Estudo de Hidrogeneras em Sevilla

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Equation Chapter 1 Section 1 
Trabajo Fin de Grado 
Grado en Ingeniería Química 
 
Ingeniería básica de una hidrogenera en la Escuela 
Técnica Superior de Ingeniería de Sevilla 
Autor: Aitor Rosa Palma 
Tutor: Pedro García Haro 
Dpto. Ingeniería Química y Ambiental 
Escuela Técnica Superior de Ingeniería 
Universidad de Sevilla 
 Sevilla, 2023 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
iii 
 
Trabajo Fin de Grado 
Grado en Ingeniería Química 
 
 
 
 
 
Ingeniería básica de una hidrogenera en la Escuela 
Técnica Superior de Ingeniería de Sevilla 
 
 
Autor: 
Aitor Rosa Palma 
 
 
 
Tutor: 
Pedro García Haro 
Profesor titular 
 
 
 
Dpto. de Ingeniería Química y Ambiental 
Escuela Técnica Superior de Ingeniería 
Universidad de Sevilla 
Sevilla, 2023 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
v 
 
 
 
 
Trabajo Fin de Grado: Ingeniería básica de una hidrogenera en la Escuela Técnica Superior de Ingeniería de 
Sevilla 
 
 
 
 
 
Autor: Aitor Rosa Palma 
Tutor: Pedro García Haro 
 
 
El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: 
Presidente: 
 
 
 
Vocales: 
 
 
 
 
Secretario: 
 
 
 
 
Acuerdan otorgarle la calificación de: 
 
Sevilla, 2023 
 
 
 
 
 
 
El Secretario del Tribunal 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
vii 
 
 
 
 
 
 
 
 
A mi familia 
A mis maestros 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ix 
 
 
Agradecimientos 
En este momento crucial de mi trayectoria académica, me gustaría expresar mi profundo agradecimiento a todos 
aquellos que han sido parte fundamental en mi camino hacia la culminación de mi grado universitario. 
 
En primer lugar, quiero expresar mi más sincero agradecimiento a mis seres queridos, mi familia y amigos 
cercanos. Su amor incondicional, aliento y apoyo moral han sido la fuerza impulsora detrás de mis logros. Han 
estado a mi lado en los momentos de alegría y de desafíos, brindándome su apoyo inquebrantable. Su confianza 
en mí y su constante motivación han sido el combustible que me han ayudado a superar obstáculos y alcanzar 
mis metas. 
 
Asimismo, quiero agradecer a mis profesores y profesoras con las que he tenido la oportunidad de dar clase, 
cuya dedicación y enseñanza han sido fundamentales para mi formación. Me han permitido adquirir 
conocimientos sólidos y desarrollar habilidades valiosas que me llevaré conmigo durante toda mi vida. Gracias 
a ello, me han dado a entender cómo es el mundo de hoy en día y la verdadera importancia de la ingeniería 
química para la humanidad. 
 
A todos y cada uno de ustedes, les estoy profundamente agradecido por su contribución invaluable en mi camino 
hacia la finalización de este grado universitario. 
 
Aitor Rosa Palma 
Estudiante de Ingeniería Química en la Escuela Técnica Superior de Ingenieria de la Universidad de Sevilla 
Sevilla, 2023 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
xi 
 
Resumen 
El presente trabajo de fin de grado se centra en el estudio de las hidrogeneras, una tecnología emergente que ha 
experimentado una consolidación significativa en los últimos años. En España, ya existen varias hidrogeneras 
operativas, lo que demuestra el avance y la viabilidad de esta tecnología. 
 
En términos generales, una hidrogenera consta de varias partes fundamentales. Entre ellas se encuentran el 
electrolizador, encargado de producir hidrógeno a partir de la electrólisis del agua, el almacenamiento de 
hidrógeno en tanques de alta presión, y los sistemas de dispensación, que permiten realizar recargas tanto para 
vehículos turismos a 700 bar como para vehículos de mayor tamaño a 350 bar. 
 
Es importante destacar que la tecnología del hidrógeno presenta elevados costes en la actualidad. Sin embargo, 
se prevé que a medida que la industria crezca y se alcancen economías de escala, los costes se reducirán 
significativamente. Esta evolución, sumada a la creciente preocupación por la sostenibilidad y la necesidad de 
reducir las emisiones de gas de efecto invernadero, respalda la consolidación y expansión de las hidrogeneras 
como una alternativa viable y limpia para el suministro de energía en el sector del transporte. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
xiii 
 
Abstract 
This thesis focuses on the study of hydrogen refuelings systems, an emerging technology that has undergone 
significant consolidation in recent years. In Spain, there are already several operational hydrogen refuelings 
systems, which demonstrates the progress and viability of this technology. 
 
Generally speaking a hydrogen refueling system consists of several fundamental parts. These include the 
electrolyser, which is responsible for producing hydrogen from the electrolysis of water, storing hydrogen in 
high pressure tanks, and dispensing systems, which allow recharging both for passenger cars at 700 bar and for 
larger vehicles at 350 bar. 
 
It is important to note that hydrogen technology has high costs today. However, as the industry grows and 
economies of scale are achieved, costs are expected to be significantly reduced. These developments, coupled 
with growing concerns about sustainability and the need to reduce greenhouse gas emissions, supports the 
consolidation and expansion of hydropower as a viable and clean alternative for energy supply in the transport 
sector. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Índice 
 
Agradecimientos ix 
Resumen xi 
Abstract xiii 
Índice xiv 
Índice de Tablas xvii 
Índice de Figuras xix 
1 Introducción 21 
1.1 Objetivo y alcance 21 
1.2 Hoja de ruta del hidrógeno 21 
1.2.1 Retos a susperar para el despliegue de hidrogeneras para la movilidad 21 
1.2.2 Plan y objetivos en España para el despliegue de la red de hidrogeneras 22 
1.2.2.2 Plan y objetivos europeos 25 
1.2.2.3 Situación en el resto del mundo 26 
2 Legislación 28 
2.1 Estaciones de servicio de hidrógeno 28 
2.2 Desarrollo de las instrucciones técnicas complementarias aplicables. 29 
2.3 Producción de hidrógeno 37 
3 Descripción de la hidrogenera 11 
3.1 Diagrama de flujo de la estación de servicio de hidrógeno 11 
3.2 Separación del hidrógeno de la molécula de agua: Proceso de Electrólisis. 11 
3.3 Almacenamiento 12 
3.3.1 Almacenamiento en cascada 13 
3.3.2 Almacenamiento en búfer 13 
3.3.3 Comparativa entre sistemas de almacenamiento búfer y cascada durante el proceso de llenado
 14 
3.3.4 Almacenamiento de hidrógeno en la implantación de la hidrogenera 17 
3.4 Compresión 18 
3.4.1 Sistema de compresión: Compresor de Diafragma 20 
3.5 Intercambiador de calor 21 
3.6 Dispensación y preenfriamiento 21 
3.6.1 Hybloc exchanger 22 
3.6.2 Equipo de dispensación de hidrógeno 23 
4 Simulación del proceso de recarga 25 
4.1 Descripción del software H2FILLs 25 
4.2 Implementación de la configuración de la planta en el software H2FILLs 25 
4.3 Resultados de la simulación 26 
5 Análisis de Costes 28 
5.1 Introducción al análisis de costes 28 
5.2 Cálculo y estimación de los costes 28 
 
xv 
 
5.2.1 Cálculo de los costes totales de los equipos 28 
5.2.2 Cálculo del coste total de inversión. 32 
5.3 Esquema final de costes de la instalación33 
6 Conclusiones 35 
Anexo 36 
Cálculo de la producción de hidrógeno y energía generada 36 
Cálculo de la temperatura de salida del compresor 37 
Balance de energía en el tren de intercambiadores 38 
Referencias 40 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
xvii 
 
ÍNDICE DE TABLAS 
 
 
Tabla 3-1: Comparativa final entre la configuración de almacenamiento búfer y cascada. 17 
Tabla 3-2: Comparativa entre los tipos de compresores dinámicos 19 
Tabla 5-1: Datos del intercambiador 29 
Tabla 5-2: Factores de Chilton [30] 32 
Tabla 5-3: Resultado de costes de inversión 33 
Tabla 6-1: Resultados de los valores de energía generada a partir de los datos de producción y capacidad.
 37 
Tabla 6-2: Valores de los trabajos de cada uno de los compresores 38 
Tabla 6-3: Resultados de las temperaturas de salida de la línera de proceso 39 
Tabla 6-4: Valores de los calores intercambiados en cada intercambiador 39 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
xix 
 
ÍNDICE DE FIGURAS 
 
 
Figura 1-1: Mapa de España con 71 hidrogeneras instaladas en cada uno de los municipios con más de 100.000 
habitantes. [20] 23 
Figura 1-2: Despliegue de hidrogeneras en rutas con mayor IMD. [20] 23 
Figura 1-3: Mapa de España con 150 hidrogeneras instaladas. [20] 24 
Figura 1-4 Mapa de hidrogeneras instaladas en España en la actualidad. [20] 25 
Figura 1-5: Costos de producción de hidrógeno utilizando gas natural en 2018. [22] 27 
Figura 3-1: Diagrama de flujo de la estación de servicio 11 
Figura 3-2: Diagrama esquemático de una hidrogenera. [1 12 
Figura 3-3: Diagrama esquemático de sistema de almacenamiento en cascada. [16] 13 
Figura 3-4: Diagrama esquemático del sistema de almacenamiento en búfer. [16] 14 
Figura 3-5: Evolución de los perfiles dinámicos de presión en sistema búfer y en cascada. [16] 14 
Figura 3-6: Evolución del perfil de temperatura de ambos sistemas de almacenamiento en función del tiempo. 
[16] 15 
Figura 3-7: Evolución de la masa de llenado entre ambos sistemas de almacenamiento en función del tiempo. 
[16] 15 
Figura 3-8: Evolución de la masa de llenado a bordo en función de la temperatura ambiente. [16] 16 
Figura 3-9: Comparativa en generación de entropía entre ambos tipos de almacenamientos. [16] 16 
Figura 3-10: Almacenamiento de baja presión a 30 bar. [26] 18 
Figura 3-11: Almacenamiento de alta presión a 500 bar. [26] 18 
Figura 3-12: a) Compresor tipo pistón, b) Compresor de diafragma, c) Compresor lineal, d) Compresor iónicos. 
[19] 20 
Figura 3-13: Compresor de diafragma [27] 21 
Figura 3-14: Intercambiador de calor de circuito impreso y proceso fabricación. [25] 21 
Figura 3-15 Instalación del HyBloc Exchanger. [20] 22 
Figura 3-16: HyBloc Exchanger [20] 23 
Figura 3-17: Modelo E30 H2 A 11 H70. [21] 24 
Figura 4-1: Diseño del diagrama en el software H2FILLs 26 
Figura 4-2: Gráfico de la evolución de la presión en el tanque del vehículo 26 
Figura 4-3: Gráfico de la evolución del caudal másico durante la recarga 27 
Figura 4-4: Gráfico de la evolución de la temperatura durante la recarga 27 
Figura 5-1: Esquema resumen de los costes totales de los equipos y el área total que se va a ocupar 34 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1 INTRODUCCIÓN 
 
n un mundo cada vez más preocupado por la sostenibilidad y la transición hacia funetes de energía más 
limpias, el hidrógeno ha surgido como una prometedora alternativa para abordar los desafíos energéticos 
y ambientales que enfrentamos. Con su capacidad para generar energía limpia y su versatilidad como 
vector energético, el hidrógeno se ha convertido en el foco de atención en la comunidad internacional. 
 
1.1 Objetivo y alcance 
El objetivo principal es realizar una ingeniería básica de una hidrogenera, una infraestructura esencial para la 
producción, almacenamiento y distribución de hidrógeno a gran escala. La hidrogenera desempeña un papel 
crucial en la promoción del uso generalizado del hidrógeno como fuente de energía limpia y sostenible. 
 
En cuanto al alcance de este trabajo de fin de grado comprende el análisis de todo el ciclo de producción y uso 
del hidrógeno, desde el tratamiento del agua en el proceso de electrólisis hasta la recarga de vehículos de pila de 
combustible. Se examinarán el tratamiento del agua, la electrólisis, el almacenamiento de hidrógeno y el proceso 
de recarga de los vehículos, con el objetivo de identificar oportunidades de mejora y promover la adopción del 
hidrógeno como fuente de energía limpia en el sector del transporte. 
 
1.2 Hoja de ruta del hidrógeno 
En este apartado vamos a abordar el desarrollo y evolución de las hidrogeneras en la actualidad dentro del marco 
español y europeo, viendo los nuevos retos implantados a futuro, cómo y de qué manera se está avanzando en 
el camino del hidrógeno, cuáles son las ideas para hacer que esos retos sean al final una realidad y en qué 
situación nos encontramos en este momento. 
 
 
1.2.1 Retos a susperar para el despliegue de hidrogeneras para la movilidad 
Vamos a clasificar en qué ámbitos del sector movilidad hay que seguir superando y consiguiendo retos para el 
avance del hidrógeno como combustible en el sector automoción: 
 
1. Producción: 
 
- Precio competitivo: el precio del hidrógeno para vehículos debe alcanzar almenos un coste 
óptimo y alcanzable para el cliente, almenos, 6 €/kg de hidrógeno, para que el precio en 
comparación con los demás carburantes existentes sea algo más equiparable. En la actualidad, 
al usuario final tiene que hacer un esfuerzo por invertir en una tecnología en desarrollo y 
acarrerar con un sobrecoste de un vehículo de hidrógeno, por lo que definitivamente hay que 
alcanzar precios más competitivos para que se pueda promover más el consumo del hidrógeno 
como carburante. 
E 
 
Introducción 
 
 
22 
- Disponibilidad de hidrógeno verde: si nos centramos en la producción del hidrógeno verde, 
debemos de tener claro que hay que seguir avanzando en la escalabilidad, los costes de la 
generación a raíz de energías renovables en la actualidad están ligado con unos costes de 
producción bastante elevados en comparación a la producción de este a partir de combustibles 
fósiles. 
 
2. Legalización: 
 
- El consentimiento y adquisición de licencias para la implantación de una nueva 
hidrogenera: este proceso conlleva un largo trámite de años, teniendo que reportar al gobierno 
nacional, industria, ayuntamiento… además de la gran disparidad de criterios entre unas y otras 
admisnitraciones las cuales deberían estar más uniformizadas y armonizadas. 
- Vacíos reglamentarios: hay una escasez legislativa en distintos ámbitos dentro del proyecto 
de implantación de hidrogeneras la cual afecta de forma negativa en el momento que se quiere 
solicitar cualquier autorización o licencia, quedando el trámite incompleto por 
desconocimiento por parte de la administración. 
 
3. Financiación: 
 
- Subvenciones: Son altamente importantes, teniendo que abarcar todo el capex y opex para que 
el despliegue de hidrogeneras acaben siendo rentables y asequibles. 
 
1.2.2 Plan y objetivos en España para el despliegue de la red de hidrogeneras 
 
La hoja de ruta del hidrógeno en España plantea un objetivo de desplegar entre 100 y 150 hidrogeneras en el 
año 2030. La tecnología en las hidrogeneras está claramente establecida y madurada, por lo que los retos los 
cuales hay que superar para favorecer la penetración del hidrógeno son otros. Uno de los grandes retos que 
habría que conseguir sería desplegar una red de hidrogeneras la cual sea capilar, uniforme, planificada y 
dimensionada adecuadamente. De nada sirve tener la cantidad de hidrogenerasque se desea en 2030, si estas 
están ubicadas en ciertas ciudades y en otras no, cuando lo que se pretende en esta hoja de ruta es conseguir un 
país unificado con el hidrógeno, donde los ciudadanos puedan tener al alcance servicios de repostaje de 
hidrógeno y conseguir la descarbonización. 
 
En cuanto a los objetivos de la hoja de ruta, se espera una flota de almenos 150 a 200 autobuses que funcionen 
con pilas de combustible de hidrógeno en 2030, destacando la participación de los autobuses urbanos de ciudades 
de mas de 100.000 habitantes y entre 5000 y 7500 vehículos ligeros y pesados. Dichos objetivos se han estimado 
teniendo en cuenta que la red que se va a conseguir y que se espera implantar en 2030 es de entre 100 y 150 
hidrogeneras, con acceso público y repartidas por todo el territorio español, con una distancia máxima entre cada 
una de ellas de 250 km. Por otro lado, también se desea obtener al menos dos líneas comerciales de trenes de 
media y larga distancia en vías no electrificadas. Finalmente, maquinarias de handling que utilice pilas de 
combustible de hidrógeno renovable y de puntos de suministro en los cinco primeros puertos y areopuertos en 
volumen de mercancías y pasajeros. 
 
Si analizamos cuántos municipios de más de 100.000 habitantes hay en España, obtenemos 71 municipios en 
total. Si por cada municipio de estas características implantáramos una hidrógenera, tendríamos en total una 
distancia estimada entre hidrogeneras de unos 400 km (ver figura x), lo cual no cumplimentaría con los objetivos 
que se plantean a nivel español y no sería viable para cualquier ciudadano que quisiera viajar con vehículo de 
 
 
 
hidrógeno por el país. 
 
 
Figura 1-1: Mapa de España con 71 hidrogeneras instaladas en cada uno de los municipios con más de 
100.000 habitantes. [20] 
 
Si realizáramos un despliegue de hidrogeneras en los principales corredores y rutas de mayor IMD (intensidad 
media diaria de vehículos) podríamos estimar qué cantidad de hidrógeneras adicionales harían falta para 
cumplimentar con el objetivo que plantea España. Finalmente se estimó una cantidad de hidrógeneras 
adicionales de 79 hidrogeneras más. 
 
 
Figura 1-2: Despliegue de hidrogeneras en rutas con mayor IMD. [20] 
 
 
Finalmente, realizando el cómputo total de hidrogeneras a instalar en España, se estiman como mínimo una 
cantidad de 150 hidrogeneras distribuidas entre ellas a una distancia de 250km, consiguiendo satisfacer las 
necesidades de consumo de un vehículo de pila de combustible. 
 
Introducción 
 
 
24 
 
 
Figura 1-3: Mapa de España con 150 hidrogeneras instaladas. [20] 
 
 
 
En la actualidad, podemos encontrarnos en territorio español con 7 hidrogeneras instaladas: 
 
• El Centro Nacional del Hidrógeno implantó una en Puerto Llano, con una capacidad de dispensación 
de 350 bar. 
• La Fundación de Hidrógeno de Aragón instaló una en Huesca, con un repostaje de 350 bar. 
• La empresa Ajusa, en Albacete, con un respostaje de 350 bar de presión. 
• Scale Gas, en Manoteras (Madrid), con un respostaje tanto de 350 como 700 bares de presión. 
• Iberdrola instaló una en el Puerto de Barcelona, con una dispensación de 350 bar. 
• Alsa, en Torrejón de Ardoz (Comunidad de Madrid), dispensando a 350 bar. 
• SHIE, en E.S. El Cisne / ARPA EMC (Zaragoza), con una dispensación de 350 bar. 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 1-4 Mapa de hidrogeneras instaladas en España en la actualidad. [20] 
 
 
1.2.2.2 Plan y objetivos europeos 
Según nos cuenta en el Parlamento Europe y haciendo una comparativa con los objetivos de España [1], Europa 
es mucha más ambiciosa. El Parlamento Europeo presentó y aprobó el plan de propulsión del hidrógeno a una 
escala más exigente y grande. Las consideraciones ventajosas que Europa ha tenido en cuenta para la elaboración 
del plan han sido: 
 
• La UE estableció el Acuerdo de París, Pacto Verde Europeo y objetivo de lograr una transición justa y 
rentable que conduzca a la neutralidad climática para 2050. 
• La Comisión Europea ha aumentado el objetivo en cuanto a las emisiones de gases de efecto 
invernadero de aquí a 2030 al menos un 55% por debajo de los niveles de 1990, y a su vez el Parlamento 
Europeo anunció reducir las emisiones en un 60 % para 2030. 
• El Acuerdo de París del 4 de noviembre de 2016 pretendiendo mantener el aumento de la temperatura 
mundial muy por debajo de 2ºC, consiguiendo limitar la temperatura a 1,5ºC. 
• La necesidad de utilizar combustibles alternativos limpios y desarrollar sus aplicaciones para la 
eliminación gradual de los combustibles fósiles lo antes posible. 
• El requerimiento de una rápida transición a una economía de cero emisiones netas de gases invernadero, 
guiada hacia un sistema energético basado en gran medida en las energías renovables y altamente 
eficiente en términos de recursos y energía, con una gran sostenibilidad, participación ciudadana, 
reducción de la pobreza energética y con una gran competitividad de los precios. 
• El hidrógeno puede utilizarse como materia prima o fuente de energía en procesos industriales 
químicos, transporte por carretera, aire y mar, aplicaciones de calefacción. 
• En la actualidad, entorno al 2% de a combinación energética europea está constituida por hidrógeno, 
del que el 95% se genera a partir de combustibles fósiles, liberando anualmente entre 70 y 120 millones 
de toneladas de CO2, mientras que en escala mundial reperesentaría el 2,5% de las emisiones de gases 
de efecto invernadero y que menos del 1% del hidrógeno producido se utiliza como vector energético. 
• Una producción de 120 millones de toneladas de hidrógeno anuales en todo el mundo tanto como 
 
Introducción 
 
 
26 
subproductos en refinería y petroquímica, como en instalaciones de producción específicas y que menos 
del 0,1% se produce mediante la electrólisis del agua. 
• El 43% de la producción del hidrógeno del mundo se utiliza para la producción de amoniaco, utilizado 
principalmente para la elaboración y producción de fertilizantes agrícolas, el 52% en refinerías y el 5% 
en síntesis de metanol y otros usos. 
• El coste del hidrógeno verde está entorno a los 2,5 – 5,5 €/kg mientras que el hidrógeno gris (producido 
a partir de fuentes fósiles) está al 1,5 €/kg. 
• El hidrógeno puede almacenar grandes cantidades de energía durante un largo periodo de tiempo, 
pudiendo hacer frente a fluctuaciones estacionales de la demanda de electricidad. Además de poder 
realizar el transporte de este vector energético tanto por camiones, barcos y gasoductos. 
• Será necesario implantar una mayor cuota de fuentes de energía renovables para descarbonizar todos 
los sectores de la economía. 
• Considerando que el sector transporte contiene un 27% del total de emisiones de gases de efectos 
invernadero, la cual se sitúa a la cabeza en cuanto a emisiones de CO2 en comparación con el resto de 
los sectores. 
• Considerando que el transporte pesado es un sector difícil de descarbonizar, en el que las posibilidades 
de electrificación directa se ven muy limitadas debido a una bajada de rentabilidad económica y por 
motivos técnicos. Las baterías contienen problemas a niveles prácticos en vehículos pesaos, trenes en 
líneas no electrificadas y buques o aeronaves, lo cual crea nuevas oportunidaes para la utilización de 
otros vectores energéticos, como el hidrógeno, permitiendo el almacenamiento de grandes cantidades 
de energía a bordo, así como el rápido repostaje para el mismo, produciendo agua como producto de 
escape. 
• El potencial de creación de nuevos puestos de trabajo en el ámbito del hidrógeno renovable podría llegar 
a 10300 puestos por cada mil millones de euros invertidos, cantidad que se podría complementar a los 
puestos generdos en el sector electricidad renovable. 
• Casi todos los Estados han incluido planes para el hidrógeno limpio en sus planes nacionales de energía 
y cima y que veintiséis Estadosmiembros han firmado la Iniciativa del Hidrógeno. 
• El actual marco legislativo que regula el gas natural nos ha ofreció un gran nivel de seguridad y 
asequibilidad energética del suministro a los consumidores, lo cual nos podemos apoyar en el para 
fomentar el desarrollo de un futuro mercado e hidrógeno verde. 
 
Con todas estas consideraciones que se han tenido en cuenta, el Parlamento Europeo propulsó el siguiente 
plan para el hidrógeno: Las estaciones de servicio de repostaje de hidrógeno estén separadas entre ellas a 
una distancia máxima de 100 km, tanto en la red básica como en la red TEN-T integral. Con capacidad 
mínima de 2 toneladas diarias y equipadas con almenos un dispensador de 700 bares. Según estima 
Hydrogen Europe, esto se traduce en que, a finales del año 2027, podrían estar disponibles 1780 
hidrogeneras en toda Europa, 1 millon de toneladas de hidrógeno al año, suficiente para impulsar hasta 
59000 camiones (suponiendo 60kg/camión diario). 
 
1.2.2.3 Situación en el resto del mundo 
En la actualidad, la fuente principal de producción de hidrógeno es el gas natural, representando las tres cuartas 
partes de la producción mundial anual de hidrógeno, que asciende a unos 70 millones de toneladas. Esto 
representa alrededor del 6% del uso mundial de gas natural. El gas es seguido por el carbón, debido a su papel 
dominante en China, y una pequeña fracción se produce a partir del uso de petróleo y electricidad. 
El costo de producción del hidrógeno a partir del gas natural está influenciado por una serie de factores técnicos 
y económicos, siendo los precios del gas y los gastos de capital los dos más importantes. 
Los costos de combustible son el factor de costo más grande, representando entre el 45% y el 75% de los costos 
 
 
 
de producción. En cuanto a los bajos precios del gas en Oriente Medio, Rusia y América del Norte dan lugar a 
algunos de los costos de producción de hidrógeno más bajos. Los importadores de gas como Japón, Corea, China 
e India tienen que hacer frente a precios de importación de gas más altos, y eso hace que los costos de producción 
de hidrógeno sean más altos. [22] 
 
 
 
Figura 1-5: Costos de producción de hidrógeno utilizando gas natural en 2018. [22] 
 
 
A nivel mundial, la demanda del hidrógeno ha crecido notablemente, con señales positivas en aplicaciones clave. 
Cabe destacar, que el aumento de la producción del hidrógeno se produjo a patir de los combustibles fósiles en 
2021, lo que produjo un impacto al medioambiente sin producir ninguna evolución de la lucha contra el cambio 
climático, siendo la producción de hidrógeno verde de menos de 1Mt en 2021. 
 
Con todos los proyectos planteados a nivel mundial en la actualidad, para 2030 la producción de hidrógeno a 
partir de fuentes de baja emisión podría aumentar a los 16-24 Mt por año, proveniendo 9-14 Mt basados en 
electrólisis y 7-10 Mt en combustibles fósiles con sistemas de capturas de CO2. Se esperan tener potencia 
instalada en electrolizadores de 134240 GW para 2030. Llegar a una emisión neta de cero emisiones en 2050 
requerirá una producción de hidrógeno verde de unos 100 Mt, por lo que es de esperar que la tecnología del 
hidrógeno verde siga evolucionando a nivel mundial hasta 2030 para conseguir dicha producción y lograr el 
objetivo a alcanzar. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Legislación 
 
 
28 
2 LEGISLACIÓN 
 
 
n este capítulo vamos a tratar de desarrollar y analizar todas las normativas españolas vigentes que se 
encuentran en la actualidad a la hora de querer trazar y diseñar una ingeniería básica de hidrogenera e 
hidrolinera. El cumplimiento de la legislación establecida es de obligado cumplimiento y muy 
importante tener en cuenta antes de ponernos manos a la obra con el proyecto. 
El ministerio de industria, comercio y turismo ha desglosado una estructura clara, concisa y clasificada de la 
legislación estipulada la cual nos vamos a basar de adelante durante todo este capítulo [2]. 
 
2.1 Estaciones de servicio de hidrógeno 
 
Si analizamos la normativa dentro del marco de la estación de repostaje de hidrógeno, se debe 
de tener en cuenta el RD 639/2016 (9 de diciembre), dentro del cual se establece un marco de 
medidas e implantación de una infraestructura para los combustibles alternativos, y que 
transpone la directiva mencionada, establece las especificaciones técnicas que una hidrogenera 
debe cumplimentar hoy en día (de Industria & Turismo, 2019) . 
• Norma UNE-EN 17124: La norma especifica lo siguiente [3]: “Este documento 
especifica las características de calidad del combustible de hidrógeno dispensado 
en las estaciones de suministro de hidrógeno para uso en sistemas de vehículos 
de pilas de combustible de membrana de intercambio de protones (PEM), así 
como las consideraciones pertinentes sobre la garantía de calidad para garantizar 
unformidad del combustible de hidrógeno”. 
• Norma UNE-EN 17127: La norma especifica lo siguiente [4]: “Este documento 
define los requisitos mínimos para garantizar la interoperabilidad de los puntos 
de suministro de hidrógeno, incluyendo los protocolos de llenado que dispensan 
hidrógeno gaseoso a vehículo de carretera (por ejemplo, vehículos eléctricos de 
pila de combustible) que cumplen con la legislación aplicable a estos vehículos”. 
• Norma UNE-17268: Esta norma describe lo siguiente [5]: “Este documento 
define las características de diseño, de seguridad y de funcionamiento de los 
conectores destinados al suministro de vehículos terrestres de hidrógeno 
gaseoso”. Esta norma, además, presenta los tipos de componentes que se exigen 
para los conectores de suministro de hidrógeno: 
- un receptáculo y una tapa protectora (montados sobre el vehículo); 
- un boquerel; 
- un hardware de comunicación. 
Finalmente recalca que dicha medida se aplica a los suministros con presiones 
nominales de trabajo o niveles de servicio de hidrógeno de hasta 70 MPa. 
 
E 
E 
 
 
 
2.2 Desarrollo de las instrucciones técnicas complementarias aplicables. 
Dentro de este ámbito, debemos ceñirnos principalmente en el RD 919/2006 (28 de julio), en el que se establecen 
y se definen las instrucciones complementarias desde la 1 a la 11: 
 
• ITC-ICG 01: Instalaciones de distribución de combustibles gaseosos por canalización: 
Según esta instrucción técnica describe que [6]: “La presente instrucción técnica 
complementaria tiene por objeto fijar los requisitos técnicos esenciales y las medidas 
de seguridad mínimas que deben observarse al proyectar, construir y explotar las 
instalaciones de distribución de combustibles gaseosos por canalización a que se 
refiere el artículo 2 del Reglamento técnico de distribución y utilización de 
combustibles gaseosos” 
 
• ITC-ICG 03: Instalaciones de almacenamiento de gases licuados del petróleo (GLP) en depósitos 
fijos. Esta describe que [7]: “La presente Instrucción Técnica Complementaria (en adelante, también 
denominada ITC) tiene por objeto fijar los requisitos técnicos así como las medidas esenciales de 
seguridad que deben observarse en el diseño, construcción, montaje y explotación de las instalaciones 
de almacenamiento de GLP, mediante depósitos fijos, destinadas a alimentar a instalaciones de 
distribución de combustibles gaseosos por canalización o a instalaciones receptoras (en adelante, 
instalaciones), definidas en el artículo 2 del Reglamento técnico de distribución y utilización de 
combustibles gaseosos (en adelante, también denominado reglamento). Igualmente se determinan las 
condiciones y documentación necesarias, en cada caso, para obtener su autorización y puesta en 
funcionamiento”. Pese a hablarnos de GLP, la mencionada ITC se aplicará para surtidores de hidrógeno 
de igual manera. 
Por otro lado, en cuanto a la documentación requerida según es [7]: 
- “Autorización administrativa: La construcción y diseño de centros de 
almacenamiento y distribución de envases de GLP no precisaautorización 
administrativa.” 
- “Documentación técnica: Los centros de almacenamiento y distribución de envases 
de GLP, excepto los de 4.ª y 5.ª categorías, precisarán para su realización de la 
confección de un proyecto realizado por un técnico facultativo competente, según lo 
previsto en el artículo 5 del reglamento.” 
- “Inspección: Una vez finalizada la construcción, en todo centro deberá llevarse a 
cabo una inspección por parte de un organismo de control, de los contemplados por el 
Real Decreto 2200/1995, de 28 de diciembre.” 
- “Comunicación a la Administración y puesta en servicio. El titular del centro de 
almacenamiento y distribución de envases de GLP o su representante legal deberá, una 
vez finalizada la inspección con resultado favorable citada en el apartado 4.3, presentar 
la siguiente documentación ante el órgano competente de la Comunidad Autónoma: 
Datos del titular de la instalación y ubicación del centro, incluyendo plano descriptivo de 
detalle de la instalación. Proyecto y certificado de dirección de obra, en su caso. Certificado de 
inspección del organismo de control.” 
• ITC-ICG 05: Estaciones de servicio para vehículos a gas. Esta instrucción técnica 
nos dice [8]: “La presente Instrucción Técnica Complementaria (en adelante, también 
denominada ITC) tiene por objeto fijar los requisitos técnicos esenciales y las medidas 
de seguridad mínimas que deben observarse al proyectar, construir y explotar las 
 
Legislación 
 
 
30 
instalaciones de almacenamiento y suministro de gas licuado del petróleo (GLP) a 
granel o de gas natural, tanto comprimido (GNC) como licuado (GNL), o de hidrógeno 
en fase gas para su utilización como carburante para vehículos a motor, a que se refiere 
el artículo 2 del Reglamento técnico de distribución y utilización de combustibles 
gaseosos (en adelante, también denominado reglamento)” 
Por otro lado, en cuanto a la documentación requerida y puesta en servicio: [8] 
- “Autorización administrativa: La construcción de estaciones de servicio para 
vehículos a motor que utilizan combustibles gaseosos no precisa de 
autorización administrativa. “ 
- “Documentación técnica: La construcción de la estación de servicio precisará 
de proyecto, elaborado por técnico facultativo competente que incluirá, como 
mínimo, lo siguiente: 
▪ Objeto del proyecto. 
▪ Ubicación y propiedad. 
▪ Autor del proyecto. 
▪ Titular de la instalación. 
▪ Reglamentación que se aplica. 
▪ Descripción, planos y cálculos justificativos de la instalación. 
▪ Planos de detalle. Diagramas de flujo, de conexión y del circuito 
eléctrico. 
▪ Pruebas y ensayos para efectuar. 
▪ Funcionamiento de la instalación. 
▪ Explotación de la instalación. 
▪ Mantenimiento y revisión de la instalación. 
▪ Documentación relativa a la seguridad y planes de emergencia. 
▪ Presupuesto general “ 
 
- “Ejecución. La construcción de la instalación de gas de la estación de servicio 
deberá ser realizada por una empresa instaladora de gas. El resto de la 
instalación se realizará bajo la responsabilidad del titular de la estación de 
servicio.” 
- “Finalizadas las obras y el montaje de la instalación, y previa a su puesta en 
servicio, la empresa instaladora que la ha ejecutado, bajo la supervisión del 
director de obra, realizará las pruebas previstas en las normas citadas en el 
apartado 3 de la presente ITC, según corresponda al tipo de la estación de 
servicio, debiendo anotar en el certificado el resultado de las mismas. Una 
 
 
 
vez superadas las pruebas indicadas en el párrafo anterior, la puesta en 
servicio de la instalación conllevará la realización de una inspección inicial. 
Durante esta inspección se realizarán los ensayos y las verificaciones 
establecidos en las normas citadas, según corresponda. Dichas operaciones 
serán realizadas por el organismo de control, asistido por la empresa 
instaladora y por el director de obra. Durante los ensayos el director de obra 
y la empresa instaladora, deberán tomar todas las precauciones necesarias 
para que se efectúen en condiciones seguras de acuerdo con lo reflejado en 
la norma UNE 60250.” 
- “Certificados: La empresa instaladora cumplimentará el correspondiente 
certificado de instalación, que se emitirá por triplicado, con copia para el 
titular de la instalación y para el órgano competente de la Comunidad 
Autónoma. Asimismo, en todos los casos el organismo de control, una vez 
finalizados los ensayos con resultado favorable, emitirá un certificado de 
inspección, con copia para el titular de la instalación, la empresa instaladora, 
y el director de obra, con lo que la instalación quedará en disposición de 
servicio. El director de obra emitirá también el correspondiente certificado 
de dirección de obra, con copia para el titular de la instalación y para el 
órgano competente de la Comunidad Autónoma. Como anexo incluirá 
indicaciones sobre el estado en que quedó la instalación de protección contra 
la corrosión y el relleno de la fosa de los depósitos, actas de las pruebas y 
ensayos realizados, una lista de los componentes de la instalación y sus 
características y una justificación de homologación de los componentes y 
equipos que reglamentariamente lo requieran. En su caso, se justificarán las 
variaciones en la instalación en relación con el proyecto.” 
- “Puesta en servicio: Una vez expedido el certificado de inspección, la 
instalación se considerará en disposición de servicio, momento en que el 
titular de esta podrá ponerse en contacto con el comercializador o el 
distribuidor para solicitar el primer suministro a la instalación.” 
- “Comunicación a la Administración.: De acuerdo con lo establecido en el 
artículo 5.7 del reglamento se presentará por duplicado, en un plazo máximo 
de 15 días hábiles a contar desde la fecha del primer llenado, ante el órgano 
competente de la Comunidad Autónoma, recibiendo copia diligenciada, la 
documentación indicada en dicho artículo y relacionada a continuación: 
Certificado de instalación, Fecha en que el distribuidor ha realizado el primer 
suministro. Certificado de inspección. Proyecto constructivo de la 
instalación. Certificado de dirección de obra. Plan de Mantenimiento, bien 
sea a través de contrato externo o por medios propios.” 
 
 
• ITC-IGC 06: Instalaciones de envases de gases licuados del petróleo (GLP) para 
uso propio. Dentro de esta instrucción técnica nos encontramos con [9]: “La presente 
Instrucción Técnica Complementaria (en adelante, también denominada ITC) tiene 
por objeto establecer los criterios técnicos, así como los requisitos de seguridad, que 
son de aplicación para el diseño, construcción y explotación de las instalaciones de 
almacenamiento para uso propio y suministro de GLP en envases cuya carga unitaria 
sea superior a 3 kg destinadas a alimentar a instalaciones receptoras (en adelante, 
instalaciones), a las que se refiere el artículo 2 del Reglamento técnico de distribución 
 
Legislación 
 
 
32 
y utilización de combustibles gaseosos.” 
En cuanto a la documentación requerida nos encontramos con: 
- Exclusiones: Quedarán excluidas de este apartado las instalaciones consistentes en un 
único envase de GLP de contenido inferior o igual a 15 kg, conectado por tubería flexible 
o acoplado directamente a un solo aparato de gas móvil. 
- Autorización administrativa: Las instalaciones de envases de GLP no precisan para su 
construcción de autorización administrativa previa a su diseño y construcción. 
- Pruebas previas: Antes de poner en servicio una instalación de envases de GLP, la empresa 
instaladora deberá realizar las siguientes pruebas: 
- Canalizaciones: Prueba de estanquidad a una presión de 1,5 veces la presión de operación 
de la instalación durante 10 minutos con aire, gas inerte o GLP en fase gaseosa. 
- Verificación de la estanquidad de las llaves y otros elementos a la presión de prueba. 
- Se verificará elcumplimiento general, en cuanto a las partes visibles, de las disposiciones 
señaladas en esta ITC. 
- Durante la realización de las pruebas, deberá tomarse por parte de la empresa instaladora 
todas las precauciones necesarias, y en particular si se realizan con GLP: 
▪ Prohibir terminantemente fumar. 
▪ Evitar en lo posible la existencia de puntos de ignición. 
▪ Vigilar que no existan puntos próximos que puedan provocar inflamaciones en 
caso de fuga. 
▪ Evitar zonas de posible embolsamiento de gas en caso de fuga. 
▪ Purgar y soplar las canalizaciones antes de efectuar una reparación. 
La empresa instaladora, una vez realizadas con resultado positivo las pruebas y verificaciones especificadas 
en el primer párrafo, deberá emitir el certificado de instalación. 
- Puesta en servicio: La puesta en servicio se realizará juntamente con la instalación 
receptora. 
- Comunicación a la Administración: No es precisa ninguna comunicación. No obstante, 
tanto el titular como la empresa instaladora conservarán, y tendrán a disposición de la 
Administración, el certificado de instalación que refleje la instalación de envases de GLP 
y la instalación receptora. 
 
• ITC-ICG 07: Instalaciones receptoras de combustibles gaseosos. Esta instrucción ténica nos 
describe que [10]: “La presente instrucción técnica complementaria (en adelante, también 
denominada ITC) tiene por objeto establecer los requisitos técnicos y las medidas de seguridad que 
deben observarse en el diseño, ejecución y utilización de las instalaciones receptoras a las que se 
refiere el artículo 2 del Reglamento técnico de distribución y utilización de combustibles gaseosos 
(en adelante, también denominado reglamento), así como los requisitos de los locales que las 
contienen. También se aplica a la instalación y revisión de los aparatos de gas asociados a la 
instalación.” 
 
 
 
ITC nos añade además qué tipo de documentación y medidas son las que hay que 
cumplimentar: 
- “Autorización administrativa. Las instalaciones receptoras de combustibles gaseosos no 
precisan de autorización administrativa para su ejecución.” 
- “Instalaciones que precisan proyecto. La ejecución de instalaciones receptoras precisará de 
un proyecto en los siguientes casos: 
▪ Las instalaciones individuales, cuando su potencia útil sea superior a 70 kW. 
▪ Las instalaciones comunes, cuando su potencia útil sea superior a 2.000 kW. 
▪ Las acometidas interiores, cuando su potencia útil sea superior a 2.000 kW. 
▪ Las instalaciones suministradas desde redes que trabajen a una presión de 
operación superior a 5 bar, para cualquier tipo de uso e independientemente de su 
potencia útil. 
▪ Las instalaciones que empleen nuevas técnicas o materiales, o bien que por sus 
especiales características no puedan cumplir alguno de los requisitos establecidos 
en la normativa que les sea de aplicación, siempre y cuando no supongan una 
disminución de la seguridad de estas. 
▪ Las ampliaciones de las instalaciones indicadas anteriormente, cuando la 
instalación resultante supere en un 30% la potencia de diseño de la inicialmente 
proyectada, o cuando, a causa de la ampliación, se dan los supuestos antes 
señalados. 
▪ El proyecto de una instalación de gas contendrá todas las descripciones, cálculos 
y planos necesarios para su ejecución, así como las recomendaciones e 
instrucciones necesarias para su buen funcionamiento, mantenimiento y revisión. 
▪ En las instalaciones receptoras que precisen proyecto el técnico competente 
emitirá un certificado de dirección de obra.” 
- “Pruebas y verificaciones para la entrega de la instalación: La empresa instaladora deberá 
realizar una prueba de estanquidad de las instalaciones receptoras de acuerdo con la norma 
UNE 60670-8 o la norma UNE 60620, según proceda, y cuyo resultado positivo se indicará 
en el correspondiente certificado de instalación. 
En las instalaciones receptoras que tengan acometida interior enterrado, la empresa 
instaladora entregará al distribuidor antes de la puesta en marcha de la instalación el 
certificado de acometida interior indicado en el anexo de esta ITC.” 
- “Certificados de instalación: En función del tipo de instalación receptora o de la parte de 
esta que se trate, la empresa instaladora deberá cumplimentar el correspondiente 
certificado de instalación entre los que se indican a continuación, siguiendo en cada caso 
el modelo establecido en el anexo 1 de esta ITC: 
▪ Certificado de acometida interior de gas. El certificado de acometida interior de 
gas incluirá el correspondiente croquis de la instalación especificando el trazado, 
tipo de material, longitudes de tubería, diámetros, accesorios, caudales previstos 
para cada tramo, la servidumbre de paso, cuando proceda, y esquemas necesarios 
para definir la instalación y hará una especial mención a que las pruebas de 
resistencia mecánica y estanquidad que le correspondan, según las normas UNE 
60310 y UNE 60311, han arrojado resultados positivos. 
 
Legislación 
 
 
34 
▪ Certificado de instalación común de gas. El certificado de instalación común de 
gas incluirá el correspondiente croquis de la instalación especificando el trazado, 
tipo de material, longitudes de tubería, diámetros, elementos o sistemas de 
regulación, medida y control, accesorios, caudales previstos para cada tramo y 
esquemas necesarios para definir la instalación. 
▪ Certificado de instalación individual de gas. El certificado de instalación 
individual incluirá el correspondiente croquis de la instalación especificando el 
trazado, tipo de material, longitudes de tubería, diámetros, elementos o sistemas 
de regulación, medida y control, accesorios, aparatos de consumo conectados o 
previstos, indicando su consumo calorífico nominal y esquemas necesarios para 
definir la instalación. 
▪ Adicionalmente, de forma previa a la puesta en servicio de una instalación 
receptora que alimente a un edificio de nueva planta, y en el caso de que este 
disponga de chimeneas para la evacuación de los productos de la combustión, será 
necesaria una certificación, acreditativa de que las chimeneas cumplen con lo 
dispuesto en las normas UNE 123001, UNE-EN 13384-1 y UNE-EN 13384-2, en 
cuanto a su diseño y cálculo, y en cuanto a materiales con lo indicado en las normas 
UNE-EN 1856-1 o NTE-ISH-74, según se trate de materiales metálicos o no. Si el 
certificado de dirección de obra no incluye ya dicha acreditación, será necesaria 
una certificación extendida por el técnico facultativo competente responsable de 
su construcción o por un organismo de control.” 
- “Puesta en servicio: En general, para la puesta en servicio de una instalación receptora se 
deberá comprobar que quedan cerradas, bloqueadas y precintadas las llaves de inicio de 
las instalaciones individuales que no se vayan a poner en servicio en ese momento, así 
como las llaves de conexión de aquellos aparatos de gas pendientes de instalación o 
pendientes de poner en marcha. Además, se taponarán dichas llaves en caso de que la 
instalación individual, o el aparato correspondiente, estén pendientes de instalación. 
Asimismo, se deberán purgar las instalaciones que van a quedar en servicio, asegurándose 
que al terminar no existe mezcla de aire-gas dentro de los límites de inflamabilidad en el 
interior de la instalación dejada en servicio.” 
- “Instalaciones receptoras individuales con contrato de suministro domiciliario: En estos 
casos, de forma previa a la puesta en servicio, el futuro usuario deberá formalizar la póliza 
de abono o el contrato de suministro con el suministrador aportando la documentación 
pertinente.” 
“En el caso de instalaciones receptoras alimentadas desde redes de distribución, una vez 
firmado el contrato de suministro, el usuario o, en su caso, el suministrador en su nombre 
solicitará al distribuidor la puesta en servicio de la instalación receptora. Esta solicitud será 
asimismo de aplicaciónen el caso de modificación de la instalación de acuerdo con como 
se define en el apartado 5. 
El distribuidor procederá, utilizando personal propio o autorizado, a realizar las siguientes 
pruebas previas al inicio del suministro: 
▪ Comprobar que la documentación se halla completa. 
▪ Comprobar que las partes visibles y accesibles de la instalación receptora cumplen 
con la normativa vigente. 
▪ Comprobar, en las partes visibles y accesibles, la adecuación a normas de los 
locales donde se ubiquen aparatos conectados a la instalación de gas, incluyendo 
los conductos de evacuación de humos de dichos aparatos, situados en los citados 
locales. 
 
 
 
▪ Comprobar la maniobrabilidad de las válvulas. 
▪ En los casos en que la instalación incorpore una estación de regulación, deberá 
también: 
▪ Comprobar el correcto funcionamiento de los sistemas de regulación. 
▪ Comprobar el correcto funcionamiento de los dispositivos de seguridad. 
▪ Una vez realizadas con resultado satisfactorio, el distribuidor podrá efectuar la 
puesta en servicio, para lo cual procederá a: 
▪ Precintar los equipos de medida. 
▪ Verificar la estanquidad de la instalación. 
▪ Dejar la instalación en servicio, si obtiene resultados favorables en las 
comprobaciones. 
▪ Extender un certificado de pruebas previas y puesta en servicio, del que se 
entregará una copia al titular o usuario.” 
“En el resto de las instalaciones no alimentadas desde redes de distribución el suministrador deberá efectuar 
las tareas descritas como pruebas previas y extender el certificado de pruebas previas y puesta en servicio 
para poder realizar el suministro de gas a la instalación. 
El distribuidor o, en el caso de instalaciones no alimentadas desde redes de distribución, el suministrador, 
deberá archivar un ejemplar del certificado de instalación y del certificado de pruebas previas y puesta en 
servicio de la instalación de gas, de forma que los documentos puedan ser consultados en todo momento 
por el órgano competente de la Comunidad Autónoma. 
En la reapertura de instalaciones después de una resolución de contrato, que entren de nuevo en servicio 
tras un periodo de interrupción de suministro de más de un año se actuará de igual forma que en las nuevas 
instalaciones. La empresa distribuidora procederá a verificar la existencia del certificado de la instalación 
individual archivado, procediendo a continuación a verificar, emitir y archivar por parte de la distribuidora 
el certificado de pruebas previas y puesta en servicio conforme a lo indicado en la ITC.” 
 
- “Instalaciones receptoras individuales sin contrato de suministro domiciliario: En este 
caso, una vez concluida la instalación, la empresa instaladora encargada del montaje 
realizará las pruebas y verificaciones para la entrega de la instalación descritas en el 
apartado 3.3 y emitirá, en todos los casos, el correspondiente certificado de instalación, del 
cual entregará una copia al titular.” 
- “Comunicación a la Administración.: Salvo en el caso de las instalaciones que requieren 
proyecto, no es precisa ninguna comunicación. No obstante, el suministrador tendrá a 
disposición de la Administración la documentación descrita en esta ITC que sea necesaria 
para cada instalación.” 
 
• ITC-ICG 08: Aparatos de gas. En esta instrucción técnica complementaria nos escontramos con 
la siguiente descripción [11]: “La presente instrucción técnica complementaria (en adelante 
también denominada ITC) tiene por objeto establecer los criterios técnicos y documentales, así 
como los requisitos esenciales de seguridad y los medios de certificación que han de cumplir los 
 
Legislación 
 
 
36 
aparatos que utilizan combustibles gaseosos que no se encuentren incluidos en el ámbito de 
aplicación de las disposiciones que trasponen a derecho interno español las directivas específicas 
de la Unión Europea aplicables a los aparatos de gas, de acuerdo con lo indicado en el artículo 4 
del reglamento técnico de distribución y utilización de combustibles gaseosos. Asimismo, se 
establecen los requisitos para la documentación y puesta en marcha de todos los aparatos a gas. Se 
entiende como puesta en marcha de un aparato la verificación de que el mismo en su ubicación e 
instalación definitivas, funciona de acuerdo con los parámetros de seguridad establecidos por el 
fabricante.” 
En cuanto a la documentación referida a esta ITC, se requiere: 
- “Autorización administrativa. La instalación de los aparatos de gas no precisa autorización 
administrativa.” 
- “Conexión de aparatos de gas. La conexión de los aparatos de gas a instalaciones receptoras se 
deberá realizar según lo indicado en la norma UNE 60670-7, y siempre por un instalador, salvo 
cuando dicha conexión se haga a través de un tubo flexible elastomérico con abrazadera, en cuyo 
caso podrá ser realizada por el usuario.” 
- “Los aparatos no conectados a una instalación receptora deberán cumplir las condiciones de 
ubicación indicadas en el capítulo 4 de la norma UNE 60670-6.” 
- “Puesta en marcha, mantenimiento, reparación y adecuación de los aparatos de gas. La puesta en 
marcha, mantenimiento y reparación de los aparatos de gas podrá realizarse: 
▪ Por el servicio técnico de asistencia del fabricante, siempre que posea un sistema de calidad 
certificado, o por instaladores de gas que cumplan los requisitos indicados en el capítulo 4 
de la ITC-ICG 09, cuando se trate de aparatos de gas conducidos (aparatos de tipo B y C) 
de más de 24,4 kW de potencia útil o de vitrocerámicas a gas de fuegos cubiertos. 
▪ Por el servicio de asistencia técnica del fabricante o una empresa instaladora de gas, para 
el resto de los aparatos. 
▪ La adecuación de aparatos por cambio de familia de gas podrá ser realizada por el servicio 
técnico del fabricante siempre que posea un sistema de calidad certificado o por 
instaladores de gas de categoría A o B que cumplan los requisitos indicados en el capítulo 
4 de la ITC-ICG 09. Para este fin, siempre se utilizarán componentes de características 
técnicas iguales a las aprobadas en la certificación de tipo.” 
 
 
 
- “Comprobaciones para la puesta en marcha de los aparatos de gas: Las comprobaciones 
mínimas a realizar para la puesta en marcha de los aparatos de gas conectados a 
instalaciones receptoras, serán las indicadas en la norma UNE 60670-10, junto con las 
indicaciones adicionales del fabricante.” 
- “El agente que realice la puesta en marcha de un aparato de gas deberá emitir y entregar al 
cliente un certificado de puesta en marcha, conforme al contenido del modelo del anexo 4 
de esta ITC. Asimismo, archivará dicha documentación y la mantendrá a disposición del 
órgano competente de la Comunidad Autónoma por un período mínimo de cinco años.” 
 
 
 
- “Comunicación a la Administración: No se precisa ninguna comunicación.” 
 
• ITC-ICG 09: Instaladores y empresas instaladoras de gas. En esta instrucción nos 
encontramos con [12]: “La presente instrucción técnica complementaria (en adelante, 
también denominada ITC) tiene por objeto establecer los requisitos que deben cumplir 
los instaladores de gas, las empresas instaladoras y los agentes de puesta en marcha y 
adecuación de aparatos, a que se refiere el artículo 8 del reglamento técnico de 
distribución y utilización de combustibles gaseosos (en adelante, también denominado 
reglamento).” 
• ITC-ICG 10: Instalaciones de gases licuados del petróleo de uso doméstico en 
caravanas y autocaravanas. Según esta instrucción [13]: “La presente instrucción 
técnica complementaria (en adelante, también denominada ITC) tiene por objeto fijar 
los requisitos técnicos esenciales y las medidas de seguridad que deben observarse 
referentes al diseño, construcción, pruebas, instalación y utilización de las 
instalaciones de GLP de uso doméstico en caravanas y autocaravanas, a las que se 
refiere el artículo 2.1,g) del reglamento técnico de distribucióny utilización de 
combustibles gaseosos (en adelante, también denominado reglamento).” 
 
2.3 Producción de hidrógeno 
Dentro del ámbito de producción de hidrógeno, nos podemos encontrar con diversas legislaciones, hoy en día 
presentes, en las cuales podemos ver como se rigen los riesgos de contaminación, control y producción a la hora 
de trabajar con este vector energético. A continuación, vamos a presentar los reales decretos correspondientes a 
este apartado: 
 
• Según nos indica el RD 815/2013 [14] nos da las pautas a seguir para prevenir todo 
tipo de riesgo a cerca de la contaminación ambiental durante el proceso productivo 
diciendo: 
 
- Este reglamento tiene por objeto desarrollar y ejecutar el Texto Refundido de 
la Ley de prevención y control integrados de la contaminación, así como 
establecer el régimen jurídico aplicable a las emisiones industriales, con el fin 
de alcanzar una elevada protección del medio ambiente en su conjunto. 
Asimismo, establece las disposiciones para evitar y, cuando ello no sea 
posible, reducir la contaminación provocada por las instalaciones de 
titularidad pública o privada, en las que se realicen actividades incluidas en el 
anejo 1, las de incineración y coincineración de residuos, las grandes 
instalaciones de combustión y las que producen dióxido de titanio.” 
 
 
- Este reglamento no se aplicará a las instalaciones o partes de estas en las que 
se desarrolle alguna de las actividades industriales incluidas en las categorías 
enumeradas en el anejo 1 y que, en su caso, alcancen los umbrales de 
capacidad establecidos en el mismo, cuando sean utilizadas para la 
investigación, desarrollo y experimentación de nuevos productos y procesos.” 
 
El [3] destaca de dicho Real Decreto, el carácter de legislación básica que contiene, el anejo 1 
donde se contemplan las categorías de actividades e instalaciones contenidas en el artículo 2 
 
Legislación 
 
 
38 
del la Ley de prevención y control integrados de la contaminación. Finalmente, señalar 
concretamente el apartado 4.2, apartado a), donde trata de instalaciones químicas para la 
fabricación de productos inorgánicos y hace referencia al hidrógeno, aplicado a Industrias 
químicas y de cualquier otro sector de actividad, con instalaciones para la fabricación de 
cualquiera de estos productos, que impliquen transformación química o biológica cualquiera 
que sea la materia prima de partida, o el proceso seguido. 
 
• Por otro lado, tal como [3], la norma ISO 22734:2019: Generadores de hidrógeno 
utilizando el proceso de la electrólisis del agua, en la cual nos define los requisitos 
implantados para la construcción, funcionamiento y seguridad de los equipos 
generadores de hidrógeno, en centros de generación de hidrógeno para generación de 
electricidad tal y como se realiza en hidrogeneras e hidrolineras. 
 
 
3 DESCRIPCIÓN DE LA HIDROGENERA 
 
n este tercer capítulo, vamos a describir cada una de las etapas en las que se compone el proceso de nuestra 
hidrogenera para tener un esquema general definido de cada una de las partes, para saber en qué 
consistirán, qué opciones son las que nos podemos encontrar y qué modelos de dispositivos van a ser los 
necesarios en la implantación de la estación. 
 
3.1 Diagrama de flujo de la estación de servicio de hidrógeno 
Para comenzar con este capítulo, se plantea un diagrama de flujo de la estación que nos servirá como orientación 
de en qué va a consistir nuestro proceso dentro del marco de ingeniería básica, sin entrar en grandes rasgos al 
respecto. Posteriormente a este apartado, profundizaremos más en cada parte del proceso. 
 
 
Figura 3-1: Diagrama de flujo de la estación de servicio 
 
3.2 Separación del hidrógeno de la molécula de agua: Proceso de Electrólisis. 
En primer lugar, hay que llevar a cabo un tratamiento previo al agua que vayamos a suministrar al electrolizador 
de nuestra hidrogenera para que el hidrógeno que vayamos a obtener el proceso de la electrólisis cumpla con la 
pureza requerida y no contenga ningún otro tipo de agente que vaya a poner en riesgo el proceso, pudiendo tratar 
el hidrógeno a las condiciones que se han estipulado a lo largo de todo el proceso. 
 
Para desionizar el agua que se vaya a usar, primeramente, la haremos pasar por un lecho de resinas que tienen 
cargas positivas o negativas. Las resinas que están cargadas positivamente atraen a los aniones negativos que 
contiene el agua y las resinas cargadas negativamente atraerán a los cationes [15] “La resina luego libera iones 
de hidrógeno (H+) a cambio de los cationes e iones de hidróxido (OH-) a cambio de los aniones. Por último, los 
iones hidrógeno e hidróxido se combinan para formar agua (H+ + OH- = HOH o H2O). Todo lo que queda en 
el agua ahora desionizada (también conocida como agua DI) son moléculas de agua, de ahí su reputación de ser 
E 
 
Descripción de la hidrogenera 
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una de las formas más puras de agua.” Cabe destacar que en nuestro diseño de hidrogenera se implantará un 
sistema de dos intercambiaores iónicos en paralelo de manera que cuando uno esté totalmente agotado debido a 
que se encuentra saturado de iones, el otro se pondrá en funcionamiento logrando así que no se interrumpa el 
proceso de purificación de agua de alimentación de la planta. 
 
Posteriormente, una vez obtenida el agua ultrapura, conduciremos el agua tratada y la electricidad suministrada 
a la planta al electrolizador seleccionado para que finalmente se produzca el proceso de electrólisis, consiguiendo 
así que la molécula de agua se divida en dos átomos de hidrógeno y uno de oxígeno, y poder así obtener nuestro 
vector energético para poder almacenarlo. Tras el proceso de electrólisis, el oxígeno generado se ventila de forma 
controlada para garantizar su eliminación segura. Se utilizarán sistemas de ventilación y dispositivos de 
monitoreo para evitar la acumulaciñon de oxígenos cumpliendo con las normativas de seguridad. Para ver la 
producción y características del electrolizador, consultar el apartado 6.1 del anexo. 
 
3.3 Almacenamiento 
 
El sistema de almacenamiento en una hidrogenera consta principalmente de depósitos cilíndricos alargados, 
típicamente de unos 50 a 100 litros de capacidad. Este sistema de almacenamiento trata siempre de mantenerse 
a una presión superior a la de la cilindrada del vehículo para un flujo continuo de gas al almacenamiento del 
vehículo y no tener ninguna interrupción durante la recarga de este. 
 
La instalación de la estación de recarga de hidrogeno que se va a abarcar va a constar permanentemente de 
hidrógeno gas, por lo que nos basaremos primordialmente en dos tipos de configuraciones de almacenamiento 
distintas, que, hoy en día, se encuentran consolidadas y establecidas al cien por cien. Estos dos tipos se llaman 
conmúnmente: sistema de almacenamiento en cascada y sistema de almacenamiento en serie, las cuales serán 
descritas y comparadas en las siguientes secciones. 
 
 
Figura 3-2: Diagrama esquemático de una hidrogenera. [1 
 
 
 
 
3.3.1 Almacenamiento en cascada 
 
El almacenamiento en cascada está formado primordialmente por tres tipos de tanque: el primero de baja presión, 
el segundo de media presión y el tercero de alta presión, de manera que su configuración está planificada para 
que los valores de presión estén situados de forma ascendente a lo largo del proceso. Durante el proceso de 
llenado del depósito del automóvil, en primer lugar, se conectará el hidrógeno de baja al depósito a bordo y a 
medida que el caudal alcanza un nivel preestablecido el sistema se cambia primero al depósito de media presión 
y finalmente se completará el llenado con el depósito de alta presión. Como vemos, lo que se desea en este tipo 
de configuración, es una recarga del coche de pila de combustible de manera progresiva. Posteriormente, en la 
recarga de los depósitos de la estación de hidrógeno, el compresor se encenderáautomáticamente, llenando así 
el depósito de alta presión, el de media presión y finalmente el de baja presión. Con esto, aseguramos el depósito 
de alta se mantenga constantemente a la máxima presión todo el tiempo lo que nos garantiza que el vehículo 
quede suplido de la máxima cantidad de gas disponible. Es primordial que la especificación de la capacidad de 
compresión y el volumen de almacenamiento en esta configuración queden rigurosamente establecidas para que 
se pueda garantizar y suplir a cualquier tipo de automóvil de pila de combustible que se vaya a recargar y que 
supla con la frecuencia y la periocidad de recarga requerida para todos los coches que se vayan a surtir 
diariamente en nuestra instalación [17], [18]. 
 
 
Figura 3-3: Diagrama esquemático de sistema de almacenamiento en cascada. [16] 
 
3.3.2 Almacenamiento en búfer 
El modelado del sistema de almacenamiento en un solo tanque incluye un compresor, un sistema de 
almacenamiento de alta presión que almacena la misma cantidad de hidrógeno que una configuración en 
cascada, a una presión de 450 bar, una válvula de laminación que regula la presión de modo que en la salida, la 
presión que vamos a establecer es igual al ARPP identificado, siendo este un parámetro muy importante que hay 
tener en cuenta ya que define la velocidad de llenado del tanque a bordo en términos de incrementos de presión 
por segundo y el tanque del vehículo 
 
 
Descripción de la hidrogenera 
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Figura 3-4: Diagrama esquemático del sistema de almacenamiento en búfer. [16] 
 
3.3.3 Comparativa entre sistemas de almacenamiento búfer y cascada durante el proceso de 
llenado 
A continuación, nos aporta un estudio de las comparativas de los parámetros termodinámicos a tener en cuenta 
durante el proceso entre los dos sistemas de almacenamiento descritos en los apartados anteriores, siendo estos 
esenciales para el control y manipulación de los elementos de la planta y para sacarle la mayor eficiencia a 
nuestro centro de repostaje. [17] 
 
En primer lugar, la figura 3-5 nos muestra los dos tipos de evoluciones en cuanto a perfiles dinámicos de 
presiones durante el proceso de llenado del cilindro del vehículo mediante los dos tipos de sistemas de 
almacenamiento. Queda enevidencia que el tiempo necesario para poder alcanzar la presión final en el sistema 
búfer (350 bar) es mucho menor que en cascada, exactamente una reducción en tiempo de un 66%. Como es 
lógico, dentro de esta representación podemos ajustar más o menos los tiempos de llenados dependiendo del 
dimensionamiento que le demos a los equipos de tuberías instalados en la planta, ya sea diámetros, longitudes… 
 
 
 
Figura 3-5: Evolución de los perfiles dinámicos de presión en sistema búfer y en cascada. [16] 
 
 
Otra comparativa de interés que debemos tener muy en cuenta a la hora de instalar un sistema u otro, es la 
variación en el perfil dinámico de temperaturas. Tal y como vemos reflejado en la figura 3-6, ambos sistemas 
 
 
 
de almacenamiento alcanzan unos incrementos en su temperatura con respecto a la temperatura ambiente en los 
primeros instantes del estado de carga. Posteriormente, ambos de los sistemas de almacenamiento trabajaran a 
lo largo del resto del proceso de llenado a temperatura constante a lo largo del tiempo. Cabe destacar que el 
sistema de almacenamiento búfer trabajará a una temperatura de unos 15 K más que en el sistema cascada. 
 
 
Figura 3-6: Evolución del perfil de temperatura de ambos sistemas de almacenamiento en función del tiempo. 
[16] 
 
En cuanto a la evolución en cuanto a la masa de llenado podemos observar en la figura 3-7 que, para una 
temperatura inicial de 300 K, en el sistema en cascada es solo de 0,1 kg más que en el sistema búfer. Como es 
lógico, el tiempo de llenado en cascada es mucho mayor que el sistema búfer, debido a que este consta de tener 
tres tanques de baja, media y alta presión. Cabe destacar que, en sistemas de cascada se suministra masa a partir 
de el depósito de baja, media y alta en las proporciones respectivas: 35%, 29% y 36%. 
 
 
Figura 3-7: Evolución de la masa de llenado entre ambos sistemas de almacenamiento en función del tiempo. 
[16] 
 
 
Descripción de la hidrogenera 
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Un parámetro para tener muy en cuenta y que dentro de la industria de los vehículos de hidrógeno ha sido un 
factor problemático muy importante es el efecto de las variaciones de la temperatura ambiente con respecto a la 
masa de llenado de un depósito de almacenamiento de hidrógeno a bordo. La masa de llenado tiene un impacto 
muy importante en el rango de conducción (rango que nos indica los kilómetros que puede hacer un vehículo 
con tan sola una recarga, que, en este caso, sería de hidrógeno). Esta problemática la podemos ver representada 
en la figura 3-8, donde podemos observar como la masa de llenado disminuye independientemente del sistema 
que estemos utilizando a medida que la temperatura ambiente asciende ligeramente, siendo más drástica la caída 
de la masa de llenado para sistemas en cascada. 
 
Figura 3-8: Evolución de la masa de llenado a bordo en función de la temperatura ambiente. [16] 
 
 
En cuanto a la generación de entropía entre los dos tipos de almacenamiento, podemos apreciar claramente en 
la siguiente figura como en el búfer el contenido de entropía en kJ/(kg*K) es del doble que la configuración en 
cascada: 
 
 
Figura 3-9: Comparativa en generación de entropía entre ambos tipos de almacenamientos. [16] 
 
 
 
 
Finalmente, acabamos con la última variable a tener en cuenta que es el dimensionamiento que hay que tener en 
cuenta a la hora de instalar una configuración u otra, lo cual repercutirá en directamente en los costes de inversión 
del proyecto. A la hora de instalar un almacenamiento tipo búfer, el volumen que deberemos de establece de 
nuestro recipiente para almacenar el hidrógeno producido es bastante grande en comparación a los distintos 
tanques que hay que instalar en la configuración en cascada. Por otro lado, hay que tener en cuenta el espesor de 
nuestro tanque, debido a que, si instalamos un solo tanque en vez de varios, el coste por el espesor del recipiente 
se va a ver incrementado con creces, debido a que, si queremos tener un solo recipiente que nos almacene todo 
el hidrógeno que vayamos a producir, este tendrá que mantener un espesor considerable al respecto. Por lo que 
claramente en este análisis de dimensionamiento queda comprobado que la configuración búfer sale perdiendo. 
Por concluir, [18] nos presenta una breve conclusión tras el estudio de cómo evolucionan los parámetros 
termodinámicos y muestra una comparación global donde se recopilan los factores más importantes asociados 
al proceso de llenado y estación de servicio entre los dos sistemas de almacenamiento tras haber realizado el 
estudio. A continuación, podemos observar en una tabla una comparativa general entre ambas configuraciones: 
 
 
Tabla 3-1: Comparativa final entre la configuración de almacenamiento búfer y cascada. 
Configuraciones Calor Energía de 
compresión 
Costes de 
operación 
Costes de 
inversión 
Generación 
de entropía 
Búfer Se genera 
bastante calor 
Gran cantidad Mayores Mayores Mucho 
mayor 
Cascada Se genera 
menor calor 
(20% menos) 
Ahorro de un 
10% 
Menores Menores La mitad 
que en búfer 
 
3.3.4 Almacenamiento de hidrógeno en la implantación de la hidrogenera 
En el contexto de la implantación de una hidrogenera, uno de los aspectos clave a considerar es el 
almacenamiento eficiente y seguro del hidrógeno producido. En este apartado, se presenta una disposición en 
serie de dos recipientes de almacenamiento para nuestra implantación de la hidrogenera: uno a 30 bar, que 
coincide con la presión de salida del electrolizador, y otro a 500 bar. Esta configuración ofrece múltiples 
beneficios en términos de capacidad, seguridad y flexibilidadoperativa. 
 
• Almacenamiento a 30 bar: El primer recipiente de almacenamiento se diseña para operar a una presión 
de 30 bar, que coincide con la salida del electrolizador. Esta presión es suficiente para garantizar un 
almacenamiento seguro y estable, mientras se mantiene una capacidad de almacenamiento adecuada 
para satisfacer las demandas inmediatas de la hidrogenera. Este recipiente se encarga de almacenar el 
hidrógeno producido de manera continua y asegurar un suministro constante durante las fases de baja 
demanda. Además, su presión de operación más baja simplifica los requisitos de seguridad y reduce los 
costos asociados. La temperatura que puede soportar este equipo de almacenamiento está en un rango 
entre -40 ºC y 60ºC. 
 
 
Descripción de la hidrogenera 
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Figura 3-10: Almacenamiento de baja presión a 30 bar. [26] 
 
• Almacenamiento a 500 bar: El segundo recipiente de almacenamiento se caracteriza por una presión 
de operación de 500 bar. Esta alta presión permite una mayor densidad de almacenamiento, lo que 
resulta una mayor cantidad de hidrógeno almacenado en un espacio reducido. La cantidad máxima de 
hidrógeno almacenada es de 9.5 kg de hidrógeno. El almacenamiento a alta presión también facilita la 
distribución eficiente del hidrógeno a vehículos de pila de combustible y otros dispositivos que 
requieran una altra presión de suministro. Además, esta configuración permite utilizar el hidrógeno 
almacenado a 30 bar como fuente de recarga para el recipiente a 500 bar, lo que optimiza el uso del 
espacio y mejora la eficiencia global del sistema. La temperatura que puede soportar este equipo de 
almacenamiento está en un rango entre -40 ºC y 60ºC. Por último, la capacidad de almacenamiento 
máxima de hidrógeno es de 9,5 kg. 
 
 
Figura 3-11: Almacenamiento de alta presión a 500 bar. [26] 
 
3.4 Compresión 
El proceso de compresión de hidrógeno es el corazón de la hidrógenera y es el que domina en los costes a la 
hora de diseñar una estación. En la actualidad existen dos tipos de de tecnología de compresión de hidrógeno: 
la compresión mecánica y la compresión no mecánica. [19] 
En los sistemas de compresión en plantas hidrogeneras nos podemos encontrar con 4 opciones a la hora de 
preguntarnos qué compresor escoger: los compresores de pistón, los de diafragma, los compresores lineales y 
los compresores de líquido iónico. 
 
 
 
 
• Compresores de pistón: Este tipo de compresor se caracteriza por tener una gran capacidad de 
compresión y por tanto la relación de compresión que contiene es elevada, lo cual son muy 
recomendables para hidrogeneras las cuales tengan una gran capacidad de recarga. A día de hoy, los 
compresores de pistón contienen una gran madurez tecnológica y bajo precio, siendo esta la mejor 
opción para compresión de hidrógeno a alta presión. 
• Compresores de diafragma: Estos se denominan también como compresores de desplazamiento 
positivo. El gas y aceite hidráulico permanecen aislados, por lo que el gas que descargue mantendrá una 
alta pureza, buena disipación de calor y gran relación de compresión. Sin embargo, debido a su pequeño 
volumen y desplazamiento, hacer uso de este tipo de compresores solo tendría lógica en hidrogeneras 
donde la demanda del repostaje diario de hidrógeno sea baja. 
• Compresores lineales: Usan pistones los cuales se encuentran conectados directamente a los motores 
lineales y contienen sistemas de resortes de resonancia en lugar de conjuntos de bielas. En comparación 
con los dos anteriores, este contiene un sistema más simple, lo que resulta un ahorro en los costes de 
compresión. Sus usos son principalmente: aplicaciones criogénicas que envuelven al hidrógeno y al 
helio, refrigeración electrónica y refrigeración doméstica. 
• Compresores iónicos líquidos: Utilizan una columna líquida iónica para la compresión del gas. La 
compresión de este es próxima a un proceso isotermo. El consumo de energía puede reducirse entorno 
al 20%, y no se requiere ningún intercambiador de calor adicional. Contienen menos componentes y 
una vida útil más larga, con un coste mucho más elevado que el resto, largo periodo de entrega, mayor 
consumo y menor maurez tecnológica. 
 
 
 
Tabla 3-2: Comparativa entre los tipos de compresores dinámicos 
Compresores Relación 
compresión 
Madurez Uso Coste 
Pistón Alta Alta Para alta presión Bajo 
Desplazamiento 
Positivo 
Media / Baja Alta Baja presión Medio 
Lineales Baja Alta Refrigeración y 
procesos 
criogénicos 
Bajo 
Iónicos Líquidos Medio Baja Procesos 
isotermos 
Alto 
 
 
 
 
 
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Figura 3-12: a) Compresor tipo pistón, b) Compresor de diafragma, c) Compresor lineal, d) Compresor 
iónicos. [19] 
 
 
3.4.1 Sistema de compresión: Compresor de Diafragma 
Dentro del marco del sistema de compresión, es importante destacar que se intalará un compresor de diafragma 
altamente eficiente y confiable. 
El compresor de diafragma elegido tiene un ratio de compresión 1:10, lo que significa que puede comprimir el 
hidrógeno desde una presión de entrada hasta una presión de descarga 10 veces mayor. Esta característica es 
esencial para cumplir con los requisitos de alta presión necesarios en el proceso de producción y distribución de 
hidrógeno. [27] 
El caudal procesado por el compresor de diafragma es de 1 Nm^3/h de hidrógeno. Esto nos permitirá manejar 
un flujo constante de gas y asegurar un suministro adecuado para satisfacer las necesidades de los usuarios 
finales.[28] 
Además, el compresor de diafragma tiene la capacidad de alcanzar una presión de descarga de hasta 1000 bar. 
Esta capacidad de compresión nos permite cumplir con los estándares requieridos en términos de presión, 
logrando alcanzar los 500 bar de presión del almacenamiento de alta presión de la planta. 
Finalmente, es importante destacar que, con el fin de garantizar un rendimiento óptimo, es esencial llevar a cabo 
inspecciones periódicas y un mantenimiento regular del compresor de diafragma. Esto incluirá la monitorización 
de las condiciones de funcionamiento, la limpieza y la lubricación adecuada, así como la revisión y posible 
sustitución de los diafragmas según sea necesario. 
 
 
 
 
 
Figura 3-13: Compresor de diafragma [27] 
3.5 Intercambiador de calor 
En el diseño de la hidrogenera, se utilizará un intercambiador de calor de circuito impreso (PCHE) es un tipo 
compacto de intercambiador de calor que utiliza placas metálicas grabadas químicamente para facilitar el flujo 
de fluidos. Estas placas se apilan y se unen mediante difusión para formar un bloque sólido de meta, que 
constituye el núcleo del intercambiador de calor. A través de las placas del circuito impreso que contiene el 
intercambiador en su interior pasará el agua de refrigeración que entrerá a 20ºC. Dependiendo de los requisitos 
de transferencia de calor, se pueden fabricar y soldar varios bloques juntos para crear un núcleo de 
intercambiador de calor. [25] Este sistema de intercambio de calor será crucial para conseguir un hidrógeno de 
alta presión a un rango de temperatura comprendido en el rango de temperatura a la que trabaja nuestro tanque 
de alta. 
 
 
Figura 3-14: Intercambiador de calor de circuito impreso y proceso fabricación. [25] 
 
Durante la operación del intercambiador de calor, es importante supervisar de forma regular las temperaturas, 
los caudales y las diferencias de presión. Se recomienda medir la diferencia de presión en ambos lados del 
intercambiador de calor. Las diferencias en la presión, temperatura y caudal pueden indicar la presencia de 
restricciones y acumulación de sucierdad en el interior del intercambiador. Mantener un control constante sobre 
estos parámetros ayuda a identificar cualquier tipo de restricción o ensuciamiento. 
3.6 Dispensación y preenfriamiento 
En esta etapa final del proceso, donde finalmente se realiza la