.

Tabla 6.5: Costo de adquisición de equipos para el proceso de electrolisis de agua.

Capacidad instalada electrolizadores [kW] 9.000

Costo específico electrolizadores [USD/kw] 900
Costo electrolizadores [USD] 8.100.000
Costo bomba de agua [USD] 1.174
Costo calentador agua [USD] 1.335
Costo estanque agua [USD] 385.981

279
 Tabla 6.6: Costo de inversión para el proceso de electrolisis de agua.

Adquisición de equipos [USD] 8.488.491

Instalación equipos adquiridos [USD] 3.565.166
Instrumentación y controles [USD] 1.782.583
Cañerías y tuberías [USD] 3.565.166
Instalaciones eléctricas [USD] 1.782.583
Obras civiles [USD] 1.782.583
Mejoras del terreno [USD] 679.079
Instalaciones de servicios [USD] 4.244.245
Ingeniería y supervisión [USD] 3.225.626
Gastos de construcción [USD] 3.904.706
Eventualidades [USD] 2.461.662
Costos de capital fijo [USD] 35.481.891
Costos de capital de trabajo [USD] 5.322.284
Costo de inversión CAPEX [USD] 40.804.175

6.1.3. Costos de inversión almacenamiento

El sistema de almacenamiento comprende el sistema de compresión de hidrógeno gaseoso, el
sistema de compresión de oxígeno gaseoso y el sistema de licuefacción de oxígeno liquido.

Para el costo de los compresores se utiliza la plataforma de estimación de costos Matches [63]
tomando como referencia un compresor alternativo de 1000 Psi, e ingresando la potencia obtenida.
Ajustando el precio del año 2014 al 2022 mediante la Ecuación 6.1, y el IPP dado por el Banco
central [62].

Para el costo de los intercambiadores de calor se utiliza la plataforma de estimación de costos

Matches [63] tomando como referencia un intercambiador de calor de doble tubo, pequeño de alu-
minio de 900 Psi para el hidrógeno, acero inoxidable 410 de 900 Psi para el oxígeno gaseoso, así
como acero inoxidable 410 de 900 Psi para el oxígeno liquido, e ingresando el área de intercambio
obtenida. Ajustando el precio del año 2014 al 2022 mediante la Ecuación 6.1, y el IPP dado por el
Banco central [62].

Para los estanques de almacenamiento se utiliza la plataforma de estimación de costos Matches

[63] tomando como referencia un estanque horizontal de extremos redondos de plástico reforzado
con fibras de vidrio para el hidrógeno y el oxígeno gaseoso, así como acero al carbono revestido de
vidrio para el oxígeno liquido, e ingresando el volumen obtenido. Ajustando el precio del año 2014
al 2022 mediante la Ecuación 6.1, y el IPP dado por el Banco central [62].

Para el costo del expansor del ciclo de licuefacción se toma como referencia una turbina de 79,53
kW con un costo de 86.930 USD al año 2020 [15], por lo que se utiliza la Ecuación 6.2, dada la
potencia de operación, y un exponente de capacidad de m = 0,6. Ajustando el costo del 2020 al
2022 mediante la Ecuación 6.1, y el IPP del año 2022 dado por el Banco central [62].

Por ultimo para el separador del ciclo de licuefacción se utiliza la plataforma de estimación de
costos Matches [63] tomando como referencia un separador gas/liquido tipo paleta de clasificación

280
250 Psi, de acero al carbono, e ingresando un diámetro similar al del estanque de oxígeno liquido.
Ajustando el precio del año 2014 al 2022 mediante la Ecuación 6.1, y el IPP dado por el Banco
central [62].

En base a lo anterior y la Tabla 6.2 se obtienen los costos de inversión para el sistema de alma-
cenamiento de los compuestos presentes en las Tablas 6.7, 6.8, 6.9 y 6.10.

Tabla 6.7: Costos de adquisición de equipos del sistema de compresión hidró-

geno gaseoso.

Costo de adquisición
Equipo
[USD]
Compresor 1 63.723
Compresor 2 64.816
Compresor 3 67.001
Compresor 4 70.278
Compresor 5 75.618
Enfriador 1 2.792
Enfriador 2 2.549
Enfriador 3 2.306
Enfriador 4 2.185
Enfriador 5 2.063
Estanques 1.562.133

Tabla 6.8: Costos de adquisición de equipos del sistema de compresión oxígeno

gaseoso.

Costo de adquisición
Equipo
[USD]
Compresor 1 77.803
Compresor 2 77.803
Compresor 3 77.803
Compresor 4 78.896
Compresor 5 82.051
Enfriador 1 3.641
Enfriador 2 3.399
Enfriador 3 3.156
Enfriador 4 3.034
Enfriador 5 2.913
Estanque 312.912

281
 Tabla 6.9: Costos de adquisición de equipos del sistema de licuefacción oxígeno
liquido.

Costo de adquisición
Equipo
[USD]
Intercambiador 1 5.705
Intercambiador 2 7.647
Intercambiador 3 6.433
Expansor 65.337
Separador 25.975
Estanques 148.081

Tabla 6.10: Costo de inversión para el proceso de almacenamiento de hidrógeno

gaseoso, oxígeno gaseoso y oxígeno liquido.

Compresión Compresión
Compresión Costo
Costo oxígeno oxígeno
hidrógeno total
gaseoso liquido
Adquisición de equipos [USD] 1.915.463 723.412 259.177 2.898.053
Instalación del equipo adquirido
804.495 303.833 108.854 1.217.182
[USD]
Instrumentación y controles [USD] 402.247 151.916 54.427 608.591
Cañerías y tuberías [USD] 804.495 303.833 108.854 1.217.182
Instalaciones eléctricas [USD] 402.247 151.916 54.427 608.591
Obras civiles [USD] 402.247 151.916 54.427 608.591
Mejoras del terreno [USD] 153.237 57.873 20.734 231.844
Instalaciones de servicios [USD] 957.732 361.706 129.589 1.449.026
Ingeniería y supervisión [USD] 727.876 274.896 98.487 1.101.260
Gastos de construcción [USD] 881.113 332.769 119.222 1.333.104
Eventualidades [USD] 555.484 209.789 75.161 840.435
Costos de capital fijo [USD] 8.006.637 3.023.861 1.083.361 12.113.859
Costos de capital de trabajo [USD] 1.200.996 453.579 162.504 1.817.079
Costo de inversión CAPEX [USD] 9.207.632 3.477.441 1.245.865 13.930.938

6.1.4. Costos de inversión transporte

El sistema de transporte comprende el transporte de agua, hidrógeno gaseoso, oxígeno gaseoso
y oxígeno liquido.

Para los camiones con celda de combustible y los trailers abiertos se estima su costo en base a un
estudio sobre la evaluación técnico-económica de semirremolque tractor con celda de combustible
de hidrógeno de similares características [64]. El contenedor de los cilindros de oxígeno gaseoso
se estima con un precio del 50 % del precio de compra del remolque. En todos los equipos se ajusta
el precio del año 2019 al 2022 mediante la Ecuación 6.1, y el IPP dado por el Banco central [62].

Para los estanques de almacenamiento de los camiones se utiliza la plataforma de estimación

282
de costos Matches [63] tomando como referencia un estanque horizontal de extremos redondos de
acero inoxidable 347 para el agua, plástico reforzado con fibras de vidrio para el hidrógeno, asi co-
mo acero al carbono revestido de vidrio para el oxígeno liquido, e ingresando el volumen obtenido.
Ajustando el precio del año 2014 al 2022 mediante la Ecuación 6.1, y el IPP dado por el Banco
central [62].

Dada la Tabla 5.54 se puede ver que la cantidad de cilindros de oxígeno gaseoso consumida por
el Hospital es menos de 1.000, y el camión es capaz de transportar 2.028, como se ve en la Tabla
5.48. Dado el exceso de oxígeno gaseoso se opta por la adquisición 4.056 cilindros de tal manera
de fijar una condición tal que el Hospital consume la totalidad de los cilindros de oxígeno gaseoso
del camión, el cual es capaz de suministrarlos y retirarlos en un mismo viaje. El precio de compra
de los cilindros de oxígeno gaseoso mediliev se fija en 109 USD/cilindro (85.719 $/cilindros) para
el año 2020, proporcionados por la empresa Linde Gas al Hospital Regional de Concepción. Ajus-
tando el precio del año 2020 al 2022 mediante la Ecuación 6.1, y el IPP dado por el Banco central
en Chile [65], se obtiene un costo por cilindro de 139 USD/cilindro.

Para el costo de los intercambiadores de calor de las estaciones de carga se utiliza la plataforma
de estimación de costos Matches [63] tomando como referencia un intercambiador de calor de do-
ble tubo, pequeño de aluminio de 900 Psi para el hidrógeno, e ingresando el área de intercambio
obtenida. Ajustando el precio del año 2014 al 2022 mediante la Ecuación 6.1, y el IPP dado por el
Banco central [62].

En base a lo anterior y la Tabla 6.2 se obtienen los costos de inversión para el sistema transporte
de los compuestos presentes en las Tablas 6.11, 6.12 y 6.13.

Tabla 6.11: Costos de adquisición de equipos del sistema de transporte de agua

liquida, hidrógeno gaseoso, oxígeno gaseoso y oxígeno liquido.

Transporte Transporte
Transporte Transporte
Equipo oxígeno oxígeno
agua hidrógeno
gaseoso liquido
Camiones [USD] 5.975.919 5.549.068 426.851 853.703
Trailers [USD] 2.624.232 2.436.786 187.445 374.890
Estanques/Contenedor [USD] 846.246 956.214 93.723 56.805
Cilindros vacíos [USD] - - - 563.357
Intercambiador estación carga [USD] 2.428 2.428 - 2.428

283
 Tabla 6.12: Costos de inversión para el proceso de transporte de agua liquida,
hidrógeno gaseoso, oxígeno gaseoso y oxígeno liquido.

Transporte Transporte
Transporte Transporte
Costo oxígeno oxígeno
agua hidrógeno
gaseoso liquido
Adquisición de equipos [USD] 9.448.825 8.944.496 708.019 1.851.182
Instalación del equipo adquirido
3.968.506 3.756.689 297.368 777.496
[USD]
Instrumentación y controles [USD] 1.984.253 1.878.344 148.684 388.748
Cañerías y tuberías [USD] 3968506 3756689 297368 777496
Instalaciones eléctricas [USD] 1.984.253 1.878.344 148.684 388.748
Obras civiles [USD] 1.984.253 1.878.344 148.684 388.748
Mejoras del terreno [USD] 755.906 715.560 56.642 148.095
Instalaciones de servicios [USD] 4.724.412 4.472.248 354.010 925.591
Ingeniería y supervisión [USD] 3.590.553 3.398.909 269.047 703.449
Gastos de construcción [USD] 4.346.459 4.114.468 325.689 851.544
Eventualidades [USD] 2.740.159 2.593.904 205.326 536.843
Costos de capital fijo [USD] 39.496.087 37.387.995 2.959.520 7.737.941
Costos de capital de trabajo [USD] 5.924.413 5.608.199 443.928 1.160.691
Costo de inversión CAPEX [USD] 45.420.500 42.996.194 3.403.448 8.898.632

Tabla 6.13: Costo de inversión total para el proceso de transporte de agua liquida,
hidrógeno gaseoso, oxígeno gaseoso y oxígeno liquido.

Costo
Costo
total
Adquisición de equipos [USD] 20.952.522
Instalación del equipo adquirido [USD] 8.800.059
Instrumentación y controles [USD] 4.400.030
Cañerías y tuberías [USD] 8.800.059
Instalaciones eléctricas [USD] 4.400.030
Obras civiles [USD] 4.400.030
Mejoras del terreno [USD] 1.676.202
Instalaciones de servicios [USD] 10.476.261
Ingeniería y supervisión [USD] 7.961.958
Gastos de construcción [USD] 9.638.160
Eventualidades [USD] 6.076.231
Costos de capital fijo [USD] 87.581.542
Costos de capital de trabajo [USD] 13.137.231
Costo de inversión CAPEX [USD] 100.718.774

284
6.1.5. Costos de inversión uso en celdas de combustible
El uso de hidrógeno en las celdas de combustible para electricidad comprende las dos estaciones
de hidrógeno para los edificios MB-TPC y CAA, los cuales se abastecen de hidrógeno para la ge-
neración eléctrica y almacenamiento del agua producto del proceso.

Al igual que los electrolizadores el costo de adquisición para una celda de combustible con tec-
nología PEM se define por la cantidad de potencia de la celda, para la presente evaluación se utiliza
un costo específico de 1.463 USD/kW, obtenido en base a un estudio sobre el diseño y análisis de
costos de estaciones de reabastecimiento de hidrógeno basados en diferentes fuentes de hidrógeno
y configuraciones de planta [66].

Para el costo de los inversores se toma como referencia un inversor de 1.100 kW AC con un
costo de 15.400 USD al año 2020 [15], por lo que se utiliza la Ecuación 6.2, dada la potencia de
operación AC presente en la Tabla 5.4 a 45o C, así como un factor de potencia de 0,99, y un expo-
nente de capacidad de m = 0,8. Ajustando el costo del 2020 al 2022 mediante la Ecuación 6.1, y el
IPP del año 2022 dado por el Banco central [62].

Para el costo de los intercambiadores de calor se utiliza la plataforma de estimación de costos

Matches [63] tomando como referencia un intercambiador de calor de doble tubo, pequeño de alu-
minio de 150 Psi para el hidrógeno, acero inoxidable 410 de 150 Psi para el agua, e ingresando el
área de intercambio obtenida. Ajustando el precio del año 2014 al 2022 mediante la Ecuación 6.1,
y el IPP dado por el Banco central [62].

Para los estanques de almacenamiento se utiliza la plataforma de estimación de costos Matches

[63] tomando como referencia un estanque horizontal de extremos redondos de acero inoxidable
347 para el agua, plástico reforzado con fibras de vidrio para el hidrógeno, e ingresando el volumen
obtenido. Ajustando el precio del año 2014 al 2022 mediante la Ecuación 6.1, y el IPP dado por el
Banco central [62].

En base a lo anterior y la Tabla 6.2 se obtienen los costos de inversión para las estaciones de
abastecimiento de electricidad y almacenamiento de agua del Hospital Regional de Concepción,
presentes en las Tablas 6.14, 6.15.

Tabla 6.14: Costos de adquisición de equipos de las estaciones de abastecimiento

de electricidad y almacenamiento de agua del Hospital Regional de Concepción.

Equipo Estación MB-TPC Estación CAA

Capacidad instalada celdas [kW] 1.988 1.420
Costo específico adquisición celdas [USD/kW] 1.463 1.463
Celdas de combustible [USD] 2.908.444 2.077.460
Inversores [USD] 83.823 55.882
Intercambiador calor hidrógeno [USD] 1.578 1.335
Enfriador agua [USD] 1.457 1.214
Estanques hidrógeno [USD] 327.720 260.234
Estanque de agua [USD] 331.847 263.390

285
 Tabla 6.15: Costo de inversión para el uso de hidrógeno en celdas de combustible
del Hospital Regional de Concepción.

Costo Estación MB-TPC Estación CAA Costo total

Adquisición de equipos [USD] 3.658.320 2.662.398 6.320.718
Instalación del equipo adquirido [USD] 1.536.494 1.118.207 2.654.701
Instrumentación y controles [USD] 768.247 559.104 1.327.351
Cañerías y tuberías [USD] 1.536.494 1.118.207 2.654.701
Instalaciones eléctricas [USD] 768.247 559.104 1.327.351
Obras civiles [USD] 768.247 559.104 1.327.351
Mejoras del terreno [USD] 292.666 212.992 505.657
Instalaciones de servicios [USD] 1.829.160 1.331.199 3.160.359
Ingeniería y supervisión [USD] 1.390.161 1.011.711 2.401.873
Gastos de construcción [USD] 1.682.827 1.224.703 2.907.530
Eventualidades [USD] 1.060.913 772.095 1.833.008
Costos de capital fijo [USD] 15.291.776 11.128.823 26.420.600
Costos de capital de trabajo [USD] 2.293.766 1.669.324 3.963.090
Costo de inversión CAPEX [USD] 17.585.543 12.798.147 30.383.689

6.1.6. Costos de inversión uso en red de gas

El uso de hidrógeno en la red de gas del Hospital Regional de Concepción comprende la estación
de inyección a la red de gas de la Central Térmica.

Para el costo de los intercambiadores de calor se utiliza la plataforma de estimación de cos-

tos Matches [63] tomando como referencia un intercambiador de calor de doble tubo, pequeño
de aluminio de 150 Psi para el hidrógeno, e ingresando el área de intercambio obtenida. Ajustan-
do el precio del año 2014 al 2022 mediante la Ecuación 6.1, y el IPP dado por el Banco central [62].

Para los estanques de almacenamiento se utiliza la plataforma de estimación de costos Matches

[63] tomando como referencia un estanque horizontal de extremos redondos de plástico reforzado
con fibras de vidrio para el hidrógeno, e ingresando el volumen obtenido. Ajustando el precio del
año 2014 al 2022 mediante la Ecuación 6.1, y el IPP dado por el Banco central [62].

En base a lo anterior y la Tabla 6.2 se obtienen los costos de inversión para las estaciones de
abastecimiento de electricidad y almacenamiento de agua del Hospital en las Tablas 6.16 y 6.17.

Tabla 6.16: Costos de adquisición de los principales equipos para la estación de

inyección de hidrógeno en la red de gas del Hospital Regional de Concepción.

Equipo Costo adquisición [USD]

Intercambiador de calor 728
Estanque de hidrógeno 29.009

286
 Tabla 6.17: Costos de inversión para la estación de inyección de hidrógeno en la
red de gas del Hospital Regional de Concepción.

Adquisición de equipos [USD] 29.738

Instalación del equipo adquirido [USD] 12.490
Instrumentación y controles [USD] 6.245
Cañerías y tuberías [USD] 12.490
Instalaciones eléctricas [USD] 6.245
Obras civiles [USD] 6.245
Mejoras del terreno [USD] 2.379
Instalaciones de servicios [USD] 14.869
Ingeniería y supervisión [USD] 11.300
Gastos de construcción [USD] 13.679
Eventualidades [USD] 8.624
Costos de capital fijo [USD] 124.303
Costos de capital de trabajo [USD] 18.645
Costo de inversión CAPEX [USD] 142.948

La Tabla 6.18 y Figura 6.1 resumen los resultados para el costo de inversión del proyecto de
abastecimiento de energía del Hospital Regional de Concepción mediante hidrógeno verde.

Tabla 6.18: Resultados finales para el costo de inversión del proyecto de abasteci-
miento de hidrógeno y oxígeno Hospital Regional de Concepción.

Costo de Costos de Costos de

Sistema capital fijo capital de trabajo inversión CAPEX
[USD] [USD] [USD]
Energía eólica 12.660.000 1.899.000 14.559.000
Electrolisis 35.481.891 5.322.284 40.804.175
Almacenamiento 12.113.859 1.817.079 13.930.938
Transporte 87.581.542 13.137.231 100.718.774
Electricidad celdas de combustible 26.420.600 3.963.090 30.383.689
Inyección red de gas 124.303 18.645 142.948
Costo total [USD] 174.382.195 26.157.329 200.539.525

287
 Figura 6.1: Distribución del costo de inversión del proyecto de abastecimiento de
hidrógeno y oxígeno del Hospital Regional de Concepción

6.2. Determinación de costos fijos en la operación Opex

Durante el transcurso de vida del proyecto existen gastos de capital asociados a la mantención,
operación o mejora de los equipos del proyecto (Operating Expenses Opex).

Tabla 6.19: Elementos asociados al costo fijo de operación.

Mantenciones
Personal de operación
Seguros
Costos de operación (OPEX) Gastos generales
Insumos de operación
Arriendo terreno
Energía

Para efectos de la presente evaluación el costo fijo de operación del proyecto se obtiene mediante
la Ecuación 6.3.

C f = Cm +Ca +Ct +Ce (6.3)

• C f [USD/año]: Costo fijo en la operación.

• Cm [USD/año]: Costo de operación y mantenimiento (Mantenciones, Seguros y gastos gene-
rales).
• Ca [USD/año]: Costo asociado al consumo de agua externo.
• Ct [USD/año]: Costo asociado al arriendo de terreno.
• Ce [USD/año]: Costo asociado al consumo de energía.

288
• El costo de operación y mantenimiento (Cm ) usualmente se estima como un porcentaje del
costo de capital fijo fluctuando entre el 1 al 3 % [2] [15] [58] [61] . La Tabla 6.20 muestra
el costo de operación y mantenimiento como porcentaje del costo de capital fijo asociado al
proyecto.

Tabla 6.20: Costo de operación y mantenimiento (Cm ) como porcentaje del costo
de capital fijo asociado al proyecto de abastecimiento de hidrógeno y oxígeno del
Hospital Regional de Concepción.

Porcentaje del Costo de operación

Sistema capital fijo y mantenimiento
[ %] [USD/año]
Energía eólica 1,5 189.900
Electrolisis 2,5 887.047
Almacenamiento 2 242.277
Transporte 2 1751.631
Electricidad celdas de combustible 2 528.412
Inyección red de gas 2 2.486
Costo total 12 3.601.753

• Si bien existe una recuperación del 92 % del agua para el proceso de electrolisis por las celdas
de combustible, se tiene un consumo de agua externo tal como se ve en la Tabla 5.87. En
base a la Tabla 5.87 y la densidad del agua en el estanque de almacenamiento de la planta de
electrolisis presente en la Tabla 5.89, se obtiene la Tabla 6.21 que señala el consumo de agua
de un agente externo.

Tabla 6.21: Consumo de agua de un agente externo planta de electrolisis.

Consumo agua Consumo agua

Mes externo externo
[kg/mes] [Nm3 /mes]
Enero 167.275 168
Febrero 116.756 117
Marzo 95.757 96
Abril 23.273 23
Mayo 0 0
Junio 0 0
Julio 0 0
Agosto 0 0
Septiembre 0 0
Octubre 0 0
Noviembre 0 0
Diciembre 39.066 39
Consumo total anual 442.128 443

La empresa que surte de agua a la región del Bio Bio corresponde a Essbio S.A, la planta de

289
 producción se ubica cerca de la localidad de Florida con lo cual pertenece al Grupo tarifario 2
Cuenca del Bio Bio. Los costos fijos y variables de la empresa hacia el Grupo 2 se presentan
en las Tablas 6.22 y 6.23 [67].

Tabla 6.22: Cargo fijo por cliente Essbio Grupo 2 Cuenca del Bio Bio [67].

Tipo de costo Costo [$/mes] Costo [USD/mes]

Costo fijo C f a 714 0,90

Tabla 6.23: Cargos variables por cliente Essbio Grupo 2 Cuenca del Bio Bio [67].

Tipo de costo Costo [$/Nm3 ] Costo [USD/Nm3 ]

Costo variable periodo no punta (Abril-Noviembre) Cvi 655,07 0,83
Costo variable periodo punta (Diciembre a Marzo) Cvi 657,85 0,83

El costo de consumo de agua exterior (Ca ) se obtiene mediante la Ecuación 6.4.

12
Ca = ∑ (Cvi · Qai +C f a ) (6.4)
i=1

donde:

– Ca [USD/año]: Costo anual del consumo de agua exterior planta electrolisis.

– Cvi [USD/Nm3 ]: Costo variable del agua del mes i.
– Qai [Nm3 /mes]: Consumo de agua exterior del mes i de la planta de electrolisis.
– C f a [USD/mes]: Costo fijo del consumo de agua exterior por mes.

Evaluando la Ecuación 6.4 en las Tablas 6.21, 6.22 y 6.23, se obtienen las Tablas 6.24 y 6.25.

Tabla 6.24: Costo mensual del agua de un agente externo de la planta de electroli-
sis.

Costo agua Ca Costo variable Ca

Mes
[$/mes] [USD/mes]
Enero 111.087 140
Febrero 77.753 98
Marzo 63.897 81
Abril 16.070 20
Mayo 714 1
Junio 714 1
Julio 714 1
Agosto 714 1
Septiembre 714 1
Octubre 714 1
Noviembre 714 1
Diciembre 26.491 2

290
 Tabla 6.25: Costo anual del agua de un agente externo de la planta de electrolisis.

Costo agua anual Ca Costo agua anual Ca

[$/año] [USD/año]
300.297 347

• Usualmente los grandes proyectos de generación de energía arriendan el terreno en lugar de su

compra, el costo de arriendo del terreno usualmente depende del área de terreno utilizada. To-
mando como referencia la venta de un terreno en las cercanías de la planta, el costo específico
de terreno para efectos de la evaluación del proyecto se presenta en la Tabla 6.26 [68].

Tabla 6.26: Costo específico del arriendo de terreno de la planta de electrolisis

[68].

Costo específico terreno Cet Costo específico terreno Cet

[$/m2 año] [USD/m2 año]
24 0,031

En base a las fichas técnicas de los equipos principales, así como los resultados obtenidos en
la ingeniería básica se realiza una estimación del área utilizada por los diferentes sistemas de
la planta de producción, fijando un área para servicios generales del 80 % del área total utili-
zada por los equipos.

Para los aerogeneradores Windtec DD 3000-140 se realiza una disposición en linea perpen-
dicular a los vientos dominantes L p , con una separación de 4 diámetros del rotor, L p = 4 · D,
por lo que con diámetro de D = 140 m, el largo del área de terreno utilizada es de L = 3 · L p =
2.240 m, el ancho del área utilizada se aproxima al diámetro del rotor de W = D = 140 m, de
este modo el área de terreno utilizada por el campo eólico para electrolisis es de At = L ·W =
235.200 m2 . Para los aerogeneradores EWT DW54-500 se realiza la misma disposición, para
un diámetro del rotor de D = 54 m, la separación perpendicular a los vientos dominantes es
de L p = 4 · D, el largo del área de terreno utilizada es de L = 2 · L p = 432 m, el ancho del área
utilizada es de W = D = 54 m, de este modo el área de terreno utilizada por el campo eólico
para el almacenamiento es de At = L ·W = 23.328 m2 .

Para el área utilizada por los electrolizadores ArevaH2Gen Elyte 200 se estima en base al
electrolizador HyLYZER-200 de la compañía Hydrogenys de similares características con una
producción de 200 Nm3 /h [69], el cual ocupa un área de terreno de At = 18 m x 11 m = 198 m2 .

En el caso de los intercambiadores de calor el área de intercambio térmico (Ai ) obtenida es el

área del manto del cilindro interior, si su radio interno es r y su largo es L, el área de intercam-
bio es Ai = 2 ·π ·r ·L, el área horizontal de terreno del cilindro interno sera At = 2 ·r ·L = Ai /π.
Para efectos de la presente evaluación el área horizontal de terreno que utilizan los intercam-
biadores de calor es de At = 4 · r · L = 2 · Ai /π. De este modo se estima el área que utilizan los
intercambiadores en base a la máxima área de intercambio térmico obtenida en cada sistema.

291
Para los sistemas de compresión se utilizan las dimensiones de un compresor alternativo de
diafragma PDC-13 de 4,5 x 2,4 m con una compresión de 30 a 500 bar de hidrógeno a un
flujo de 1.000 kg/dia [70]. El área de terreno de referencia se fija en Ar = 4,5 m x 2,4 m=
10,8 m2 a un flujo de ṁr = 1.000 kg/dia. El flujo de hidrógeno nominal es de ṁeH2 n = 3.456
kg/dia, Tabla 5.109, y el flujo nominal de oxígeno gaseoso en estado estacionario es de ṁeO2 n
= 73.186 kg/dia, Tabla 5.141. De este modo realizando una proporcionalidad directa, el área
de terreno de un compresor de hidrógeno se puede estimar como AtH2 = ṁeH2 n · Ar /ṁr = 37
m2 , y la de un compresor de oxígeno gaseoso como AtO2 = ṁeO2 n · Ar /ṁr = 790 m2 .

Para los estanques de almacenamiento se espera la instalación de estanques verticales de tal

manera de minimizar el área de terreno que utilizan, en base a esto el área de terreno que uti-
lizan los estanques se estima en base al radio interno (r) y el espesor total de pared (t), siendo
At = π · (r + t)2 .

En el caso de los camiones Hyundai modelo Xcient Fuel Cell junto con el trailer abierto del
fabricante DSV, el largo total se estima en L = 20 m y el ancho en W = 2,55 m, de este modo
el área de terreno utilizada por un camión sera de At = L ·W = 51 m2 . En la planta se espera
tener 3 estaciones de carga, cuya área de terreno se aproxima al área utilizada por un camión.

Por ultimo para la bomba de agua se estima que el área de terreno utilizada es 1,5 veces el área
del calentador de agua. El área de terreno utilizada por el expansor del ciclo de licuefacción
se aproxima al área de terreno de un compresor de oxígeno gaseoso. Y el área de terreno uti-
lizada por el separador del ciclo de licuefacción se aproxima al área de terreno de un estanque
de oxígeno liquido.

En base a los supuestos antes mencionados y el número de equipos por sistema se obtiene la
estimación del área de terreno que utiliza cada parte de la planta de hidrógeno verde y oxígeno,
presente en la Tabla 6.27.

Tabla 6.27: Estimación del área utilizada por los sistemas de la planta de electroli-
sis.

Área aerogeneradores [m2 ] 258.528

Área electrolisis [m2 ] 1.783
Área compresión hidrógeno [m2 ] 196
Área compresión oxígeno [m2 ] 3.971
Área licuefacción oxígeno [m2 ] 815
Área camiones y estaciones de carga [m2 ] 1.683
Área de estanque agua liquida [m2 ] 41
Área de estanques hidrógeno gaseoso [m2 ] 205
Área de estanque oxígeno gaseoso [m2 ] 65
Área de estanques oxígeno liquido [m2 ] 19
Área de servicios generales [m2 ] 213.844
Área total [m2 ] 481.150

En base a la Tabla 6.26 y la Tabla 6.27, se obtiene la Tabla 6.28 con el costo de arriendo del

292
 terreno para la planta de electrolisis, calculado mediante la Ecuación 6.5.

Ct = Cet · At (6.5)

– Ct [USD/año]: Costo de arriendo de terreno.

– Cet [USD/m2 año]: Costo específico de arriendo de terreno.
– At [m2 ]: Área de terreno utilizada.

Tabla 6.28: Costos de arriendo de terreno (Ct ) asociado al proyecto de abasteci-

miento de hidrógeno y oxígeno del Hospital Regional de Concepción.

Costo arriendo
Sistema terreno
[USD/año]
Aerogeneradores 7.975
Electrolisis 55
Compresión hidrógeno 6
Compresión oxígeno 123
Licuefacción oxígeno 25
Camiones y estaciones de carga 52
Estanque de agua liquida 1
Estanques hidrógeno gaseoso 6
Estanque oxígeno gaseoso 2
Estanques oxígeno liquido 1
Servicios generales 6.597
Costo total [USD/año] 14.842

• El costo de energía del proyecto se obtiene mediante la Ecuación 6.6.

Ce = Pe · Qe (6.6)

donde:

– Ce [USD/año]: Costo de consumo de energía.

– Pe [USD/kwh]: Precio de venta de la energía en la zona de interés.
– Qe [kwh/año]: Cantidad de energía consumida.

Dado que la energía se obtiene mediante fuentes renovables se tiene que el Pe = 0 USD, por lo
que el costo de consumo de energía es de Ce = 0 USD/año.

La Tabla 6.29 y Figura 6.2 resumen los costos fijos de operación del proyecto de abastecimiento
de hidrógeno y oxígeno del Hospital Regional de Concepción.

293
 Tabla 6.29: Resultados finales para el costo fijo de operación del proyecto de abas-
tecimiento de hidrógeno y oxígeno del Hospital Regional de Concepción.

Costo
Tipo de costo
[USD/año]
Costo de operación y mantenimiento Cm 3.601.753
Costo de consumo de agua Ca 347
Costo de arriendo de terreno Ct 14.842
Costo de consumo de energía Ce 0
Costo de fijo operación total OPEX C f 3.619.943

Figura 6.2: Distribución del costo fijo en la operaciónón del proyecto de abasteci-
miento de hidrógeno y oxígeno del Hospital Regional de Concepción.

6.3. Determinación de costos variables en la operación Opex

Para efectos de la presente evaluación el costo variable en la operación del proyecto se asume
con valor nulo.

6.4. Determinación de los costos de reemplazo de equipos Re-

plex
En todo proyecto los equipos poseen una duración para su funcionamiento, la vida útil, y mu-
chos deben ser reemplazados a lo largo del proyecto. Los costos de capital para el reemplazo de los
equipos (Replacement Expenses Replex) deben ser abordados en la evaluación económica [66].

En el presente proyecto los equipos críticos constituyen las tecnologías de electrolizadores, cel-
das de combustible y los camiones que funcionan con celdas de combustible. La vida útil de estos
activos se lista en la Tabla 6.30 [2] [71] [72].

294
 Tabla 6.30: Vida útil de los activos críticos.

Activo Vida útil [h] Vida útil [años]

Electrolizadores 60.000 6,8
Celdas de combustible 40.000 4,6
Camiones 131.400 15

De este modo se propone el reemplazo de los electrolizadores cada 6 años, de las celdas de com-
bustible cada 4 años y de los camiones a celda de combustible cada 15 años.

El costo de reemplazo de los equipos se expresa usualmente como un porcentaje del costo de
capital fijo o del costo de adquisición como se ve en la Tabla 6.31 [66] [73].

Tabla 6.31: Costos de reemplazo de los activos críticos del proyecto.

Activo Costo de reemplazo [ %] Costo reemplazo [USD]

Electrolizadores 50 % costo de capital fijo activo 16.926.000
Celdas de combustible 40 % costo de capital fijo activo 8.336.431
Camiones 100 % costo de adquisición activo 12.805.542

6.5. Determinación de ingresos por venta de hidrógeno y oxí-

geno
Los ingresos por venta de hidrógeno y oxígeno se obtienen mediante la Ecuación 6.7.
12 QO2 gi
I = PH2 · QH2 + ∑ (PO2 g · QO2 gi + PcO2 g · · ni ) + PO2 L · QO2 L (6.7)
i=1 Vt
donde:

• I [USD/año]: Ingresos por venta de hidrógeno y oxígeno.

• PH2 [USD/kg]: Precio de venta del hidrógeno.
• QH2 [kg/año]: Cantidad de hidrógeno vendida anual.
• PO2 g [USD/Nm3 ]: Precio de venta del oxígeno gaseoso.
• PcO2 g [USD/cilindro − dia]: Precio de arriendo cilindros de oxígeno gaseoso.
• QO2 gi [Nm3 /mes]: Cantidad de oxígeno gaseoso vendido en el mes i.
• Vc [Nm3 ]: Volumen de los cilindros de oxígeno gaseoso medicinal.
• ni : Número de días del mes i.
• PO2 L [USD/Nm3 ]: Precio de venta oxígeno liquido.
• QO2 L [Nm3 /año]: Cantidad de oxígeno liquido vendido anual.

295
 En base a datos de boletas de consumo entregados por el Centro de Responsabilidad de Ope-
raciones del Hospital Regional de Concepción, se poseen los siguientes valores referenciales de
precio de energía eléctrica, gas natural, oxígeno gaseoso y oxígeno liquido al año 2022 presentes
en la Tabla 6.32 y 6.33.

Tabla 6.32: Costos en peso chileno al año 2022 de los insumos consumidos por el
Hospital Regional de Concepción en base a datos proporcionados por el Centro de
Responsabilidad de Operaciones.

Insumo Costo Empresa

Energía eléctrica [$/kwh] 11,91 CGE Distribución
Gas natural [$/Nm3 ] 888 Gas sur S.A
Oxígeno gaseoso [$/Nm3 ] 1.947 Linde Gas Chile S.A
Oxígeno gaseoso [$/cilindro-día] 153 Linde Gas Chile S.A
Oxígeno liquido [$/Nm3 ] 224 Indura S.A

Tabla 6.33: Costos en dolares EE.UU al año 2022 de los insumos consumidos por
el Hospital Regional de Concepción en base a datos proporcionados por el Centro
de Responsabilidad de Operaciones

Insumo Costo Empresa

Energía eléctrica Ce [USD/kwh] 0,02 CGE Distribución
Gas natural Cg [USD/Nm3 ] 1,14 Gas sur S.A
Oxígeno gaseoso CO2 g [USD/Nm3 ] 2,50 Linde Gas Chile S.A
Oxígeno gaseoso CcO2 g [USD/cilindrodia] 0,20 Linde Gas Chile S.A
Oxígeno liquido CO2 L [USD/Nm3 ] 0,29 Indura S.A

El costo de generación eléctrica mediante hidrógeno verde se obtiene mediante la Ecuación 6.8,
y el costo de generación térmica del hidrógeno verde se obtiene mediante la Ecuación 6.9.

CeH2 = PH2 ·Cc (6.8)

CtH2 = PH2 · ρH2 (6.9)

donde:

• CeH2 [USD/kwh]: Costo de generación eléctrica mediante hidrógeno verde.

• PH2 [USD/kg]: Precio de venta del hidrógeno verde.
• Cc [kg/kwh]: Consumo de hidrógeno para la energía eléctrica celda de combustible.
• CtH2 [USD/Nm3 ]: Costo de generación térmica mediante hidrógeno verde.
• ρH2 [kg/Nm3 ]: Densidad del hidrógeno en condiciones normales de presión y temperatura.

296
6.6. Determinación de depreciaciones de equipos
La depreciación es la distribución del costo del activo como gasto en los períodos en que presta
sus servicios, es consecuencia del deterioro u obsolescencia del activo. La depreciación no es un
flujo de caja, pero se influye en el flujo de caja de impuestos, ya que es considerado tributariamente
como un gasto [57].

Para el presente proyecto se utiliza un modelo de depreciación lineal donde la depreciación del
activo se obtiene mediante la Ecuación 6.10 [57].
P
D= (6.10)
n
donde:
• D [USD/año]: Depreciación del activo.
• P [USD]: Costo de adquisición del activo.
• n [años]: Vida útil contable dada por el Servicio de Impuestos Internos (SII).
En base a la Ecuación 6.10, el costo de adquisición de los activos, y la Nueva Tabla de vida útil
de los bienes físicos del activo inmovilizado dada por el Servicio de Impuestos Internos (SII) [74],
se obtiene la depreciación de los activos dada en la Tabla 6.34.

Tabla 6.34: Depreciación lineal de los activos del proyecto de abastecimiento de

hidrógeno y oxígeno del Hospital Regional de Concepción.

Costo adquisición Vida útil contable Depreciación lineal

Componente
[USD] [años] [USD/año]
Aerogeneradores 9.495.000 10 949.500
Electrolizadores 8.100.000 15 540.000
Intercambiadores 55.470 15 3.698
Compresores 735.792 15 49.053
Bomba 1.174 15 78
Expansor 65.337 15 4.356
Separador 25.975 15 1.732
Camiones 12.805.542 7 1.829.363
Trailers 5.623.353 7 803.336
Contenedor 93.723 7 13.389
Estanques 5.480.573 10 548.057
Cilindros 563.357 8 70.420
Celdas de combustible 4.985.904 10 498.590
Inversores 139.705 10 13.971

6.7. Valor residual de los activos

Para la presente evaluación el valor de venta del activo al termino de su vida útil, o valor residual
de la inversión se considera como el 40 % del costo de adquisición del activo [57]. En base a lo
anterior se tiene el valor residual de los activos del proyecto presente en la Tabla 6.35.

297
 Tabla 6.35: Valor residual de los activos del proyecto de abastecimiento de hidró-
geno y oxígeno del Hospital Regional de Concepción.

Valor residual del activo

Componente
[USD]
Aerogeneradores 3.798.000
Electrolizadores 3.240.000
Intercambiadores 22.188
Compresores 294.317
Bomba 470
Expansor 26.135
Separador 10.390
Camiones 5.122.217
Trailers 2.249.341
Contenedor 37.489
Estanques 2.192.229
Cilindros 225.343
Celdas de combustible 1.994.362
Inversores 55.882

La ganancia (o pérdida) de capital es la diferencia entre el valor de venta del activo y su valor
libro. Donde el valor libro corresponde al valor inicial de adquisición del activo menos la deprecia-
ción acumulada. Para un modelo de depreciación lineal la ganancia (o perdida) de capital se obtiene
mediante la Ecuación 6.11 [57].

G/Pi = Ri − (P − i · D) (6.11)
donde:

• G/Pi [USD]: Ganancia o perdida de capital del año i.

• Ri [USD]: Valor residual o de venta del activo en el año i.
• P [USD]: Costo de adquisición del activo.
• D [USD/año]: Depreciación lineal del activo.
• i=1,...,n [años]: Año de venta del activo.
• n [años]: Vida útil del activo.

298
6.8. Desarrollo y resultados del flujo de caja
Para el desarrollo del flujo de caja se utilizan los siguientes supuestos:
• El horizonte de evaluación es de 25 años dado por la vida útil de los aerogeneradores [73].
• La planta se construye en el año cero y comienza a operar a plena capacidad el año 1.
• Se considera una tasa de descuento del 8 %.
• Se considera una tasa de impuesto de primera categoría del 27 %.
• Se considera un flujo de caja privado del proyecto puro, sin deuda.
• Se considera un flujo de caja privado del proyecto con deuda, solicitando un préstamo del
30 % del costo de capital fijo, con cuota fija a 25 años con una tasa de interés del 4 %.
El valor de la deuda inicial se obtiene mediante la Ecuación 6.12, la cuota fija mediante la
Ecuación 6.13, el interés mediante la Ecuación 6.14, la amortización mediante la Ecuación
6.15 y la deuda mediante la Ecuación 6.16.

D0 = f0 ·Cc f (6.12)

i · (1 + i)n
Ct = D0 · (6.13)
(1 + i)n − 1

It = i · Dt−1 (6.14)

donde:

– D0 [USD]: Deuda inicial del préstamo.

– f0 [ %]: Fracción del costo de capital fijo (CAPEX) que cubre el préstamo.
– Cc f [USD]: Costo de capital del proyecto (CAPEX).
– Ct [USD/año]: Cuota fija del préstamo del periodo t.
– i [ %]: Tasa de interés del préstamo.
– n [años]: Cantidad de periodos de pago del préstamo.
– t=1,...,n [años]: Periodo.
– It [USD/año]: Monto de interés en periodo t.

At = Ct − It (6.15)

Dt = Dt−1 − At (6.16)

donde:

– At [USD/año]: Amortización de la deuda en periodo t.

299
 – Ct [USD/año]: Cuota fija del préstamo del periodo t.
– It [USD/año]: Monto de interés en periodo t.
– Dt [USD/año]: Deuda pendiente en periodo t.
– n [años]: Cantidad de periodos de pago del préstamo.
– t=1,...,n [años]: Periodo.

• Se utilizan como indicadores económicos el valor actual neto (VAN), el cual es la suma de
los valores del flujo de caja actualizados al presente, obtenido mediante la Ecuación 6.17. Así
como la tasa interna de retorno (TIR), la cual es la tasa de descuento en la que el proyecto
genera VAN = 0, obtenida mediante la Ecuación 6.18 [75].

N
It −Ct
VAN = ∑ (1 + r)t (6.17)
t=1

N
It −Ct
0= ∑ (1 + T IR)t (6.18)
t=1

donde:

– VAN [USD]: Valor actual neto.

– TIR: Tasa interna de retorno
– It [USD/año]: Ingreso del año t.
– Ct [USD/año]: Costos del año t.
– r: Tasa de descuento.
– t=1,...,N: Año de evaluación.
– N [años]: Horizonte de evaluación.

El criterio de decisión es:

– VAN > 0 : conviene hacer el proyecto.

– VAN = 0 : indiferente.
– VAN < 0 : no conviene hacer el proyecto.
– TIR > r : conviene hacer el proyecto.
– TIR = r : indiferente.
– TIR < r : no conviene hacer el proyecto.

• El precio de venta del hidrógeno inicial: PH2 = 11,7 USD/kg [66].

• El precio de venta y arriendo de cilindros de oxígeno gaseoso medicinal inicial corresponde al
del Hospital Regional de Concepción de PO2 g = 2,5 USD/Nm3 y PcO2 g = 0,2 USD/cilindro-dia.
• El precio de venta del oxígeno liquido corresponde al del Hospital Regional de Concepción
de PO2 L = 0,29 USD/Nm3 .

300
 • Las cantidades anuales vendidas corresponden a la demanda de hidrógeno gaseoso, oxígeno
gaseoso y oxígeno liquido del Hospital Regional de Concepción.

En base a los supuestos anteriores y desarrollando el flujo de caja, mas detalles Anexo E, se obtie-
nen los indicadores económicos de la Tabla 6.36, donde el proyecto no es rentable económicamente
en ninguno de los casos, dados los precios y cantidades vendidas.

Tabla 6.36: Resultados flujo de caja proyecto puro y con deuda, con precios de
venta iniciales y cantidad vendida igual a la demanda del Hospital Regional de
Concepción.

Precio venta
Proyecto hidrógeno PH2 VAN [USD] TIR [ %]
[USD/kg]
Puro 12 -196.936.771 Indefinida
Deuda 30 % préstamo 12 -180.138.441 Indefinida

6.9. Análisis de sensibilidad

En vista que con las condiciones iniciales el proyecto resulta no rentable, se varia el precio de
venta del hidrógeno para determinar cual es el precio de venta tal que el proyecto sea económica-
mente factible. Del mismo modo se varia el porcentaje del préstamo para el flujo con deuda. Se
mantiene la cantidad vendida, así como los precios de venta del oxígeno gaseoso y liquido de tal
manera de priorizar la implementación del hidrógeno.

Las Tablas 6.37 y 6.38, así como las Figuras 6.3 y 6.4 muestran la variación del valor actual
neto (VAN) y la tasa interna de retorno (TIR) en función del precio de venta del hidrógeno y el
porcentaje del préstamo para el flujo de caja del proyecto puro y con deuda.

301
 Tabla 6.37: Variación del valor actual neto (VAN) con el precio de venta del hi-
drógeno gaseoso, así como el porcentaje del préstamo para el flujo de caja del
proyecto puro y con deuda.

Precio
VAN VAN VAN VAN
venta VAN
30 % 45 % 60 % 75 %
hidrógeno puro
préstamo préstamo préstamo préstamo
PH2 [USD]
[USD] [USD] [USD] [USD]
[USD/kg]
12 -194.603.104 -180.138.441 -171.854.764 -163.571.088 -155.287.412
16 -175.904.521 -158.233.452 -149.026.057 -140.201.569 -131.917.893
20 -158.790.892 -139.686.435 -129.600.768 -119.824.437 -110.284.783
24 -141.731.143 -122.581.181 -112.060.912 -101.557.413 -91.365.424
28 -124.671.395 -105.521.432 -95.001.163 -84.480.894 -73.960.625
32 -107.611.646 -88.461.683 -77.941.414 -67.421.145 -56.900.877
36 -90.551.897 -71.401.935 -60.881.666 -50.361.397 -39.841.128
40 -73.492.149 -54.342.186 -43.821.917 -33.301.648 -22.781.379
44 -56.432.400 -37.282.437 -26.762.168 -16.241.899 -5.721.630
48 -39.372.651 -20.222.688 -9.702.420 817.849 11.338.118
52 -22.312.902 -3.162.940 7.357.329 1.7877.598 28.397.867
56 -5.253.154 1.3896.809 2.4417.078 3.4937.347 45.457.616
60 11.806.595 30.956.558 41.476.827 51.997.095 62.517.364
64 28.866.344 48.016.306 58.536.575 69.056.844 79.577.113
68 45.926.092 65.076.055 75.596.324 86.116.593 96.636.862
72 62.985.841 82.135.804 92.656.073 103.176.342 113.696.610
76 80.045.590 99.195.552 109.715.821 120.236.090 130.756.359
80 97.105.338 116.255.301 126.775.570 137.295.839 147.816.108
84 114.165.087 133.315.050 143.835.319 154.355.588 164.875.857
88 131.224.836 150.374.799 160.895.067 171.415.336 181.935.605
92 148.284.585 167.434.547 177.954.816 188.475.085 198.995.354
96 165.344.333 184.494.296 195.014.565 205.534.834 216.055.103
100 182.404.082 201.554.045 212.074.314 222.594.582 233.114.851

302
 Tabla 6.38: Variación de la Tasa interna de retorno (TIR) con el precio de venta del
hidrógeno gaseoso, así como el porcentaje del préstamo para el flujo de caja del
proyecto puro y con deuda.

Precio
TIR TIR TIR TIR
venta TIR
30 % 45 % 60 % 75 %
hidrógeno puro
préstamo préstamo préstamo préstamo
PH2 [ %]
[ %] [ %] [ %] [ %]
[USD/kg]
12 Indefinida Indefinida Indefinida Indefinida Indefinida
16 Indefinida Indefinida Indefinida Indefinida Indefinida
20 Indefinida Indefinida Indefinida Indefinida Indefinida
24 Indefinida Indefinida Indefinida Indefinida Indefinida
28 Indefinida Indefinida Indefinida Indefinida Indefinida
32 0,90 Indefinida Indefinida Indefinida Indefinida
36 2,17 1,72 1,47 1,09 0,44
40 3,37 3,35 3,44 3,58 3,81
44 4,51 4,89 5,29 5,90 6,98
48 5,61 6,35 7,04 8,10 9,98
52 6,67 7,75 8,72 10,21 12,84
56 7,69 9,10 10,33 12,24 15,61
60 8,69 10,41 11,91 14,21 18,30
64 9,66 11,70 13,44 16,14 20,94
68 10,61 12,95 14,95 18,03 23,53
72 11,55 14,19 16,43 19,90 26,08
76 12,47 15,40 17,89 21,74 28,60
80 13,38 16,60 19,33 23,57 31,10
84 14,27 17,79 20,76 25,37 33,58
88 15,16 18,97 22,18 27,17 36,04
92 16,04 20,14 23,59 28,95 38,49
96 16,91 21,30 24,99 30,73 40,92
100 17,78 22,45 26,38 32,50 43,34

303
 Figura 6.3: Variación del valor actual neto (VAN) con el precio de venta del hidró-
geno gaseoso, así como el porcentaje del préstamo del flujo de caja del proyecto
puro y con deuda.

Figura 6.4: Variación de la tasa interna de retorno (TIR) con el precio de venta
del hidrógeno gaseoso, así como el porcentaje del préstamo del flujo de caja del
proyecto puro y con deuda.

En base a lo anterior, si la cantidad vendida corresponde a la demanda del Hospital Regional de

Concepción, manteniendo los precios de venta de oxígeno gaseoso y liquido actuales, el proyecto
de abastecimiento de hidrógeno verde es rentable con los parámetros mínimos que se listan en la
Tabla 6.39.

304
 Tabla 6.39: Precio de venta mínimo del hidrógeno verde para la factibilidad econó-
mica del proyecto de abastecimiento de hidrógeno y oxígeno del Hospital Regional
de Concepción para diferentes escenarios.

Precio venta
VAN TIR
Proyecto hidrógeno mínimo
[USD] [ %]
PH2 [USD/kg]
Puro 59 5.651.083 8,33
Deuda 30 % préstamo 54 5.366.935 8,43
Deuda 45 % préstamo 52 7.357.329 8,72
Deuda 60 % préstamo 49 5.082.787 8,64
Deuda 75 % préstamo 47 7.073.181 9,24

Evaluando las Ecuaciones 6.8 y 6.9 en las Tablas 6.39, 5.14 y 5.22, se obtiene a Tabla 6.40 que
compara el costo de generación de energía eléctrica y térmica actuales con la implementación del
proyecto de abastecimiento de hidrógeno y oxígeno al Hospital Regional de Concepción.

Tabla 6.40: Comparación del costo de generación eléctrica y térmica actuales del
Hospital Regional de Concepción versus el con hidrógeno verde para diferentes
escenarios.

Eléctrica Térmica
Generación
[USD/kwh] [USD/Nm3 ]
Costo actual Hospital 0,02 1,14
Costo con hidrógeno proyecto puro 3,84 4,86
Costo con hidrógeno proyecto deuda 30 % préstamo 3,51 4,45
Costo con hidrógeno proyecto deuda 45 % préstamo 3,38 4,28
Costo con hidrógeno proyecto deuda 60 % préstamo 3,19 4,04
Costo con hidrógeno proyecto deuda 75 % préstamo 3,1 3,9

305
Capítulo 7

Discusión

Del proyecto desarrollado anteriormente se establece la importancia del estudio del recurso re-
novable y de la demanda de energía en el caso de aplicaciones de uso estacionario, donde se puede
observar en el caso particular del Hospital Regional de Concepción, que su consumo es mayor en
los meses de invierno, y la generación renovable es menor en los meses de invierno, pero mayor
en los meses de verano. Por lo cual el hidrógeno permite, mediante su almacenamiento desde el
verano al invierno, el abastecimiento de manera constate y segura al recinto.

Dado el balance de masa utilizando el método de electrólisis del agua, la cantidad de oxígeno
producido versus la de hidrógeno generada sigue una proporción de 8:1 en términos de masa. Lo
anterior permite que el oxígeno sea utilizado en aplicaciones donde es requerido, teniendo una pro-
ducción de oxígeno renovable, contribuyendo a la mejora en la cadena de valor del hidrógeno. Y
en el caso de su uso en hospitales genera un bienestar social. Sin embargo existen desafíos para su
almacenamiento y uso, dado el alto volumen que utiliza el gas, y las bajas temperaturas de licuefac-
ción que posee, al compartir características similares al hidrógeno. En linea con lo anterior existe
el desafió futuro de la utilización del oxígeno remanente no utilizado por el Hospital.

Por otro lado la proporción de agua utilizada versus hidrógeno generado en el proceso de elec-
trolisis es de 9:1 en términos de masa. El uso combinado de electrolizadores junto con celdas de
combustible permite un proceso recirculante del agua consumida, en particular en este proyecto
se recicla el 94 % del agua consumida, lo que contribuye a disminuir los costos de operación du-
rante el desarrollo del proyecto. Sin embargo, el transporte del agua desde el Hospital a la planta
en camiones contribuye a elevar los costos de inversión y reemplazo, dada la alta cantidad que se
necesita en comparación a los otros compuestos.

Del mismo modo, si bien se proyecta el aumento del uso del hidrógeno en muchos sectores ener-
géticos, tanto el almacenamiento como el transporte generan desafíos a nivel ingenieril, dadas las
altas presiones de los estanques gaseosos y las bajas temperaturas de los estanques criogénicos. Si
bien el método de compresión utilizado es mas simple y tiene menor gasto energético, la densi-
dad obtenida es menor en comparación a la licuefacción. Esto genera que en aplicaciones donde
el hidrógeno deba ser almacenado durante mucho tiempo, se necesite la utilización de materiales
de mayor resistencia mecánica, y de bajo peso, como son los materiales compuestos. Así como se
debe utilizar una gran cantidad de estanques.

También se tiene que, si bien la producción de hidrógeno con fuentes renovables contribuye a

306
disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero, si este es transportado mediante la utili-
zación de fuentes no renovables, como lo son camiones de ruta que funcionan con combustibles
tradicionales, no existe una disminución total de la huella de carbono. En el presente proyecto se
aborda dicha problemática ideando un sistema de transporte sustentable y cero emisiones, de tal
forma de visibilizar el ciclo de vida del hidrógeno desde su generación, almacenamiento, transpor-
te y uso estacionario, planteando los desafíos y oportunidades que tiene cada parte del sistema.

Por ultimo, en la linea de la evaluación económica y análisis de sensibilidad, se obtiene que el

precio de venta del hidrógeno mínimo mas competitivo es de 47 USD/kg para una factibilidad eco-
nómica, siendo un precio mayor en comparación al precio referencial del hidrógeno de 12 USD/kg
en el mercando. Teniendo un costo 3 veces mayor para la generación térmica del gas natural y 155
veces mayor para la generación eléctrica en el Hospital Regional de Concepción. De este modo la
venta de hidrógeno a ese precio no es competitiva con el mercado, y no constituye una mejora en
los costos operacionales del Hospital, por lo que no es posible su implementación como se plantea
en el presente estudio.

Al analizar los costos de inversión, el mayor porcentaje del CAPEX corresponde al transporte de
los compuestos con un 50,2 % y el sistema de electrólisis con un 20,3 %. Para el caso del sistema de
transporte se debe a la baja densidad energética obtenida del proceso de compresión si se compa-
ración a la licuefacción. Lo anterior, sumado al alto tiempo de almacenamiento de los compuestos,
genera que sea necesario un alto número de camiones para su traslado, y una gran cantidad de ma-
terial de alta resistencia para los estanques de almacenamiento, elevando así los costos. A lo que
se suma que las tecnologías de camiones con celdas de combustibles son nuevas en el mercado, lo
que contribuye a que sea elevado su costo, junto con los costos de reemplazo de la tecnología dada
su vida útil.

En linea con lo anterior si bien existe una gran cantidad de proveedores de electrolizadores y
celdas de combustible su costo de adquisición aún es elevado, aumentando el costo de inversión.
Del mismo modo la baja vida útil de estos equipos genera costos de reemplazo a lo largo del
proyecto, teniendo reinversiones de capital. Es así que al establecer un proyecto invirtiendo en toda
la cadena de valor del hidrógeno verde, desde la producción hasta el uso final, se generan costos
excesivos que no lo hacen factible económicamente.

307
Capítulo 8

Conclusiones

El presente trabajo entrega aspectos técnicos y económicos de la cadena de valor del hidrógeno
verde, desde la generación renovable hasta su utilización en el ámbito de generación estacionaria.
De este modo se identifican los usos actuales que tiene este energético principalmente en la indus-
tria química para la producción de amoniaco y refinación de metales, con una demanda actual en
Chile de 52.300 ton/año. Así como los usos potenciales en los medios de transporte, a través de
celdas de combustible, como lo son autos, buses, camiones de ruta y mineros. También los usos es-
tacionarios para la generación de energía eléctrica mediante celdas de combustible, para el consumo
directo, sistema de respaldo y almacenamiento en los periodos punta. Y por ultimo la inyección,
en combinación con gas metano, a las redes de gas para la generación de energía térmica, teniendo
una demanda proyectada de 254.000 ton/año.

Lo anterior ha generado el interés por parte del estado para la masificación del hidrógeno para
exportación, con lo cual se están implementando proyectos pilotos para dichas aplicaciones en el
marco de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde. De este modo se escoge una aplicación es-
tacionaria que corresponde al abastecimiento de energía eléctrica y térmica, así como oxígeno al
Hospital Regional de Concepción. Dado que es un sector crítico en la sociedad en el contexto de
pandemia, posee un alto consumo energético y permite integrar más de un uso de este energético.
Del mismo modo permite dar a conocer en el ámbito público y privado las potencialidades del hi-
drógeno verde con cero emisiones de GEI.

Dado un análisis de ingeniería conceptual se establece la generación de energía eléctrica median-

te celdas de combustible para el empalme de 2.000 kVA del edificio Monoblock (MB) y Torre de
Pacientes Críticos (TPC), así como el de 1.500 kVA del Centro de Atención Ambulatoria (CAA),
existiendo una demanda de energía eléctrica de 8.292 MWh/año. Es así que se selecciona la tec-
nología de celda de Membrana de intercambio protónico (PEMFC), pues posee rápidos tiempos de
partida y estabilidad ante fluctuaciones en la carga.

Así también se establece la inyección de un porcentaje de volumen de hidrógeno a la red de gas

natural del recinto, teniendo un consumo de gas 1.287.918 Nm3 /año a 50 mbar y 15o C, con una
demanda de energía térmica de 12.529 MWh/año. Por ultimo se cuantifica que existe una demanda
de oxígeno gaseoso de 16.782 Nm3 /año mediante el uso principal de cilindros mediliev de 1 Nm3 a
200 bar de presión, y una demanda de oxígeno liquido de 346.859 Nm3 /año mediante un estanque
criogénico de 19.166 Nm3 a 12 bar y -183o C.

308
 Para la producción de hidrógeno se establece la utilización del método de electrólisis de mem-
brana de intercambio protónico (PEM) separando la molécula de agua en hidrógeno y oxígeno,
utilizando energía eólica en una planta ubicada a 52 km del Hospital en las cercanías de la locali-
dad de la Florida. Lo anterior dado que la electrólisis es una tecnología madura y permite producir
oxígeno de alta pureza, así como la existencia de una alta disponibilidad del recurso viento en la
zona.

Para el método de almacenamiento se escoge la compresión mediante multietapa con refrigera-

ción intermedia para el hidrógeno y oxígeno gaseoso, dado el menor uso de equipos y energía, así
como menores costos de producción. Para el oxígeno líquido se establece el ciclo de licuefacción
de Claude integrándolo al ciclo de compresión del oxígeno gaseoso, tal de tener un menor costo en
equipamiento. Del mismo modo para el transporte desde la planta al uso final, en la mira de un sis-
tema cero emisiones durante todo el proceso y las proyecciones del uso de hidrógeno en transporte,
se establece el traslado mediante camiones de ruta que funcionan con celdas de combustible, con
estaciones de carga en la planta de producción. Así como la recuperación del agua producida por
las celdas de combustible del Hospital para ser reutilizada por la planta de producción.

Del desarrollo de la ingeniaría básica se establece la utilización de un total de 48 celdas de

combustible Proton Motor modelo PM 400 Stack Module 240 de 71 kW y 5 inversores Sungrow
modelo SG1500UD para el abastecimiento de energía eléctrica, con una demanda de hidrógeno de
542 ton/año. Así también la inyección de un 5 % de volumen de hidrógeno a la red de gas, dada la
tolerancia de inyección de las calderas y quemadores de la Central Térmica. Por lo que mediante un
balance de energía térmica se establece una demanda de hidrógeno de 5,4 ton/año para la red de gas.

Para el transporte de hidrógeno son necesarios 13 camiones Hyundai modelo Xcient Fuel Cell,
con estanques cilíndricos de material compuesto de fibras continuas de carbono en una resina, así
como una cubierta interior de aluminio y exterior de acero inoxidable, con espesor total de 60 mm
a 700 bar y 35o C, capaces de transportar 1,9 ton de hidrógeno. Así también es necesario 1 camión
para el transporte de oxígeno gaseoso en cilindros mediliev de 1 Nm3 a 200 bar y 25o C, capaz
de transportar un total de 2,6 ton. Como 2 camiones para el transporte de oxígeno líquido en un
estanque cilíndrico de acero inoxidable aislado con poliuretano expandido y una cubierta de acero
inoxidable, con espesor total de 25 mm a 12 bar y -183o C, capaces de transportar 14,4 ton. Y 14
camiones para el transporte de agua en un estanque cilíndrico de acero inoxidable, de espesor total
0,3 mm a 1 bar y 25o C, capaces de transportar 15,7 ton. Es así que para el transporte de los com-
puestos 2 veces por semana al Hospital son necesarios 7,6 ton/año de hidrógeno.

De este modo en base al estudio de la generación renovable se establece que son necesarios
9 electrolizadores ArevaH2Gen modelo Elyte 200 de 1.000 kW, conectados a 3 turbinas eólicas
Windtec DD 3000-140 de 3.000 kW para el abastecimiento de hidrógeno y oxígeno. Teniendo una
producción de 591 ton/año de hidrógeno, 4.693 ton/año de producción de oxígeno y consumiendo
5.284 ton/año de agua.

Para el almacenamiento es necesario la utilización de 5 compresores alternativos para el hidró-

geno con una potencia total de 215,4 kW, capaces de llevar el hidrógeno de 30 bar y 35o C a 700
bar y 35o C. Así como 5 compresores alternativos con una potencia total de 252 kW para el oxígeno
gaseoso, capaces de llevarlo de 12 bar y 35o C a 235 bar y 35o C. Así también 13 intercambiadores
de calor de doble tubo con áreas de intercambio entre 1,25 a 9,46 m2 , generando oxígeno líquido a

309
12 bar y -183o C. El sistema de compresión-licuefacción de oxígeno permite generar 3.163 ton/año
de oxígeno gaseoso y 1.530 ton/año de oxígeno líquido. Para el sistema de almacenamiento existe
una demanda de energía eléctrica de 1.798 MWh/año, por lo que son necesarios 2 aerogeneradores
EWT DW54-500 de 500 kW, teniendo una generación de energía de 2.314 MWh/año.

Se propone el abastecimiento al Hospital Regional de Concepción cada dos semanas, con lo cual
se necesita para la planta de electrólisis un estanque de agua cilíndrico de acero inoxidable de 1,12
mm de espesor capaz de almacenar 367,6 ton de agua a 1 bar y 25o C. Así como para el agua ge-
nerada por las celdas del edificio MB-TPC, un estanque cilíndrico de acero inoxidable de 0,64 mm
de espesor capaz de almacenar 128,1 ton de agua a 1 bar y 25o C. Y para el agua generada por las
celdas del edificio CAA, un estanque cilíndrico de acero inoxidable de 0,52 mm de espesor para
almacenar 85,5 ton de agua a 1 bar y 25o C.

Para el hidrógeno de la planta son necesarios 10 estanques cilíndricos de material compuesto de

fibras continuas de carbono en una resina, con una cubierta interior de aluminio y exterior de acero
inoxidable, con un espesor total de 126 mm capaces de almacenar 64,5 ton. Así también para el
hidrógeno de los edificios MB y TPC son necesarios 2 estanques cilíndricos, de los mismos mate-
riales, con un espesor total de 148 mm capaces de almacenar 14,3 ton. Así como para el hidrógeno
en el edificio CAA 2 estanques cilíndricos, de los mismos materiales, con un espesor total de 122
mm capaces de almacenar 9,6 ton de hidrógeno. Y para el hidrógeno inyectado a la red de gas 1
estanque cilíndrico, de los mismos materiales, de espesor total de 40 mm capaz de almacenar 0,34
ton en la Central Térmica.

Para el oxígeno gaseoso de la planta se necesita 1 estanque cilíndrico de material compuesto de

fibras continuas de carbono en una resina, con una cubierta interior de aluminio y exterior de acero
inoxidable, con un espesor total de 80 mm capaz de almacenar 172,2 ton. Y para el oxígeno liquido
de la planta se necesitan 4 estanques cilíndricos de acero inoxidable aislados con poliuretano ex-
pandido y una cubierta de acero inoxidable, con un espesor total de 106 mm capaces de almacenar
83,3 ton.

En cuanto a la evaluación económica se tiene que el proyecto posee una inversión de 200.539.525
USD, siendo el mayor porcentaje de inversión el transporte con un 50,2 % y el proceso de electróli-
sis con un 20,3 %. Así como un costo de operación de 3.616.943 USD/año. De este modo realizando
un análisis de sensibilidad del precio de venta del hidrógeno y porcentaje del préstamo, para que el
proyecto sea rentable en un horizonte de evaluación de 25 años, el hidrógeno producido debe ser
vendido a un precio mínimo de 47 USD/kg. Considerando un precio de venta del oxígeno gaseoso
de 2,50 USD/Nm3 , junto con un precio de 0,20 USD/cilindro día, y un precio del oxígeno liquido
de 0,29 USD/Nm3 . Resultado un valor actual neto de 7.073.181 USD y una tasa interna de retorno
del 9,24 %.

Es así que al establecer un proyecto invirtiendo en toda la cadena de valor del hidrógeno verde,
desde la producción hasta el uso final, se generan costos excesivos por lo que el precio de venta
no es competitivo respecto al mercado, y no constituye una mejora en los costos operacionales del
Hospital Regional de Concepción. Del análisis de sensibilidad se ve como la solicitud de un présta-
mo mejora la rentabilidad del proyecto, este podría ser solicitado a entidades como la Corporación
de Fomento de la Producción (CORFO), o a través de la incorporación de inversionistas privados.
Así también dado el alto precio de venta y el bienestar social que genera el uso de hidrógeno en

310
un hospital, la implementación de un subsidio por parte del estado, cubriendo parte del precio de
venta del hidrógeno, contribuye a mejorar la rentabilidad del proyecto.

En linea con lo anterior se espera que la masificación en el uso de las tecnologías del hidrógeno
contribuya al aumento de la vida útil de los equipos, la baja en los costos de producción, así como
el surgimiento de nuevas tecnologías, dadas las economías de escala. De este modo la evaluación
económica del proyecto en 5 a 10 años, producto de la maduración tecnológica, genera mayor ren-
tabilidad.

Dada la gran cantidad de oxígeno remanente de la producción se plantea como desafió futuro
la utilización del oxígeno no enviado al Hospital, ante lo cual se espera su venta a otros sectores
hospitalarios de la región, industria de manufactura, así como la industria química y de transporte,
esperando el aumento en la rentabilidad del proyecto. Pero se requiere un análisis de factibilidad
técnico económico, dada la inversión en los equipos de distribución.

También se plantea la externalización de algunos elementos de la cadena de valor del hidrógeno.

De este modo se propone como trabajo futuro la evaluación económica de la externalización del
proceso de transporte hacia una empresa sustentable, teniendo un costo de operación y no de inver-
sión, lo que contribuye a mejorar la rentabilidad del proyecto.

Se propone del mismo modo como trabajo futuro la evaluación técnico económica de la produc-
ción de hidrógeno y oxígeno en las dependencias del Hospital Regional de Concepción mediante
la utilización de otras tecnologías, como el sistema dual de celdas de combustible-electrolizador
de óxido sólido alimentados por gas natural, que producen electricidad, agua caliente, hidrógeno y
oxígeno, Donde se disminuye notablemente el costo de transporte asociado al sistema, aumentando
así la rentabilidad, pero se poseen emisiones de GEI.

Finalmente se propone la externalización del abastecimiento de energías renovables, donde la

energía eléctrica para la producción se obtiene de la red eléctrica, mediante un contrato con una
empresa generadora eólica. Así se tiene un costo de operación y no de inversión con la construc-
ción de la planta eólica, lo que contribuye a mejorar la rentabilidad del proyecto.

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315
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[75] A.Kettlun, “Criterios de Evaluación de Inversiones”, notas de clase para IN-3301, Departa-
mento de ingeniería industrial, Universidad de Chile, Primavera 2019.

316
Anexos

Anexo A

Consumo histórico Hospital Regional de

Concepción

A.1. Consumo eléctrico histórico

En base a boletas del consumo de electricidad proporcionadas por el área eléctrica del Centro de
Responsabilidad de Operaciones del Hospital Regional de Concepción, se obtiene el consumo his-
tórico de energía eléctrica entre los años 2018-2021, para los edificios Monoblock (MB), Torre de
Pacientes Críticos (TPC) y Centro de Atención Ambulatoria (CAA), así como el consumo total de
energía eléctrica de los empalmes eléctrico, no incluyendo la generación de energía de los paneles
fotovoltaicos. Lo anterior se puede apreciar en las Tablas A.1, A.2 y A.3, así como las Figuras A.1,
A.2 y A.3.

Tabla A.1: Consumo eléctrico histórico edificio Monoblock (MB) y Torre de Pa-
cientes Críticos (TPC) 2018-2021 en Mwh.

Mes/Año 2018 2019 2020 2021

Enero - 414 - 436
Febrero - 390 - 388
Marzo - 415 - 439
Abril - 410 - 423
Mayo - 417 - 428
Junio - 398 402 420
Julio - 408 419 -
Agosto - 414 421 -
Septiembre - 391 397 -
Octubre 408 401 407 -
Noviembre 400 390 400 -
Diciembre 408 417 425 -

317
Tabla A.2: Consumo eléctrico histórico edificio Centro de Atención Ambulatoria
(CAA) 2018-2021 en Mwh.

Mes/Año 2018 2019 2020 2021

Enero - 272 - 233
Febrero - 240 - 212
Marzo - 279 - 242
Abril - 282 - 228
Mayo - 290 - 240
Junio - 282 277 245
Julio - 293 293 -
Agosto - 289 281 -
Septiembre - 265 265 -
Octubre 270 268 273 -
Noviembre 250 255 246 -
Diciembre 257 268 226 -

Tabla A.3: Consumo eléctrico total histórico Hospital Regional de Concepción

2018-2021 en Mwh.

Mes/Año 2018 2019 2020 2021

Enero - 686 - 669
Febrero - 630 - 600
Marzo - 694 - 681
Abril - 692 - 652
Mayo - 708 - 667
Junio - 680 678 664
Julio - 700 712 -
Agosto - 702 702 -
Septiembre - 655 662 -
Octubre 678 669 679 -
Noviembre 650 646 646 -
Diciembre 665 684 651 -

318
Figura A.1: Consumo eléctrico histórico edificio Monoblock (MB) y Torre de Pa-
cientes Críticos (TPC) 2018-2021.

Figura A.2: Consumo eléctrico histórico edificio Centro de Atención Ambulatoria

(CAA) 2018-2021.

319
 Figura A.3: Consumo eléctrico histórico Hospital Regional de Concepción 2018-
2021 en Mwh

De las Tablas A.3, así como la Figura A.3, se puede observar que al comparar el consumo del
año 2019 con el resto de los periodos, el consumo eléctrico posee una variación similar a lo largo
del año, manteniendo un nivel entre 600-712 Mwh.

A.2. Consumo térmico histórico

En base a boletas del consumo de gas natural de las calderas proporcionadas por el Centro de
Responsabilidad de Operaciones del Hospital Regional de Concepción, se obtiene el consumo de
gas natural entre 2020-2021 de la Central Térmica. Lo anterior se ve en la TablaA.4 y Figura A.4.

Tabla A.4: Consumo de gas natural histórico Hospital Regional de Concepción

2020-2021 en Nm3 .
Mes 2020 2021
Enero - 743
Febrero - 641
Marzo - 628
Abril - 1.042
Mayo - 1.009
Junio - 1.210
Julio - 1.558
Agosto - 1.401
Septiembre 1.314 1.430
Octubre 1.122 -
Noviembre 1.007 -
Diciembre 738 -

320
 Figura A.4: Consumo de gas natural histórico Hospital Regional de Concepción
2020-2021.

A.3. Consumo oxígeno criogénico histórico

En base a guías de despacho de oxígeno criogénico proporcionadas por el Centro de Responsa-
bilidad de Operaciones del Hospital Regional de Concepción, se obtiene el consumo histórico de
oxígeno criogénico entre los años 2018-2020, el cual se puede apreciar en la Tabla A.5, así como
la Figura A.5.

Tabla A.5: Consumo histórico de oxígeno criogénico Hospital Regional de Con-

cepción 2018-2020 en Nm3 .
Mes/Año 2018 2019 2020
Enero 22.640 16.763 21.855
Febrero 22.596 22.723 17.637
Marzo 21.303 22.600 22.100
Abril 20.788 23.666 18.760
Mayo 21.950 21.470 18.343
Junio 32.620 21.111 26.618
Julio 28.094 20.017 29.492
Agosto 19.696 21.385 26.681
Septiembre 20.450 19.744 19.744
Octubre 22.290 30.728 41961
Noviembre 21.200 21.080 30479
Diciembre 21.110 21.520 51.597

321
 Figura A.5: Consumo oxígeno criogénico histórico Hospital Regional de Concep-
ción 2018-2020.

De la Tabla A.5, así como la Figura A.5 se puede observar que el consumo de oxígeno, producto
de la pandemia de Covid 19 para el año 2020, ha aumentando de manera constante llegando a un
máximo de 51.597 Nm3 .

A.4. Consumo oxígeno gaseoso histórico

En base a guías de despacho de oxígeno gaseoso medicinal proporcionadas por el Centro de
Responsabilidad de Operaciones del Hospital Regional de Concepción, se obtiene el consumo de
oxígeno comprimido entre los años 2018-2020, el cual se puede apreciar en la Tabla A.6, así como
la Figura A.6.

Tabla A.6: Consumo de oxígeno gaseoso medicinal Hospital Regional de Concep-

ción 2018-2020 Nm3 .
Mes/Año 2018 2019 2020
Enero 1.494 582 846
Febrero 1.142 793 708
Marzo 1.052 830 1.931
Abril 1.570 983 335
Mayo 1.507 1.079 469
Junio 1.918 1.235 316
Julio 1.737 1.235 498
Agosto 1.253 1.003 312
Septiembre 1.075 928 509
Octubre 1.244 1.036 718
Noviembre 830 876 436
Diciembre 1.036 738 1.022

322
Figura A.6: Consumo histórico oxígeno gaseoso medicinal Hospital Regional de
Concepción 2018-2020.

323
Anexo B

Criterios de cálculo espesor estanque de

almacenamiento

B.1. Calculo de esfuerzos en un estanque cilíndrico

En este apartado se estudia el estado tensional al que esta sometido el estanque cilíndrico, debido
a la presión interna ejercida por el contenido. Las tensiones ejercidas en la superficie del depósito
dependen de las dimensiones del recipiente, es decir de su radio de curvatura y del espesor de la
pared, que es el encargado de contener el contenido a la presión de operación [45].

Para determinar los esfuerzos mecánicos a los que esta sometido el estanque, se considera la
hipótesis de que la relación entre el radio del recipiente y el espesor es mayor a 10 (r/tw >> 10),
con lo cual se plantea la hipótesis de recipiente de pared delgada, donde se trata la pared del depósito
como una superficie y se aplican las ecuaciones de Laplace-Young [45]. Planteando el sistema de
referencia mostrado en la Figura B.1, se tiene que el estanque posee un esfuerzo longitudinal a lo
largo del eje x (σx ), y un esfuerzo a lo largo del aro en el eje y (σy ), los cuales se oponen a la presión
del contenido.

Figura B.1: Sistema de referencia con el estado de tensiones longitudinales y a lo

largo del aro del cilindro.

324
 Para el eje x se plantea el diagrama de cuerpo libre de la Figura B.2.

Figura B.2: : Diagrama de cuerpo libre de un depósito cilíndrico sometido a tensión

longitudinal [45].

De la Figura B.2 se puede observar que si se analiza una sección transversal, la pared del depósito
ejerce una fuerza de tracción (F) respecto de la otra mitad. Esta fuerza será igual a una tensión
denominada longitudinal σx , multiplicada por el área que actúa, la cual es el espesor de la pared
(tw ) por la longitud de la circunferencia (2πr), tal como se muestra en la siguiente expresión [45]:

F = σx · tw · 2πr (B.1)
Sin embargo, la fuerza (F) debe estar en equilibrio con la presión interna (P) ejercida en las pare-
des del estanque, por lo tanto, la ecuación de equilibrio de Laplace-Young se plantea a continuación
[45]:

P · πr2 = σx · tw · 2πr (B.2)

Finalmente la Ecuación B.3 muestra el esfuerzo longitudinal del estanque de almacenamiento
[45].
P·r
σx = (B.3)
2 · tw
Para el eje y se plantea el diagrama de cuerpo libre de la Figura B.3.

Figura B.3: : Diagrama de cuerpo libre de un depósito cilíndrico sometido a tensión

circunferencial [45].

325
 De la Figura B.3 se puede ver que si se analiza ahora una sección longitudinal, la pared del
depósito ejerce fuerza de tracción (F), respecto de la otra mitad. Esta fuerza será igual a una tensión
denominada circunferencial (σy ), multiplicada por el área que actúa, la cual es el espesor de la pared
(tw ) por la longitud del depósito (L), todo ello multiplicado por 2, ya que son dos las paredes en la
sección longitudinal, tal como se muestra en la siguiente expresión [45]:

F = σy · 2 · t w L (B.4)
Pero, la fuerza (F) debe estar en equilibrio con la presión interna (P) ejercida a lo largo de la
superficie lateral del depósito, por lo tanto la ecuación de equilibrio de Laplace-Young se plantea a
continuación [45]:

P · 2rL = σy · 2 · tw L (B.5)
Por ultimo la Ecuación B.6 muestra el esfuerzo circunferencial del estanque de almacenamiento
[45].
P·r
σy = (B.6)
tw
Como se puede observar de las expresiones de ambas tensiones, la tensión circunferencial (σy )
es el doble que la tensión longitudinal (σx ). Por lo tanto, la mayor parte de la presión interna del
recipiente es soportada por la superficie cilíndrica, en los extremos con forma de semiesfera, las
tensiones serán menores [45].

Debido a que se trabaja con recipientes de paredes delgadas, las tensiones en la superficie interna
y externa serán muy similares, por lo tanto, la tensión cortante a través de la sección transversal
se desprecia. Teniendo claro los esfuerzos mecánicos que actúan en la superficie de un recipiente
cilíndrico se establece el estado tensional de cada uno de los puntos que forman su superficie. Este
estado tensional se muestra en la Figura B.4 [45].

Figura B.4: Estado tensional de la superficie de un recipiente a presión de pared

delgada [45].

B.2. Criterio de Von Mises para un material isotropico

Para un material elástico, lineal e isotrópico, es decir, con la misma resistencia mecánica en
cualquiera de sus direcciones, se puede utilizar el esfuerzo equivalente de Von Mises mediante las

326
siguientes expresiones:
r
(σ1 − σ2 )2 + (σ1 − σ3 )2 + (σ2 − σ3 )2
σeq = (B.7)
2
P·r
σ1 = σx = (B.8)
2 · tw
P·r
σ2 = σy = (B.9)
tw

σ3 = 0 (B.10)
Reemplazando se llega a la expresión:
√
P·r· 3
σeq = (B.11)
2 · tw
El criterio de Von Misses establece un factor de seguridad (n>1) dado el limite de fluencia del
material (σ f ) :
σf
n≥ (B.12)
σeq
Reemplazando la expresión para el esfuerzo equivalente (σeq ) en el criterio de Von Mises, el
espesor de pared para un material elástico lineal e isotrópico se obtiene mediante la Ecuación B.13.
√
P·r·n· 3
tw ≥ (B.13)
2·σf
donde:

• tw [m]: Espesor de pared del estanque.

• P [kPa]: Presión de operación del estanque.
• r [m]: Radio interior del estanque.
• n: Factor de seguridad.
• σ f [kPa]: Límite de fluencia del material de construcción del estanque.

B.3. Criterio del espesor máximo para un material anisotrópi-

co
Para un material anisotrópico, es decir, con diferente resistencia mecánica en sus direcciones, se
utiliza el criterio de Von Mises en cada eje por separado. Dados el esfuerzo de fluencia en el eje x
(σ f x ) e y (σ f y ) se tienen las siguientes expresiones:
σfx
n≥ (B.14)
σx

327
 σfy
n≥ (B.15)
σy
Las expresiones para los espesores se obtiene mediante las Ecuaciones B.16 y B.17, siendo el
espesor del estanque dado por la Ecuación B.18.
P·r·n
twx = (B.16)
2·σfx
P·r·n
twy = (B.17)
σfy

tw = max{twx ,twy } (B.18)

donde:

• twx [m]: Espesor de pared del estanque eje x.

• twy [m]: Espesor de pared del estanque eje y.
• tw [m]: Espesor de pared del estanque.
• P [kPa]: Presión de operación del estanque.
• r [m]: Radio interior del estanque.
• n: Factor de seguridad.
• σ f x [kPa]: Límite de fluencia del material de construcción del estanque en el eje x.
• σ f y [kPa]: Límite de fluencia del material de construcción del estanque en el eje y.

328
Anexo C

Cálculo temperatura de salida compresores

de los ciclos de compresión

A continuación se presentan las iteraciones para el calculo de los coeficientes politrópicos y las
temperaturas de salida de los compresores de los diferentes ciclos de compresión.

C.1. Compresores hidrógeno gaseoso

Para comenzar las iteraciones se utilizan como parámetros iniciales los que se encuentran en la
Tabla C.1. Donde los calores específicos para un gas ideal diatómico se obtienen de las Ecuaciones
C.1 y C.2.
7
c pH2 = · RH2 (C.1)
2
5
cvH2 = · RH2 (C.2)
2
donde:
• c pH2 [kJ/kgK]: Calor específico del hidrógeno como gas ideal.
• cvH2 [kJ/kgK]: Calor específico del hidrógeno como gas ideal.
• RH2 [kJ/kgK]: Constante de los gases ideales para el hidrógeno.

Tabla C.1: Parámetros iniciales para las iteraciones de los compresores de hidró-
geno.

Constante gases ideales hidrógeno RH2 [kJ/kgK] 4,125

Calor específico gas ideal c pH2 [kJ/kgK] 14,44
Calor específico gas ideal cvH2 [kJ/kgK] 10,31
Eficiencia politrópica η p [ %] 90
Relación de presiones r p 1,878
Temperatura entrada etapa i Tie 308,15

Para cada iteración se calculan los valores presentes en las Ecuaciones C.3, C.4, C.5, C.6, C.7 y
C.8.

329
 Pie + Pis
Pim = (C.3)
2
c pi
ki = (C.4)
cvi
ni ki
= · ηp (C.5)
ni − 1 ki − 1
donde:

• Pim [kPa]: Presión media hidrógeno de la etapa i.

• Pie [kPa]: Presión de entrada hidrógeno de la etapa i.
• Pis [kPa]: Presión de salida hidrógeno de la etapa i.
• ki : Relación de calores específicos de la etapa i.
• c pi [kJ/kgK]: Calor específico del hidrógeno a la presión y temperatura medias de la etapa i.
• cv [kJ/kgK]: Calor específico del hidrógeno a la presión y temperatura medias de la etapa i.
• ni : Exponente politrópico del hidrógeno de la etapa i.
• η p : Eficiencia politrópica.
• i: Número de etapa i=1,2,3,...,m

Tie = Ti+1e (C.6)

ni −1
ni
Tis = r p · Tie (C.7)

Tie + Tis
Tim = (C.8)
2
donde:

• Tie [K]: Temperatura de entrada hidrógeno de la etapa i.

• Tis [K]: Temperatura de salida hidrógeno de la etapa i.
• r p : Relación de presiones.
• ni : Exponente politrópico de la etapa i.
• Tim [K]: Temperatura media hidrógeno de la etapa i.
• i: Número de etapa i=1,2,3,...,m.

330
 Dada la presión media y temperatura media se recalculan los calores específicos del hidrógeno
en base al programa Engineering Equation Solver (EES), y se calcula el exponente politrópico y la
temperatura de salida del compresor. Se repite este proceso hasta que la diferencia de valores de la
temperatura de salida de la iteración j y j+1 sea menor a un 5 %.

Comenzando las iteraciones con los parámetros iniciales de la Tabla C.1 y utilizando las Ecuacio-
nes C.3 a C.8, se obtienen los resultados de las iteraciones para cada etapa de compresión presentes
en la Tabla C.2.

Tabla C.2: Resultados para las iteraciones del exponente politrópico y la tempera-
tura de salida de los compresores del hidrógeno gaseoso.

Pm cp cv Ts Tm
Etapa Iteración k n
[kPa] [kJ/kgK] [kJ/kg K] [K] [K]
1 14,44 10,312 1,400 1,465 376,372 342,261
1 2 4.316 14,50 10,320 1,405 1,471 377,048 342,599
3 14,50 10,320 1,405 1,471 377,048 342,599
1 14,44 10,312 1,400 1,465 376,372 342,261
2 2 8.104 14,56 10,350 1,407 1,473 377,278 342,714
3 14,56 10,350 1,407 1,473 377,278 342,714
1 14,44 10,312 1,400 1,465 376,372 342,261
3 2 15.216 14,67 10,400 1,411 1,478 377,786 342,968
3 14,67 10,400 1,411 1,478 377,786 342,968
1 14,44 10,312 1,400 1,465 376,372 342,261
4 2 28.570 14,80 10,490 1,411 1,478 377,825 342,987
3 14,80 10,490 1,411 1,478 377,825 342,987
1 14,44 10,312 1,400 1,465 376,372 342,261
5 2 53.641 14,95 10,650 1,404 1,470 376,876 342,513
3 14,95 10,650 1,404 1,470 376,876 342,513

C.2. Compresores oxígeno gaseoso

Para comenzar las iteraciones se utilizan como parámetros iniciales los que se encuentran en la
Tabla C.3. Donde los calores específicos para un gas ideal diatómico se obtienen de las Ecuaciones
C.9 y C.10.
7
c pO2 = · RO2 (C.9)
2
5
cvO2 = · RO2 (C.10)
2
donde:

• c pO2 [kJ/kgK]: Calor específico del oxígeno como gas ideal.

• cvO2 [kJ/kgK]: Calor específico del oxígeno como gas ideal.
• RO2 [kJ/kgK]: Constante de los gases ideales para el oxígeno.

331
 Tabla C.3: Parámetros iniciales para las iteraciones de los compresores de oxígeno.

Constante gases ideales oxígeno RO2 [kJ/kgK] 0,260

Calor específico gas ideal c pO2 [kJ/kgK] 0,91
Calor específico gas ideal cvO2 [kJ/kgK] 0,65
Eficiencia politrópica η p [ %] 90
Relación de presiones r p 1,81
Temperatura entrada etapa i Tie 308,15

Para cada iteración se calculan los valores presentes en las Ecuaciones C.11, C.12, C.13, C.14,
C.15 y C.16.
Pie + Pis
Pim = (C.11)
2
c pi
ki = (C.12)
cvi
ni ki
= · ηp (C.13)
ni − 1 ki − 1
donde:

• Pim [kPa]: Presión media oxígeno de la etapa i.

• Pie [kPa]: Presión de entrada oxígeno de la etapa i.
• Pis [kPa]: Presión de salida oxígeno de la etapa i.
• ki : Relación de calores específicos de la etapa i.
• c pi [kJ/kgK]: Calor específico del oxígeno a la presión y temperatura medias de la etapa i.
• cv [kJ/kgK]: Calor específico del oxígeno a la presión y temperatura medias de la etapa i.
• ni : Exponente politrópico del oxígeno de la etapa i.
• η p : Eficiencia politrópica.
• i: Número de etapa i=1,2,3,...,m.

Tie = Ti+1e (C.14)

ni −1
ni
Tis = r p · Tie (C.15)

Tie + Tis
Tim = (C.16)
2
donde:

• Tie [K]: Temperatura de entrada oxígeno de la etapa i.

332
 • Tis [K]: Temperatura de salida oxígeno de la etapa i.
• r p : Relación de presiones.
• ni : Exponente politrópico de la etapa i.
• Tim [K]: Temperatura media oxígeno de la etapa i.
• i: Número de etapa i=1,2,3,...,m.

Dada la presión media y temperatura media se recalculan los calores específicos del oxígeno en
base al programa Engineering Equation Solver (EES), y se calcula el exponente politrópico y la
temperatura de salida del compresor. Se repite este proceso hasta que la diferencia de valores de la
temperatura de salida de la iteración j y j+1 sea menor a un 5 %.

Comenzando las iteraciones con los parámetros iniciales de la Tabla C.3 y utilizando las Ecua-
ciones C.11 a C.16, se obtienen los resultados de las iteraciones para cada etapa de compresión
presentes en la Tabla C.4.

Tabla C.4: Resultados para las iteraciones del exponente politrópico y la tempera-
tura de salida de los compresores del oxígeno gaseoso.

Pm cp cv Ts Tm
Etapa Iteración k n
[kPa] [kJ/kgK] [kJ/kg K] [K] [K]
1 0,91 0,65 1,4 1,465 372,209 340,179
2 0,9446 0,6682 1,414 1,482 373,910 341,030
1 1.688
3 0,9446 0,6683 1,413 1,481 373,883 341,017
4 0,9446 0,6683 1,413 1,481 373,883 341,017
1 0,91 0,650 1,400 1,465 372,209 340,179
2 0,9606 0,6705 1,433 1,505 376,237 342,194
2 3.060
3 0,9605 0,6709 1,432 1,504 376,116 342,133
4 0,9605 0,6709 1,432 1,504 376,116 342,133
1 0,91 0,65 1,400 1,465 372,209 340,179
2 0,9899 0,6747 1,467 1,547 380,343 344,246
3 5.547
3 0,9888 0,6753 1,464 1,544 380,000 344,075
4 0,9889 0,6752 1,465 1,544 380,042 344,096
1 0,91 0,65 1,400 1,465 372,209 340,179
2 1,042 0,6816 1,529 1,624 387,309 347,729
4 10.056
3 1,037 0,6824 1,520 1,613 386,305 347,228
4 1,037 0,6823 1,520 1,613 386,330 347,240
1 0,91 0,65 1,400 1,465 372,209 340,179
2 1,126 0,6962 1,617 1,736 396,592 352,371
5 18.231
3 1,11 0,6928 1,602 1,717 395,062 351,606
4 1,111 0,6927 1,604 1,719 395,232 351,691

333
Anexo D

Masa real de oxígeno gaseoso y liquido

mensual producida en régimen de operación
estacionario

La producción de oxígeno mensual por los electrolizadores se determino en la Sección :Balance

de masa proceso de producción de hidrógeno y oxígeno, la cual se ve en la Tabla D.1.

Tabla D.1: Producción de oxígeno global mensual del proceso de electrolisis de

los aerogeneradores.

Producción de oxígeno
Mes
global me [kg/mes]
Enero 512.005
Febrero 450.669
Marzo 434.422
Abril 389.747
Mayo 331.931
Junio 331.931
Julio 341.767
Agosto 334.572
Septiembre 339.026
Octubre 346.630
Noviembre 385.930
Diciembre 494.849
Total [kg/año] 4.693.478

Para cada mes se establece el aumento del flujo real de oxígeno gaseoso para la entrada de
compresión producto de la recirculación, tomando los datos de la Tabla D.1. Donde los flujos se
obtiene en base al flujo real para un día de operación me de cada mes, y las Ecuaciones 5.131,
5.132, 5.153 y 5.136. De este modo se tienen las Tablas D.2 a D.13, donde se tiene que dado que el
primer año el flujo de entrada del 1 de Enero no incluye un flujo recirculado, los datos de las tablas
corresponde al segundo año de operación, donde en el flujo de entrada del 1 de Enero se incluye el
flujo recirculado del 31 de Diciembre del primer año, llegando al estado estacionario de operación.

334
Tabla D.2: Aumento del flujo real de oxígeno gaseoso para la entrada de compre-
sión producto de la recirculación para el mes de Enero.

ṁe ṁc ṁg ṁL ṁt

Día
[kg/día] [kg/día] [kg/día] [kg/día] [kg/día]
1 41.929 10.902 31.028 5.275 25.753
2 42.269 10.990 31.279 5.317 25.962
3 42.478 11.044 31.434 5.344 26.090
4 42.606 11.078 31.529 5.360 26.169
5 42.685 11.098 31.587 5.370 26.217
6 42.734 11.111 31.623 5.376 26.247
7 42.763 11.118 31.645 5.380 26.265
8 42.781 11.123 31.658 5.382 26.276
9 42.793 11.126 31.667 5.383 26.283
10 42.800 11.128 31.672 5.384 26.287
11 42.804 11.129 31.675 5.385 26.290
12 42.806 11.130 31.677 5.385 26.292
13 42.808 11.130 31.678 5.385 26.293
14 42.809 11.130 31.679 5.385 26.293
15 42.810 11.130 31.679 5.385 26.294
16 42.810 11.131 31.679 5.385 26.294
17 42.810 11.131 31.680 5.386 26.294
18 42.810 11.131 31.680 5.386 26.294
19 42.810 11.131 31.680 5.386 26.294
20 42.810 11.131 31.680 5.386 26.294
21 42.810 11.131 31.680 5.386 26.294
22 42.810 11.131 31.680 5.386 26.294
23 42.810 11.131 31.680 5.386 26.294
24 42.811 11.131 31.680 5.386 26.294
25 42.811 11.131 31.680 53.86 26.294
26 42.811 11.131 31.680 5.386 26.294
27 42.811 11.131 31.680 5.386 26.294
28 42.811 11.131 31.680 5.386 26.294
29 42.811 11.131 31.680 5.386 26.294
30 42.811 11.131 31.680 5.386 26.294
31 42.811 11.131 31.680 5.386 26.294

335
Tabla D.3: Aumento del flujo real de oxígeno gaseoso para la entrada de compre-
sión producto de la recirculación para el mes de Febrero.

ṁe ṁc ṁg ṁL ṁt

Día
[kg/día] [kg/día] [kg/día] [kg/día] [kg/día]
1 42.390 11.021 31.368 5.333 26.036
2 42.131 10.954 31.177 5.300 25.877
3 41.972 10.913 31.059 5.280 25.779
4 41.875 10.887 30.987 5.268 25.719
5 41.815 10.872 30.943 5.260 25.683
6 41.778 10.862 30.916 5.256 25.660
7 41.755 10.856 30.899 5.253 25.646
8 41.741 10.853 30.889 5.251 25.638
9 41.733 10.851 30.882 5.250 25.632
10 41.728 10.849 30.878 5.249 25.629
11 41.724 10.848 30.876 5.249 25.627
12 41.722 10.848 30.875 5.249 25.626
13 41.721 10.848 30.874 5.249 25.625
14 41.721 10.847 30.873 5.248 25.625
15 41.720 10.847 30.873 5.248 25.624
16 41.720 10.847 30.873 5.248 25.624
17 41.720 10.847 30.873 5.248 25.624
18 41.719 10.847 30.872 5.248 25.624
19 41.719 10.847 30.872 5.248 25.624
20 41.719 10.847 30.872 5.248 25.624
21 41.719 10.847 30.872 5.248 25.624
22 41.719 10.847 30.872 5.248 25.624
23 41.719 10.847 30.872 5.248 25.624
24 41.719 10.847 30.872 5.248 25.624
25 41.719 10.847 30.872 5.248 25.624
26 41.719 10.847 30.872 5.248 25.624
27 41.719 10.847 30.872 5.248 25.624
28 41.719 10.847 30.872 5.248 25.624

336
Tabla D.4: Aumento del flujo real de oxígeno gaseoso para la entrada de compre-
sión producto de la recirculación para el mes de Marzo.

ṁe ṁc ṁg ṁL ṁt

Día
[kg/día] [kg/día] [kg/día] [kg/día] [kg/día]
1 39.638 10.306 29.332 4.986 24.345
2 38.359 9.973 28.386 4.826 23.560
3 37.574 9.769 27.805 4.727 23.078
4 37.091 9.644 27.448 4.666 22.782
5 36.795 9.567 27.228 4.629 22.600
6 36.613 9.519 27.094 4.606 22.488
7 36.501 9.490 27.011 4.592 22.419
8 36.433 9.473 26.960 4.583 22.377
9 36.391 9.462 26.929 4.578 22.351
10 36.365 9.455 26.910 4.575 22.335
11 36.349 9.451 26.898 4.573 22.325
12 36.339 9.448 26.891 4.571 22.319
13 36.333 9.447 26.886 4.571 22.316
14 36.329 9.446 26.884 4.570 22.314
15 36.327 9.445 26.882 4.570 22.312
16 36.326 9.445 26.881 4.570 22.311
17 36.325 9.444 26.880 4.570 22.311
18 36.324 9.444 26.880 4.570 22.310
19 36.324 9.444 26.880 4.570 22.310
20 36.324 9.444 26.880 4.570 22.310
21 36.324 9.444 26.880 4.570 22.310
22 36.324 9.444 26.880 4.570 22.310
23 36.324 9.444 26.879 4.570 22.310
24 36.324 9.444 26.879 4.570 22.310
25 36.324 9.444 26.879 4.570 22.310
26 36.324 9.444 26.879 4.570 22.310
27 36.324 9.444 26.879 4.570 22.310
28 36.324 9.444 26.879 4.570 22.310
29 36.324 9.444 26.879 4.570 22.310
30 36.324 9.444 26.879 4.570 22.310
31 36.324 9.444 26.879 4.570 22.310

337
Tabla D.5: Aumento del flujo real de oxígeno gaseoso para la entrada de compre-
sión producto de la recirculación para el mes de Abril.

ṁe ṁc ṁg ṁL ṁt

Día
[kg/día] [kg/día] [kg/día] [kg/día] [kg/día]
1 35.302 9.178 26.123 4.441 21.682
2 34.674 9.015 25.659 4.362 21.297
3 34.288 8.915 25.373 4.313 21.060
4 34.051 8.853 25.198 4.284 20.914
5 33.906 8.816 25.090 4.265 20.825
6 33.817 8.792 25.024 4.254 20.770
7 33.762 8.778 24.984 4.247 20.736
8 33.728 8.769 24.959 4.243 20.716
9 33.707 8.764 24.943 4.240 20.703
10 33.695 8.761 24.934 4.239 20.695
11 33.687 8.759 24.928 4.238 20.690
12 33.682 8.757 24.925 4.237 20.688
13 33.679 8.757 24.923 4.237 20.686
14 33.677 8.756 24.921 4.237 20.685
15 33.676 8.756 24.920 4.236 20.684
16 33.675 8.756 24.920 4.236 20.683
17 33.675 8.756 24.920 4.236 20.683
18 33.675 8.755 24.919 4.236 20.683
19 33.675 8.755 24.919 4.236 20.683
20 33.675 8.755 24.919 4.236 20.683
21 33.674 8.755 24.919 4.236 20.683
22 33.674 8.755 24.919 4.236 20.683
23 33.674 8.755 24.919 4.236 20.683
24 33.674 8.755 24.919 4.236 20.683
25 33.674 8.755 24.919 4.236 20.683
26 33.674 8.755 24.919 4.236 20.683
27 33.674 8.755 24.919 4.236 20.683
28 33.674 8.755 24.919 4.236 20.683
29 33.674 8.755 24.919 4.236 20.683
30 33.674 8.755 24.919 4.236 20.683

338
Tabla D.6: Aumento del flujo real de oxígeno gaseoso para la entrada de compre-
sión producto de la recirculación para el mes de Mayo.

ṁe ṁc ṁg ṁL ṁt

Día
[kg/día] [kg/día] [kg/día] [kg/día] [kg/día]
1 31.390 8.161 23.229 3.949 19.280
2 29.987 7.797 22.191 3.772 18.418
3 29.126 7.573 21.553 3.664 17.889
4 28.596 7.435 21.161 3.597 17.564
5 28.271 7.351 20.921 3.557 17.364
6 28.072 7.299 20.773 3.531 17.242
7 27.949 7.267 20.682 3.516 17.166
8 27.874 7.247 20.627 3.507 17.120
9 27.828 7.235 20.592 3.501 17.092
10 27.799 7.228 20.571 3.497 17.074
11 27.782 7.223 20.558 3.495 17.063
12 27.771 7.220 20.550 3.494 17.057
13 27.764 7.219 20.546 3.493 17.053
14 27.760 7.218 20.543 3.492 17.050
15 27.758 7.217 20.541 3.492 17.049
16 27.756 7.217 20.540 3.492 17.048
17 27.755 7.216 20.539 3.492 17.047
18 27.755 7.216 20.539 3.492 17.047
19 27.754 7.216 20.538 3.492 17.047
20 27.754 7.216 20.538 3.491 17.047
21 27.754 7.216 20.538 3.491 17.047
22 27.754 7.216 20.538 3.491 17.047
23 27.754 7.216 20.538 3.491 17.046
24 27.754 7.216 20.538 3.491 17.046
25 27.754 7.216 20.538 3.491 17.046
26 27.754 7.216 20.538 3.491 17.046
27 27.754 7.216 20.538 3.491 17.046
28 27.754 7.216 20.538 3.491 17.046
29 27.754 7.216 20.538 3.491 17.046
30 27.754 7.216 20.538 3.491 17.046
31 27.754 7.216 20.538 3.491 17.046

339
Tabla D.7: Aumento del flujo real de oxígeno gaseoso para la entrada de compre-
sión producto de la recirculación para el mes de Junio.

ṁe ṁc ṁg ṁL ṁt

Día
[kg/día] [kg/día] [kg/día] [kg/día] [kg/día]
1 28.111 7.309 20.802 3.536 17.266
2 28.330 7.366 20.964 3.564 17.400
3 28.465 7.401 21.064 3.581 17.483
4 28.547 7.422 21.125 3.591 17.534
5 28.598 7.436 21.163 3.598 17.565
6 28.629 7.444 21.186 3.602 17.584
7 28.648 7.449 21.200 3.604 17.596
8 28.660 7.452 21.209 3.605 17.603
9 28.667 7.454 21.214 3.606 17.608
10 28.672 7.455 21.217 3.607 17.610
11 28.675 7.455 21.219 3.607 17.612
12 28.676 7.456 21.220 3.607 17.613
13 28.677 7.456 21.221 3.608 17.614
14 28.678 7.456 21.222 3.608 17.614
15 28.678 7.456 21.222 3.608 17.614
16 28.679 7.456 21.222 3.608 17.614
17 28.679 7.456 21.222 3.608 17.614
18 28.679 7.457 21.222 3.608 17.615
19 28.679 7.457 21.222 3.608 17.615
20 28.679 7.457 21.222 3.608 17.615
21 28.679 7.457 21.222 3.608 17.615
22 28.679 7.457 21.222 3.608 17.615
23 28.679 7.457 21.222 3.608 17.615
24 28.679 7.457 21.222 3.608 17.615
25 28.679 7.457 21.222 3.608 17.615
26 28.679 7.457 21.222 3.608 17.615
27 28.679 7.457 21.222 3.608 17.615
28 28.679 7.457 21.222 3.608 17.615
29 28.679 7.457 21.222 3.608 17.615
30 28.679 7.457 21.222 3.608 17.615

340
Tabla D.8: Aumento del flujo real de oxígeno gaseoso para la entrada de compre-
sión producto de la recirculación para el mes de Julio.

ṁe ṁc ṁg ṁL ṁt

Día
[kg/día] [kg/día] [kg/día] [kg/día] [kg/día]
1 28.639 7.446 21.193 3.603 17.590
2 28.615 7.440 21.175 3.600 17.575
3 28.600 7.436 21.164 3.598 17.566
4 28.591 7.434 21.157 3.597 17.561
5 28.585 7.432 21.153 3.596 17.557
6 28.582 7.431 21.151 3.596 17.555
7 28.580 7.431 21.149 3.595 17.554
8 28.578 7.430 21.148 3.595 17.553
9 28.578 7.430 21.147 3.595 17.552
10 28.577 7.430 21.147 3.595 17.552
11 28.577 7.430 21.147 3.595 17.552
12 28.577 7.430 21.147 3.595 17.552
13 28.576 7.430 21.147 3.595 17.552
14 28.576 7.430 21.147 3.595 17.552
15 28.576 7.430 21.147 3.595 17.552
16 28.576 7.430 21.146 3.595 17.552
17 28.576 7.430 21.146 3.595 17.552
18 28.576 7.430 21.146 3.595 17.552
19 28.576 7.430 21.146 3.595 17.552
20 28.576 7.430 21.146 3.595 17.552
21 28.576 7.430 21.146 3.595 17.552
22 28.576 7.430 21.146 3.595 17.552
23 28.576 7.430 21.146 3.595 17.552
24 28.576 7.430 21.146 3.595 17.552
25 28.576 7.430 21.146 3.595 17.552
26 28.576 7.430 21.146 3.595 17.552
27 28.576 7.430 21.146 3.595 17.552
28 28.576 7.430 21.146 3.595 17.552
29 28.576 7.430 21.146 3.595 17.552
30 28.576 7.430 21.146 3.595 17.552
31 28.576 7.430 21.146 3.595 17.552

341
Tabla D.9: Aumento del flujo real de oxígeno gaseoso para la entrada de compre-
sión producto de la recirculación para el mes de Agosto.

ṁe ṁc ṁg ṁL ṁt

Día
[kg/día] [kg/día] [kg/día] [kg/día] [kg/día]
1 28.344 7.369 20.975 3.566 17.409
2 28.202 7.332 20.869 3.548 17.321
3 28.114 7.310 20.804 3.537 17.268
4 28.060 7.296 20.765 3.530 17.235
5 28.027 7.287 20.740 3.526 17.214
6 28.007 7.282 20.725 3.523 17.202
7 27.995 7.279 20.716 3.522 17.194
8 27.987 7.277 20.710 3.521 17.190
9 27.982 7.275 20.707 3.520 17.187
10 27.979 7.275 20.705 3.520 17.185
11 27.978 7.274 20.703 3.520 17.184
12 27.976 7.274 20.703 3.519 17.183
13 27.976 7.274 20.702 3.519 17.183
14 27.975 7.274 20.702 3.519 17.182
15 27.975 7.274 20.702 3.519 17.182
16 27.975 7.273 20.701 3.519 17.182
17 27.975 7.273 20.701 3.519 17.182
18 27.975 7.273 20.701 3.519 17.182
19 27.975 7.273 20.701 3.519 17.182
20 27.975 7.273 20.701 3.519 17.182
21 27.975 7.273 20.701 3.519 17.182
22 27.975 7.273 20.701 3.519 17.182
23 27.975 7.273 20.701 3.519 17.182
24 27.975 7.273 20.701 3.519 17.182
25 27.975 7.273 20.701 3.519 17.182
26 27.975 7.273 20.701 3.519 17.182
27 27.975 7.273 20.701 3.519 17.182
28 27.975 7.273 20.701 3.519 17.182
29 27.975 7.273 20.701 3.519 17.182
30 27.975 7.273 20.701 3.519 17.182
31 27.975 7.273 20.701 3.519 17.182

342
Tabla D.10: Aumento del flujo real de oxígeno gaseoso para la entrada de compre-
sión producto de la recirculación para el mes de Septiembre.

ṁe ṁc ṁg ṁL ṁt

Día
[kg/día] [kg/día] [kg/día] [kg/día] [kg/día]
1 28.483 7.406 21.077 3.583 17.494
2 28.795 7.487 21.308 3.622 17.686
3 28.987 7.537 21.450 3.647 17.804
4 29.105 7.567 21.537 3.661 17.876
5 29.177 7.586 21.591 3.670 17.920
6 29.221 7.598 21.624 3.676 17.948
7 29.249 7.605 21.644 3.679 17.964
8 29.265 7.609 21.656 3.682 17.975
9 29.276 7.612 21.664 3.683 17.981
10 29.282 7.613 21.669 3.684 17.985
11 29.286 7.614 21.672 3.684 17.987
12 29.288 7.615 21.673 3.684 17.989
13 29.290 7.615 21.674 3.685 17.990
14 29.291 7.616 21.675 3.685 17.990
15 29.291 7.616 21.675 3.685 17.991
16 29.291 7.616 21.676 3.685 17.991
17 29.292 7.616 21.676 3.685 17.991
18 29.292 7.616 21.676 3.685 17.991
19 29.292 7.616 21.676 3.685 17.991
20 29.292 7.616 21.676 3.685 17.991
21 29.292 7.616 21.676 3.685 17.991
22 29.292 7.616 21.676 3.685 17.991
23 29.292 7.616 21.676 3.685 17.991
24 29.292 7.616 21.676 3.685 17.991
25 29.292 7.616 21.676 3.685 17.991
26 29.292 7.616 21.676 3.685 17.991
27 29.292 7.616 21.676 3.685 17.991
28 29.292 7.616 21.676 3.685 17.991
29 29.292 7.616 21.676 3.685 17.991
30 29.292 7.616 21.676 3.685 17.991

343
Tabla D.11: Aumento del flujo real de oxígeno gaseoso para la entrada de compre-
sión producto de la recirculación para el mes de Octubre.

ṁe ṁc ṁg ṁL ṁt

Día
[kg/día] [kg/día] [kg/día] [kg/día] [kg/día]
1 29.173 7.585 21.588 3.670 17.918
2 29.100 7.566 21.534 3.661 17.873
3 29.055 7.554 21.500 3.655 17.845
4 29.027 7.547 21.480 3.652 17.828
5 29.010 7.543 21.467 3.649 17.818
6 29.000 7.540 21.460 3.648 17.811
7 28.993 7.538 21.455 3.647 17.808
8 28.989 7.537 21.452 3.647 17.805
9 28.987 7.537 21.450 3.647 17.804
10 28.985 7.536 21.449 3.646 17.803
11 28.984 7.536 21.448 3.646 17.802
12 28.984 7.536 21.448 3.646 17.802
13 28.983 7.536 21.448 3.646 17.802
14 28.983 7.536 21.448 3.646 17.802
15 28.983 7.536 21.448 3.646 17.801
16 28.983 7.536 21.447 3.646 17.801
17 28.983 7.536 21.447 3.646 17.801
18 28.983 7.536 21.447 3.646 17.801
19 28.983 7.536 21.447 3.646 17.801
20 28.983 7.536 21.447 3.646 17.801
21 28.983 7.536 21.447 3.646 17.801
22 28.983 7.536 21.447 3.646 17.801
23 28.983 7.536 21.447 3.646 17.801
24 28.983 7.536 21.447 3.646 17.801
25 28.983 7.536 21.447 3.646 17.801
26 28.983 7.536 21.447 3.646 17.801
27 28.983 7.536 21.447 3.646 17.801
28 28.983 7.536 21.447 3.646 17.801
29 28.983 7.536 21.447 3.646 17.801
30 28.983 7.536 21.447 3.646 17.801
31 28.983 7.536 21.447 3.646 17.801

344
Tabla D.12: Aumento del flujo real de oxígeno gaseoso para la entrada de compre-
sión producto de la recirculación para el mes de Noviembre.

ṁe ṁc ṁg [ ṁL ṁt

Día
[kg/día] [kg/día] kg/día] [kg/día] [kg/día]
1 30.666 7.973 22.693 3.858 18.835
2 31.699 8.242 23.457 3.988 19.470
3 32.334 8.407 23.927 4.068 19.860
4 32.724 8.508 24.216 4.117 20.099
5 32.963 8.570 24.393 4.147 20.246
6 33.110 8.609 24.502 4.165 20.336
7 33.201 8.632 24.569 4.177 20.392
8 33.256 8.647 24.610 4.184 20.426
9 33.290 8.655 24.635 4.188 20.447
10 33.311 8.661 24.650 4.191 20.460
11 33.324 8.664 24.660 4.192 20.468
12 33.332 8.666 24.666 4.193 20.473
13 33.337 8.668 24.669 4.194 20.475
14 33.340 8.668 24.671 4.194 20.477
15 33.342 8.669 24.673 4.194 20.478
16 33.343 8.669 24.674 4.195 20.479
17 33.343 8.669 24.674 4.195 20.480
18 33.344 8.669 24.674 4.195 20.480
19 33.344 8.669 24.675 4.195 20.480
20 33.344 8.670 24.675 4.195 20.480
21 33.344 8.670 24.675 4.195 20.480
22 33.344 8.670 24.675 4.195 20.480
23 33.344 8.670 24.675 4.195 20.480
24 33.345 8.670 24.675 4.195 20.480
25 33.345 8.670 24.675 4.195 20.480
26 33.345 8.670 24.675 4.195 20.480
27 33.345 8.670 24.675 4.195 20.480
28 33.345 8.670 24.675 4.195 20.480
29 33.345 8.670 24.675 4.195 20.480
30 33.345 8.670 24.675 4.195 20.480

345
 Tabla D.13: Aumento del flujo real de oxígeno gaseoso para la entrada de compre-
sión producto de la recirculación para el mes de Diciembre.

ṁe ṁc ṁg ṁL ṁt

Día
[kg/día] [kg/día] [kg/día] [kg/día] [kg/día]
1 36.443 9.475 26.968 4.585 22.383
2 38.346 9.970 28.376 4.824 23.552
3 39.515 10.274 29.241 4.971 24.270
4 40.233 10.461 29.772 5.061 24.711
5 40.674 10.575 30.099 5.117 24.982
6 40.945 10.646 30.299 5.151 25.148
7 41.111 10.689 30.422 5.172 25.250
8 41.213 10.715 30.498 5.185 25.313
9 41.276 10.732 30.544 5.193 25.352
10 41.315 10.742 30.573 5.197 25.375
11 41.338 10.748 30.590 5.200 25.390
12 41.353 10.752 30.601 5.202 25.399
13 41.362 10.754 30.608 5.203 25.404
14 41.367 10.755 30.612 5.204 25.408
15 41.371 10.756 30.614 5.204 25.410
16 41.373 10.757 30.616 5.205 25.411
17 41.374 10.757 30.617 5.205 25.412
18 41.375 10.757 30.617 5.205 25.412
19 41.375 10.758 30.618 5.205 25.413
20 41.376 10.758 30.618 5.205 25.413
21 41.376 10.758 30.618 5.205 25.413
22 41.376 10.758 30.618 5.205 25.413
23 41.376 10.758 30.618 5.205 25.413
24 41.376 10.758 30.618 5.205 25.413
25 41.376 10.758 30.618 5.205 25.413
26 41.376 10.758 30.618 5.205 25.413
27 41.376 10.758 30.618 5.205 25.413
28 41.376 10.758 30.618 5.205 25.413
29 41.376 10.758 30.618 5.205 25.413
30 41.376 10.758 30.618 5.205 25.413
31 41.376 10.758 30.618 5.205 25.413

La masa real mensual de oxígeno gaseoso a la entrada del ciclo se obtiene mediante la Ecuación
D.1. Así como el oxígeno gaseoso producido en régimen estacionario se obtiene con la Ecuación
D.2, donde se asume que a fin de mes el flujo recirculante ṁt es utilizado para el mes siguiente. Así
también la masa real mensual de oxígeno liquido producido en régimen estacionario se obtiene con
la Ecuación D.3.
Nj
me j = ∑ ṁei j (D.1)
i=1

346
 Nj
mc j = ∑ ṁci j (D.2)
i=1
Ni
mL j = ∑ ṁLi j (D.3)
i=1

• me j [kg/mes]: Masa real mensual de oxígeno gaseoso de entrada ciclo en régimen estacionario
del mes j.
• ṁei j [kg/dia]: Flujo másico de entrada oxígeno gaseoso al ciclo del día i en el mes j.
• N j ;: Número de días del mes j.
• mc j [kg/mes]: Masa real mensual de oxígeno gaseoso producido en régimen estacionario del
mes j.
• ṁci j [kg/dia]: Flujo másico de entrada oxígeno gaseoso al estanque de almacenamiento del día
i en el mes j.
• mL j [kg/mes]: Masa real mensual de oxígeno liquido producido en régimen estacionario del
mes j.
• ṁLi [kg/dia]: Flujo másico de entrada oxígeno liquido al estanque de almacenamiento del día
i en el mes j.
Evaluando las Ecuaciones D.1, D.2 y D.3, en las Tablas D.2 a D.13 se obtiene la masa real de
oxígeno gaseoso y liquido producido por la planta de electrolisis presente en la Tabla D.14.

Tabla D.14: Producción de oxígeno gaseoso y liquido real mensual en un estado

estacionario para el 2 año de operación.

Masa Producción Producción Producción

oxígeno oxígeno oxígeno oxígeno
Mes
entrada me gaseoso mc liquido mL total
[kg/mes] [kg/mes] [kg/mes] [kg/mes]
Enero 1.324.842 344.459 166.665 511.124
Febrero 1.169.878 304.168 147.171 451.339
Marzo 1.134.620 295.001 142.735 437.736
Abril 1.014.449 263.757 127.618 391.375
Mayo 869.795 226.147 109.420 335.567
Junio 858.897 223.313 108.049 331.362
Julio 886.029 230.368 111.462 341.830
Agosto 868.173 225.725 109.216 334.941
Septiembre 876.663 227.932 110.284 338.217
Octubre 898.962 233.730 113.089 346.820
Noviembre 993.393 258.282 124.969 383.251
Diciembre 1.269.870 330.166 159.750 489.916
Total [kg/año] 6.223.907 3.163.049 1.530.429 4.693.478

347
Anexo E

Desarrollo flujo de caja

E.1. Flujo de caja proyecto puro

El precio de venta de los insumos se ve en la Tabla E.1, la cantidad vendida corresponde a la
demanda de hidrógeno gaseoso Tabla 5.30, y la demanda de oxígeno gaseoso y liquido del Hospital
Regional de Concepción Tablas 4.30 y 4.27. Mediante la Ecuación 6.7 se obtienen los ingresos por
venta presentes en la Tabla E.2 .

Tabla E.1: Precio de venta de los compuestos al Hospital Regional de Concepción.

Precio venta hidrógeno PH2 [USD/kg] 12

Precio venta oxígeno gaseoso PO2 g [USD/Nm3 ] 2,50
Precio arriendo cilindros oxígeno gaseoso PcO2 g [USD/cilindroda] 0,20
Precio venta oxígeno liquido PO2 L [USD/Nm3 ] 0,29

Tabla E.2: Ingresos por la venta de los compuestos al Hospital Regional de Con-
cepción.

Ingresos por venta de hidrógeno [USD/año] 6.567.684

Ingresos por venta de oxígeno gaseoso [USD/año] 142.853
Ingresos por venta de oxígeno liquido [USD/año] 99.759
Ingresos totales [USD/año] 6.810.296

El desarrollo del flujo de caja del proyecto puro se puede ver en las Tablas E.3 a E.9.

348
 Tabla E.3: Primera parte flujo de caja proyecto puro año 0 al 3.

Estructura flujo de caja 0 1 2 3

Ingreso por ventas 6.810.296 6.810.296 6.810.296
Costos Variable 0 0 0
Costo fijo -3.616.943 -3.616.943 -3.616.943
Depreciación total activos -8.942.486 -8.942.486 -8.942.486
Ganancia/Perdida de capital
Perdidas del ejercicio anterior -2.132.190 -4.264.380
Utilidad antes de impuestos -2.132.190 -4.264.380 -6.396.569
Impuesto a las empresas 0 0 0
Utilidad después de impuestos -2.132.190 -4.264.380 -6.396.569
Depreciación total activos 8.942.486 8.942.486 8.942.486
Ganancia/Perdida de capital
Perdidas del ejercicio anterior 2.132.190 4.264.380
Flujo operacional 3.193.353 3.193.353 3.193.353
Inversión capital fijo -174.382.195
Inversión de reemplazo activos
Valor residual de los activos
Capital de trabajo -26.157.329
Recuperación del capital de trabajo
Flujo de capitales -200.539.525 0 0 0
Flujo de caja privado -200.539.525 3.193.353 3.193.353 3.193.353

349
 Tabla E.4: Segunda parte flujo de caja proyecto puro año 4 al 7.

Estructura flujo de caja 4 5 6 7

Ingreso por ventas 6.810.296 6.810.296 6.810.296 6.810.296
Costos Variable 0 0 0 0
Costo fijo -3.616.943 -3.616.943 -3.616.943 -3.616.943
Depreciación total activos -8.942.486 -8.942.486 -8.942.486 -8.942.486
Ganancia/Perdida de capital -997.181 -1.620.000
Perdidas del ejercicio anterior -6.396.569 -9.525.940 -11.658.130 -15.410.319
Utilidad antes de impuestos -9.525.940 -11.658.130 -15.410.319 -17.542.509
Impuesto a las empresas 0 0 0 0
Utilidad después de impuestos -9.525.940 -11.658.130 -15.410.319 -17.542.509
Depreciación total activos 8.942.486 8.942.486 8.942.486 8.942.486
Ganancia/Perdida de capital 997.181 1.620.000
Perdidas del ejercicio anterior 6.396.569 9.525.940 11.658.130 15.410.319
Flujo operacional 3.193.353 3.193.353 3.193.353 3.193.353
Inversión capital fijo
Inversión de reemplazo activos -8.336.431 -16.929.000
Valor residual de los activos 1.994.362 3.240.000
Capital de trabajo
Recuperación del capital de trabajo
Flujo de capitales -6.342.070 0 -13.689.000 0
Flujo de caja privado -3.148.717 3.193.353 -10.495.647 3.193.353

350
 Tabla E.5: Tercera parte flujo de caja proyecto puro año 8 al 11.

Estructura flujo de caja 8 9 10 11

Ingreso por ventas 6.810.296 6.810.296 6.810.296 6.810.296
Costos Variable 0 0 0 0
Costo fijo -3.616.943 -3.616.943 -3.616.943 -3.616.943
Depreciación total activos -6.296.398 -6.225.978 -6.225.978 -4.714.450
Ganancia/Perdida de capital -997.181
Perdidas del ejercicio anterior -17.542.509 -18.025.791 -17.441.473 -16.857.155
Utilidad antes de impuestos -18.025.791 -17.441.473 -16.857.155 -14.761.310
Impuesto a las empresas 0 0 0 0
Utilidad después de impuestos -18.025.791 -17.441.473 -16.857.155 -14.761.310
Depreciación total activos 6.296.398 6.225.978 6.225.978 4.714.450
Ganancia/Perdida de capital 997.181
Perdidas del ejercicio anterior 17.542.509 18.025.791 17.441.473 16.857.155
Flujo operacional 3.193.353 3.193.353 3.193.353 3.193.353
Inversión capital fijo
Inversión de reemplazo activos -8.336.431
Valor residual de los activos 1.994.362
Capital de trabajo
Recuperación del capital de trabajo
Flujo de capitales -6.342.070 0 0 0
Flujo de caja privado -3.148.717 3.193.353 3.193.353 3.193.353

351
 Tabla E.6: Cuarta parte flujo de caja proyecto puro año 12 al 15.

Estructura flujo de caja 12 13 14 15

Ingreso por ventas 6.810.296 6.810.296 6.810.296 6.810.296
Costos Variable 0 0 0 0
Costo fijo -3.616.943 -3.616.943 -3.616.943 -3.616.943
Depreciación total activos -4.714.450 -4.714.450 -4.714.450 -6.543.813
Ganancia/Perdida de capital -2.617.181 5.122.217
Perdidas del ejercicio anterior -14.761.310 -15.282.645 -13.186.799 -11.090.953
Utilidad antes de impuestos -15.282.645 -13.186.799 -11.090.953 -5.702.254
Impuesto a las empresas 0 0 0 0
Utilidad después de impuestos -15.282.645 -13.186.799 -11.090.953 -5.702.254
Depreciación total activos 4.714.450 4.714.450 4.714.450 6.543.813
Ganancia/Perdida de capital 2.617.181 -5.122.217
Perdidas del ejercicio anterior 14.761.310 15.282.645 13.186.799 11.090.953
Flujo operacional 3.193.353 3.193.353 3.193.353 3.193.353
Inversión capital fijo
Inversión de reemplazo activos -25.265.431 -12.805.542
Valor residual de los activos 5.234.362 5.122.217
Capital de trabajo
Recuperación del capital de trabajo
Flujo de capitales -20.031.070 0 0 -7.683.325
Flujo de caja privado -16.837.717 3.193.353 3.193.353 -4.489.972

352
 Tabla E.7: Quinta parte flujo de caja proyecto puro año 16 al 19.

Estructura flujo de caja 16 17 18 19

Ingreso por ventas 6.810.296 6.810.296 6.810.296 6.810.296
Costos Variable 0 0 0 0
Costo fijo -3.616.943 -3.616.943 -3.616.943 -3.616.943
Depreciación total activos -6.484.897 -6.484.897 -6.484.897 -6.484.897
Ganancia/Perdida de capital -997.181 -1.620.000
Perdidas del ejercicio anterior -5.702.254 -6.374.035 -6.048.636 -7.343.237
Utilidad antes de impuestos -6.374.035 -6.048.636 -7.343.237 -7.017.838
Impuesto a las empresas 0 0 0 0
Utilidad después de impuestos -6.374.035 -6.048.636 -7.343.237 -7.017.838
Depreciación total activos 6.484.897 6.484.897 6.484.897 6.484.897
Ganancia/Perdida de capital 997.181 1.620.000
Perdidas del ejercicio anterior 5.702.254 6.374.035 6.048.636 7.343.237
Flujo operacional 3.193.353 3.193.353 3.193.353 3.193.353
Inversión capital fijo
Inversión de reemplazo activos -8.336.431 -16.929.000
Valor residual de los activos 1.994.362 3.240.000
Capital de trabajo
Recuperación del capital de trabajo
Flujo de capitales -6.342.070 0 -13.689.000 0
Flujo de caja privado -3.148.717 3.193.353 -10.495.647 3.193.353

353
 Tabla E.8: Sexta parte flujo de caja proyecto puro año 20 al 23.

Estructura flujo de caja 20 21 22 23

Ingreso por ventas 6.810.296 6.810.296 6.810.296 6.810.296
Costos Variable 0 0 0 0
Costo fijo -3.616.943 -3.616.943 -3.616.943 -3.616.943
Depreciación total activos -6.484.897 -6.484.897 -4.655.534 -4.655.534
Ganancia/Perdida de capital -997.181
Perdidas del ejercicio anterior -7.017.838 -7.689.619 -7.364.220 -5.209.458
Utilidad antes de impuestos -7.689.619 -7.364.220 -5.209.458 -3.054.695
Impuesto a las empresas 0 0 0 0
Utilidad después de impuestos -7.689.619 -7.364.220 -5.209.458 -3.054.695
Depreciación total activos 6.484.897 6.484.897 4.655.534 4.655.534
Ganancia/Perdida de capital 997.181
Perdidas del ejercicio anterior 7.017.838 7.689.619 7.364.220 5.209.458
Flujo operacional 3.193.353 3.193.353 3.193.353 3.193.353
Inversión capital fijo
Inversión de reemplazo activos -8.336.431
Valor residual de los activos 1.994.362
Capital de trabajo
Recuperación del capital de trabajo
Flujo de capitales -6.342.070 0 0 0
Flujo de caja privado -3.148.717 3.193.353 3.193.353 3.193.353

354
 Tabla E.9: Séptima parte flujo de caja proyecto puro año 24 y 25.

Estructura flujo de caja 24 25

Ingreso por ventas 6.810.296 6.810.296
Costos Variable 0 0
Costo fijo -3.616.943 -3.616.943
Depreciación total activos -4.655.534 -4655534
Ganancia/Perdida de capital -2.617.181 7.221.048
Perdidas del ejercicio anterior -3.054.695 -3.517.114
Utilidad antes de impuestos -3.517.114 5.858.697
Impuesto a las empresas 0 -1.581.848
Utilidad después de impuestos -3.517.114 4.276.848
Depreciación total activos 4.655.534 4.655.534
Ganancia/Perdida de capital 2.617.181 -7.221.048
Perdidas del ejercicio anterior 3.054.695 3.517.114
Flujo operacional 3.193.353 1.611.505
Inversión capital fijo
Inversión de reemplazo activos -25.265.431
Valor residual de los activos 5.234.362 19.268.361
Capital de trabajo
Recuperación del capital de trabajo 26.157.329
Flujo de capitales -20.031.070 45.425.691
Flujo de caja privado -16.837.717 47.037.195

355
E.2. Flujo de caja proyecto con deuda
El precio de venta de los insumos se ve en la Tabla E.10, la cantidad vendida corresponde a la
demanda de hidrógeno gaseoso Tabla 5.30, y la demanda de oxígeno gaseoso y liquido del Hospital
Regional de Concepción Tablas 4.30 y 4.27. Mediante la Ecuación 6.7 se obtienen los ingresos por
venta presentes en la Tabla E.11.

Tabla E.10: Precio de venta de los compuestos al Hospital Regional de Concep-

ción.

Precio venta hidrógeno PH2 [USD/kg] 12

Precio venta oxígeno gaseoso PO2 g [USD/Nm3 ] 2,50
Precio arriendo cilindros oxígeno gaseoso PcO2 g [USD/cilindroda] 0,20
Precio venta oxígeno liquido PO2 L [USD/Nm3 ] 0,29

Tabla E.11: Ingresos por la venta de los compuestos al Hospital Regional de Con-
cepción.

Ingresos por venta de hidrógeno [USD/año] 6.567.684

Ingresos por venta de oxígeno gaseoso [USD/año] 142.853
Ingresos por venta de oxígeno liquido [USD/año] 99.759
Ingresos totales [USD/año] 6.810.296

El desarrollo del flujo de caja del proyecto con deuda, dado un 30 % del costo de capital fijo
(CAPEX) como préstamo se puede ver en las Tablas E.12 a E.18.

356
 Tabla E.12: Primera parte flujo de caja proyecto con deuda tomando un préstamo
del 30 % del costo de capital fijo (CAPEX), así como la tabla de pago año 0 al 3.

Estructura flujo de caja 0 1 2 3

Ingreso por ventas 6.810.296 6.810.296 6.810.296
Costos Variable 0 0 0
Costo fijo -3.616.943 -3.616.943 -3.616.943
Depreciación total activos -8.942.486 -8.942.486 -8.942.486
Ganancia/Perdida de capital
Interés -2.092.586 -2.042.339 -1.990.082
Perdidas del ejercicio anterior -4224776 -8.399.305
Utilidad antes de impuestos -4.224.776 -8.399.305 -12.521.577
Impuesto a las empresas 0 0 0
Utilidad después de impuestos -4.224.776 -8.399.305 -12.521.577
Depreciación total activos 8.942.486 8.942.486 8.942.486
Ganancia/Perdida de capital
Perdidas del ejercicio anterior 4224776 8.399.305
Flujo operacional 1.100.766 1.151.013 1.203.270
Inversión capital fijo -174.382.195
Inversión de reemplazo activos
Valor residual de los activos
Capital de trabajo -26.157.329
Recuperación del capital de trabajo
Prestamos 52.314.659
Amortizaciones -1.256.178 -1.306.425 -1.358.682
Flujo de capitales -148.224.866 -1.256.178 -1.306.425 -1.358.682
Flujo de caja privado -148.224.866 -155.411 -155.411 -155.411

Año 0 1 2 3
Préstamo 52.314.659 51.058.481 49.752.056 48.393.374
Intereses 2.092.586 2.042.339 1.990.082
Amortización 1.256.178 1.306.425 1.358.682
Cuota 3.348.764 3.348.764 3.348.764

357
 Tabla E.13: Segunda parte flujo de caja proyecto con deuda tomando un préstamo
del 30 % del costo de capital fijo (CAPEX), así como la tabla de pago año 4 al 7.

Estructura flujo de caja 4 5 6 7

Ingreso por ventas 6.810.296 6.810.296 6.810.296 6.810.296
Costos Variable 0 0 0 0
Costo fijo -3.616.943 -3.616.943 -3.616.943 -3.616.943
Depreciación total activos -8.942.486 -8.942.486 -8.942.486 -8.942.486
Ganancia/Perdida de capital -997.181 -1.620.000
Interés -1.935.735 -1.879.214 -1.820.432 -1.759.299
Perdidas del ejercicio anterior -12.521.577 -17.586.683 -21.598.086 -27.170.708
Utilidad antes de impuestos -17.586.683 -21.598.086 -27.170.708 -31.062.196
Impuesto a las empresas 0 0 0 0
Utilidad después de impuestos -17.586.683 -21.598.086 -27.170.708 -31.062.196
Depreciación total activos 8.942.486 8.942.486 8.942.486 8.942.486
Ganancia/Perdida de capital 997.181 1.620.000
Perdidas del ejercicio anterior 12.521.577 17.586.683 21.598.086 27.170.708
Flujo operacional 1.257.618 1.314.139 1.372.921 1.434.054
Inversión capital fijo
Inversión de reemplazo activos -8.336.431 -16.929.000
Valor residual de los activos 1.994.362 3.240.000
Capital de trabajo
Recuperación del capital de trabajo
Prestamos
Amortizaciones -1.413.029 -1.469.550 -1.528.332 -1.589.465
Flujo de capitales -7.755.099 -1.469.550 -15.217.332 -1.589.465
Flujo de caja privado -6.497.481 -155.411 -13.844.411 -155.411

Año 4 5 6 7
Préstamo 46.980.345 45.510.795 43.982.463 42.392.998
Intereses 1.935.735 1.879.214 1.820.432 1.759.299
Amortización 1.413.029 1.469.550 1.528.332 1.589.465
Cuota 3.348.764 3.348.764 3.348.764 3.348.764

358
 Tabla E.14: Tercera parte flujo de caja proyecto con deuda tomando un préstamo
del 30 % del costo de capital fijo (CAPEX), así como la tabla de pago año 8 al 11.

Estructura flujo de caja 8 9 10 11

Ingreso por ventas 6.810.296 6.810.296 6.810.296 6.810.296
Costos Variable 0 0 0 0
Costo fijo -3.616.943 -3.616.943 -3.616.943 -3.616.943
Depreciación total activos -6.296.398 -6.225.978 -6.225.978 -4.714.450
Ganancia/Perdida de capital -997.181
Interés -1.695.720 -1.629.598 -1.560.832 -1.489.314
Perdidas del ejercicio anterior -31.062.196 -33.241.198 -34.286.479 -35.262.992
Utilidad antes de impuestos -33.241.198 -34.286.479 -35.262.992 -34.656.460
Impuesto a las empresas 0 0 0 0
Utilidad después de impuestos -33.241.198 -34.286.479 -35.262.992 -34.656.460
Depreciación total activos 6.296.398 6.225.978 6.225.978 4.714.450
Ganancia/Perdida de capital 997.181
Perdidas del ejercicio anterior 31.062.196 33.241.198 34.286.479 35.262.992
Flujo operacional 1.497.633 1.563.755 1.632.521 1.704.039
Inversión capital fijo
Inversión de reemplazo activos -8.336.431
Valor residual de los activos 1.994.362
Capital de trabajo
Recuperación del capital de trabajo
Prestamos
Amortizaciones -1.653.044 -1.719.166 -1.787.932 -1.859.450
Flujo de capitales -7.995.114 -1.719.166 -1.787.932 -1.859.450
Flujo de caja privado -6.497.481 -155.411 -155.411 -155.411

Año 8 9 10 11
Préstamo 4.0739.954 39.020.788 37.232.855 35.373.406
Intereses 1.695.720 1.629.598 1.560.832 1.489.314
Amortización 165.3044 1.719.166 1.787.932 1.859.450
Cuota 3.348.764 3.348.764 3.348.764 3.348.764

359
 Tabla E.15: Cuarta parte flujo de caja proyecto con deuda tomando un préstamo
del 30 % del costo de capital fijo (CAPEX), así como la tabla de pago año 12 al 15.

Estructura flujo de caja 12 13 14 15

Ingreso por ventas 6.810.296 6.810.296 6.810.296 6.810.296
Costos Variable 0 0 0 0
Costo fijo -3.616.943 -3.616.943 -3.616.943 -3.616.943
Depreciación total activos -4.714.450 -4.714.450 -4.714.450 -6.543.813
Ganancia/Perdida de capital -2.617.181 5.122.217
Interés -1.414.936 -1.337.583 -1.257.136 -1.173.471
Perdidas del ejercicio anterior -34.656.460 -36.592.732 -35.834.469 -34.995.759
Utilidad antes de impuestos -36.592.732 -35.834.469 -34.995.759 -30.780.530
Impuesto a las empresas 0 0 0 0
Utilidad después de impuestos -36.592.732 -35.834.469 -34.995.759 -30.780.530
Depreciación total activos 4.714.450 4.714.450 4.714.450 6.543.813
Ganancia/Perdida de capital 2.617.181 -5.122.217
Perdidas del ejercicio anterior 34.656.460 36.592.732 35.834.469 34.995.759
Flujo operacional 1.778.417 1.855.770 1.936.217 2.019.882
Inversión capital fijo
Inversión de reemplazo activos -25.265.431 -12.805.542
Valor residual de los activos 5.234.362 5.122.217
Capital de trabajo
Recuperación del capital de trabajo
Prestamos
Amortizaciones -1.933.828 -2.011.181 -2.091.628 -2.175.293
Flujo de capitales -21.964.898 -2.011.181 -2.091.628 -9.858.618
Flujo de caja privado -20.186.481 -155.411 -155.411 -7.838.736

Año 12 13 14 15
Préstamo 33.439.578 31.428.397 29.336.769 27.161.476
Intereses 1.414.936 1.337.583 1.257.136 1.173.471
Amortización 1.933.828 2.011.181 2.091.628 2.175.293
Cuota 3.348.764 3.348.764 3.348.764 3.348.764

360
 Tabla E.16: Quinta parte flujo de caja proyecto con deuda tomando un préstamo
del 30 % del costo de capital fijo (CAPEX), así como la tabla de pago año 16 al 19.

Estructura flujo de caja 16 17 18 19

Ingreso por ventas 6.810.296 6.810.296 6.810.296 6.810.296
Costos Variable 0 0 0 0
Costo fijo -3.616.943 -3.616.943 -3.616.943 -3.616.943
Depreciación total activos -6.484.897 -6.484.897 -6.484.897 -6.484.897
Ganancia/Perdida de capital -997.181 -1.620.000
Interés -1.086.459 -995.967 -901.855 -803.979
Perdidas del ejercicio anterior -30.780.530 -32.538.771 -33.209.339 -35.405.794
Utilidad antes de impuestos -32.538.771 -33.209.339 -35.405.794 -35.884.374
Impuesto a las empresas 0 0 0 0
Utilidad después de impuestos -32.538.771 -33.209.339 -35.405.794 -35.884.374
Depreciación total activos 6.484.897 6.484.897 6.484.897 6.484.897
Ganancia/Perdida de capital 997.181 1.620.000
Perdidas del ejercicio anterior 30.780.530 32.538.771 33.209.339 35.405.794
Flujo operacional 2.106.894 2.197.386 2.291.498 2.389.374
Inversión capital fijo
Inversión de reemplazo activos -8.336.431 -16.929.000
Valor residual de los activos 1.994.362 3.240.000
Capital de trabajo
Recuperación del capital de trabajo
Prestamos
Amortizaciones -2.262.305 -2.352.797 -2.446.909 -2.544.785
Flujo de capitales -8.604.375 -2.352.797 -16.135.909 -2.544.785
Flujo de caja privado -6.497.481 -155.411 -13.844.411 -155.411

Año 16 17 18 19
Préstamo 24.899.171 22.546.374 20.099.464 17.554.679
Intereses 1.086.459 995.967 901.855 803.979
Amortización 2.262.305 2.352.797 2.446.909 2.544.785
Cuota 3.348.764 3.348.764 3.348.764 3.348.764

361
 Tabla E.17: Sexta parte flujo de caja proyecto con deuda tomando un préstamo del
30 % del costo de capital fijo (CAPEX), así como la tabla de pago año 20 a 23.

Estructura flujo de caja 20 21 22 23

Ingreso por ventas 6.810.296 6.810.296 6.810.296 6.810.296
Costos Variable 0 0 0 0
Costo fijo -3.616.943 -3.616.943 -3.616.943 -3.616.943
Depreciación total activos -6.484.897 -6.484.897 -4.655.534 -4.655.534
Ganancia/Perdida de capital -997.181
Interés -702.187 -596.324 -486.226 -371.725
Perdidas del ejercicio anterior -35.884.374 -37.258.342 -37.529.267 -35.860.731
Utilidad antes de impuestos -37.258.342 -37.529.267 -35.860.731 -34.077.694
Impuesto a las empresas 0 0 0 0
Utilidad después de impuestos -37.258.342 -37.529.267 -35.860.731 -34.077.694
Depreciación total activos 6.484.897 6.484.897 4.655.534 4.655.534
Ganancia/Perdida de capital 997.181
Perdidas del ejercicio anterior 35.884.374 37.258.342 37.529.267 35.860.731
Flujo operacional 2.491.166 2.597.029 2.707.126 2.821.628
Inversión capital fijo
Inversión de reemplazo activos -8.336.431
Valor residual de los activos 1.994.362
Capital de trabajo
Recuperación del capital de trabajo
Prestamos
Amortizaciones -2.646.577 -2.752.440 -2.862.537 -2.977.039
Flujo de capitales -8.988.647 -2.752.440 -2.862.537 -2.977.039
Flujo de caja privado -6.497.481 -155.411 -155.411 -155.411

Año 20 21 22 23
Préstamo 14.908.102 12.155.662 9.293.125 6.316.086
Intereses 702.187 596.324 486.226 371.725
Amortización 2.646.577 2.752.440 2.862.537 2.977.039
Cuota 3.348.764 3.348.764 3.348.764 3.348.764

362
Tabla E.18: Sexta parte flujo de caja proyecto con deuda tomando un préstamo del
30 % del costo de capital fijo (CAPEX), así como la tabla de pago año 24 y 25.

Estructura flujo de caja 24 25

Ingreso por ventas 6.810.296 6.810.296
Costos Variable 0 0
Costo fijo -3.616.943 -3.616.943
Depreciación total activos -4.655.534 -4.655.534
Ganancia/Perdida de capital -2.617.181 7.221.048
Interés -252.643 -128.799
Perdidas del ejercicio anterior -34.077.694 -34.792.756
Utilidad antes de impuestos -34.792.756 -25.545.744
Impuesto a las empresas 0 0
Utilidad después de impuestos -34.792.756 -25.545.744
Depreciación total activos 4.655.534 4.655.534
Ganancia/Perdida de capital 2.617.181 -7.221.048
Perdidas del ejercicio anterior 34.077.694 34.792.756
Flujo operacional 2.940.709 3.064.554
Inversión capital fijo
Inversión de reemplazo activos -25.265.431
Valor residual de los activos 5.234.362 19.268.361
Capital de trabajo
Recuperación del capital de trabajo 26.157.329
Prestamos
Amortizaciones -3.096.121 -3.219.965
Flujo de capitales -23.127.190 42.205.725
Flujo de caja privado -20.186.481 45.270.280

Año 24 25
Préstamo 3.219.965 0
Intereses 252.643 128.799
Amortización 3.096.121 3.219.965
Cuota 3.348.764 3.348.764

363