¿Es el hidrógeno la mejor opción para sustituir el gas natural en el hogar? Mirando los números

Últimamente se ha hablado mucho del hidrógeno como sustituto del gas natural. El plan consiste en agregar gradualmente H2 a la red de gas natural, y el H2 se producirá a partir de agua utilizando el "exceso" de electricidad renovable cuando esté disponible.

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Gráfico cortesía de Lazard

Por Paul Martin, experto en desarrollo de procesos químicos

Últimamente se ha hablado mucho del hidrógeno como sustituto del gas natural. El plan consiste en agregar gradualmente H2 a la red de gas natural, y el H2 se producirá a partir de agua utilizando el "exceso" de electricidad renovable cuando esté disponible. Pero, en última instancia, hay personas que piensan que deberíamos recibir hidrógeno puro en nuestros hogares en lugar de gas natural, utilizando la misma red de tuberías y distribución que tenemos ahora. En sus mentes, todo lo que tendríamos que hacer es volver a encender todas nuestras calderas, hornos, estufas y hornos y estaremos listos para las carreras. No es necesario abandonar todo ese costoso capital: ¡simplemente cambiaremos el combustible! Estaremos quemando hidrógeno incoloro e inodoro, produciendo sólo vapor de agua, y el calentamiento global estará un paso más cerca de resolverse.

¡Suena genial! ¿Dónde firmo?

Espera, ¡no tan rápido!

La primera y más obvia crítica a este esquema es la eficiencia. No importa si se comienza con gas natural o electricidad, lo mejor que se puede hacer es convertir alrededor del 70% de la energía de alimentación (valor calorífico inferior (LHV) del metano, o kWh de electricidad) en LHV del hidrógeno producto. Mejor caso. Si la alternativa es utilizar gas natural o electricidad directamente, el hidrógeno no aporta más que pérdidas a esa ecuación.

Obviamente, la idea aquí es eliminar las emisiones fósiles de gases de efecto invernadero (GEI) asociadas con la quema que ocurre al final de su tubería. El hidrógeno ofrece la opción de hacerlo. Puedes comenzar con biometano procedente de la digestión anaeróbica, de modo que el CO2 que emites cuando produce hidrógeno es sólo parte del ciclo natural del carbono. O puede capturar todo o parte del CO2 producido al fabricar hidrógeno a partir de gas natural fósil en la planta de hidrógeno, o pirolizando el metano y vendiendo el carbono como subproducto para usos distintos a la quema, o puede evitar el CO2 por completo haciendo el electricidad con la que alimenta su electrolizador a partir de energía eólica o solar, nuclear, hidroeléctrica, geotérmica, etc. Todas estas son formas en las que podría terminar con un combustible fósil libre de emisiones de GEI para su quemador, idealmente, suponiendo que pueda permitírselo.

Por supuesto, en su lugar se podría alimentar la red con metano procedente de biogás, pero aunque estoy convencido de que el biogás será un combustible importante para los usos que realmente necesitamos en un futuro post-fósil, nadie debería intentar convencerle de que habrá NUNCA hay suficiente biogás para reemplazar los suministros de gas natural existentes, o incluso una pequeña fracción de esos suministros. Entonces, si desea conservar sus quemadores y no emitir GEI fósiles, el hidrógeno parece ser su única opción. Y eso es exactamente lo que la industria del gas natural les dice a los gobiernos de todo el mundo.

Por supuesto, estas compañías de gas y proveedores de electrolizadores no dan sus consejos sin tener en cuenta sus propios intereses. Están partiendo de la posición de que necesitan permanecer en el negocio y usted debe mantener sus quemadores, ¡es justo! La alternativa obvia es reemplazar sus quemadores directamente con electricidad y eliminar al intermediario de hidrógeno que genera pérdidas, pero eso los dejaría fuera del negocio. Para la calefacción del hogar, e incluso para el agua caliente sanitaria, una bomba de calor no solo le ahorrará el 30 % de la pérdida de conversión en hidrógeno, sino que también le proporcionará aproximadamente 3 kWh de calor por cada kWh de electricidad que consuma. Mucho, mucho más eficiente. Pero no es barato (la bomba de calor le costará bastantes dólares) y, si bien la electricidad renovable es cada día más barata, la electricidad de la red todavía se vende a un gran múltiplo del costo del gas natural por unidad de energía, porque los impuestos al carbono son inadecuados y porque en algunos lugares los combustibles fósiles todavía alimentan la red.

Para su estufa, un calentador de inducción le brindará un rendimiento aún mejor que una llama; es posible que tenga que desechar algunas de sus viejas ollas y sartenes de aluminio, pero por lo demás probablemente estará muy satisfecho con ese cambio. Y su horno funcionará bien con un calentador de resistencia antiguo y sencillo, con un control de temperatura mucho mejor.

Recuérdame para qué necesitamos el gas combustible, ¿exactamente? Solo conozco una respuesta a eso: en este momento, el gas natural es un combustible muy, muy barato SI se ignoran las emisiones fósiles de GEI tanto de su producción como de su distribución y quema. Desplazar el uso de gas natural de la calefacción del hogar será una lucha difícil, independientemente de cómo lo hagamos, porque las alternativas costarán más, al menos inicialmente.

El hidrógeno, por otro lado, no es un combustible barato, punto. Y debería ser obvio que NUNCA podrá ser tan barato como el gas natural o la electricidad con la que se produce.

Incluso suponiendo que usted estuviera tan nostálgicamente apegado a sus aparatos de gas que no pudiera separarse de ellos, la industria del gas aún necesitaría superar algunos problemas serios que no se están discutiendo antes de que el hidrógeno comience a fluir a través de la red de gas natural.

Si vamos a producir hidrógeno, ya sea hidrógeno "azul" elaborado a partir de gas natural con captura y almacenamiento de carbono, o hidrógeno "verde" elaborado a partir de agua utilizando electricidad renovable, todavía tiene que llegar desde donde se fabrica hasta su casa. Y no es tan sencillo como cambiar lo que fluye por las tuberías.

Para mover cualquier gas de forma económica, es necesario comprimirlo. Y resulta que este es el gran problema con la distribución de hidrógeno: es la razón por la que el 85% del hidrógeno producido en Europa, por ejemplo, prácticamente no recorre ninguna distancia hasta donde se consume, porque se fabrica en el mismo sitio o justo al lado.

El gas natural es aproximadamente 8,5 veces más denso que el hidrógeno, y los gases densos son más fáciles (más eficientes energéticamente) de mover que los menos densos. El hidrógeno compensa parcialmente ese hecho al ser más denso en energía por unidad de masa, aproximadamente 3 veces más que el gas natural. Pero, lamentablemente, el trabajo (energía mecánica) necesario para accionar un compresor está relacionado linealmente con la cantidad de moles de gas que comprimimos, más que con su masa o volumen per se. También depende, de forma más débil y más compleja, de la relación de calores específicos del gas, lo que resulta que supone una diferencia menor (a favor del gas natural), que aumenta al aumentar la relación de compresión. Pero cuando comparamos el LHV del hidrógeno por mol con el LHV del gas natural por mol, encontramos que el gas natural tiene aproximadamente 2,9 veces más densidad energética en unidades molares. Otra forma de decirlo es que se necesitan aproximadamentetres veces más energía comprimir energía térmica equivalente a un MJ si se suministra como hidrógeno que si se suministra como gas natural. Y esto, amigos, explica, al menos en parte, por qué no transportamos mucho hidrógeno por oleoductos. En cambio, trasladamos gas natural a donde se necesita hidrógeno y construimos una planta de hidrógeno allí. (Consulte el final del artículo para ver la prueba).

Ese aumento de 3 veces en el trabajo de compresión no sólo cuesta energía, también le costaría mucho dinero a una empresa de gas, ya que significaría que cada compresor en su red necesitaría ser reemplazado por una nueva unidad con 3 veces más potencia. y también físicamente más grande, con 3 veces el desplazamiento de succión. Y dado que el hidrógeno tiene tantas fugas, el caudal volumétrico de hidrógeno es mayor para un flujo de calor determinado en la tubería, etc., los compresores tendrían que ser máquinas totalmente diferentes, considerablemente más caras.

El hidrógeno ya es, en números redondos, aproximadamente el 37% del mejor caso en eficiencia del ciclo al comenzar y terminar con electricidad. Mientras que el gas natural y la electricidad tienen aproximadamente el mismo costo y eficiencia de distribución por unidad de energía, el hidrógeno costará aproximadamente el triple de lo que cuesta el gas natural en energía perdida, solo para mover el gas. Y dado que el equipo posterior tiene solo entre un 50% y un 60% de eficiencia para producir electricidad nuevamente, tendrá que mover aproximadamente el doble de energía de hidrógeno al destino para hacer el mismo trabajo que si en su lugar moviera electricidad. Eso es olvidarse del costo de capital adicional que también habría que gastar.

Uno pensaría que sufriría una penalización adicional al mover hidrógeno a través de las tuberías una vez que hubiera alcanzado la presión deseada; esa fue ciertamente mi primera impresión. Pero resulta que la respuesta a esa pregunta es bastante compleja y depende de las condiciones en las que se ejecutan los cálculos. El hidrógeno es menos denso, menos viscoso y más denso en energía por unidad de masa que el gas natural. Pero cuando se ejecutan los cálculos de caída de presión a los tipos de velocidades y caídas de presión utilizadas en tuberías que transportan gases a largas distancias (donde las caídas de presión son del orden de 5 psi por milla de tubería, en lugar de 5 psi por 100 pies de tubería (lo que podría ser típico en las tuberías de una planta química), el hidrógeno y el gas natural salen casi igualados a una tasa determinada de calor LHV entregado por hora a través de una tubería de un tamaño determinado.

Eso cambia en diferentes puntos del sistema de distribución y, en una primera aproximación, el promedio resulta serUna tubería de gas existente puede transportar alrededor del 90% de la energía en forma de hidrógeno que podría transportar si fuera alimentada con gas natural promedio. fue diseñado para. La velocidad será aproximadamente tres veces mayor, pero la densidad es 1/8,5 veces mayor y, junto con la viscosidad modestamente menor, los factores casi se anulan entre sí. Sin embargo, dado que cada kWh de energía perdido debido a la fricción en la tubería tiene que provenir de un compresor, eso significa que el hidrógeno cuesta aproximadamente 3 veces más por unidad de energía para trasladarse desde la fuente al destino en una tubería.

Como prometo a mis lectores, edito mis artículos cuando me enseñan cosas nuevas o señalan mis errores. Y una conexión informada me llamó la atención sobre este problema bastante importante que es el resultado de la menor densidad de energía por unidad de volumen del hidrógeno. “Line pack” es el nombre que se le da a la cantidad de gas natural almacenada en el propio sistema de distribución por tuberías. Y a menos que aumentemos la presión del sistema de distribución (lo cual no podemos hacer sin tuberías nuevas), perderemos ese almacenamiento. Un sistema de gas típico aparentemente puede manejar entre 3 y 4 horas de demanda promedio simplemente usando gas almacenado en las líneas. El hidrógeno puro, que tiene 1/3 de densidad de energía por unidad de volumen, lo reduciría a aproximadamente 1 hora. Eso podría significar una enorme diferencia en la confiabilidad del sistema de distribución, la frecuencia y duración de los apagones y la capacidad de la red tal como existe para manejar las variaciones en la demanda: el gran pico cuando todos llegan a casa, encienden sus hornos o calderas y encienden. en sus estufas, por ejemplo.

Ya soy consciente de que a veces las subdivisiones superan el ritmo al que las empresas de gas pueden instalarles nuevas líneas. En consecuencia, algunas empresas de servicios públicos evaporan el gas natural licuado de los tanques a puntos aguas abajo del “cuello de botella” para mantener los hornos y las estufas funcionando durante las horas pico. Hacer eso con hidrógeno sería muy costoso y muy peligroso, dado que el hidrógeno líquido requiere alrededor del 40% de la energía del hidrógeno solo para licuarlo, hierve a 24 Kelvin (24 grados sobre el cero absoluto; el metano líquido hierve a unos suaves 112 Kelvin). o -161°C) — y en estado líquido todavía pesa sólo 71 kg/m3; en comparación, en estado líquido el metano es de unos 600 kg/m3.

Si no lo calientas demasiado, es bastante seguro transportar hidrógeno.acero dulce tuberías, incluso hasta presiones bastante significativas. La tan comentada “fragilización por hidrógeno” no es un factor para las tuberías de acero suave o de acero de baja aleación, como las que se utilizan en la mayoría de las tuberías de plantas químicas.

Sin embargo, los ductos de gas natural, particularmente los ductos que transportan gas natural a largas distancias o bajo el agua, no están hechos de acero dulce. Están hechos de aceros más duros y resistentes, y esos aceros son, según muchos informes, susceptibles a la fragilización por hidrógeno u otros mecanismos de daño relacionados con el hidrógeno, particularmente en sus soldaduras y zonas afectadas por el calor, incluso a presiones y temperaturas bastante modestas.

Según informes creíbles escritos por las propias empresas de distribución de gas natural, como este excelente, la mayor parte del sistema de distribución de gas natural de alta y media presión necesitaría ser reemplazado por completo para poder manejar hidrógeno puro. (Consulte la página 12 de esa referencia, donde dice esto con tantas palabras, ¡y estos tipos, dueños de las tuberías, deberían saberlo mejor!) Es un costo enorme, especialmente si se gasta en un cambio a un combustible que podría ser mejor. reemplazado con electricidad de todos modos.

Tenga en cuenta que el daño por hidrógeno y la fragilización por hidrógeno son temas metalúrgicos complejos, y que el hidrógeno naciente (átomos de hidrógeno generados por acción electroquímica, como durante la corrosión) causa daños que el hidrógeno molecular no puede hasta que una combinación de alta presión y alta temperatura lo haga posible. Pero los informes sobre los problemas de compatibilidad del H2 con los gasoductos utilizados para el gas natural están bastante bien demostrados por personas que conocen este tema mucho mejor que yo.

El sistema de distribución de baja presión se compone principalmente de acero con bajo contenido de carbono y tuberías de HDPE, y se puede hacer pasar hidrógeno a través de él con bastante facilidad. Sin embargo, las tuberías diseñadas para no filtrar gas natural pueden filtrar una gran cantidad de hidrógeno debido a la baja densidad y la alta difusividad del hidrógeno. Y, lamentablemente, los agentes malolientes como los tioles (mercaptanos) utilizados en el gas natural para ayudar a detectar fugas no son compatibles con el hidrógeno, y especialmente con el hidrógeno que se utiliza para alimentar pilas de combustible PEM como las que se utilizan en los vehículos. Los catalizadores de esas pilas de combustible son extremadamente sensibles a compuestos de azufre como ese. Dado el rango explosivo extremadamente amplio del hidrógeno (cualquier mezcla entre 4% y 75% de hidrógeno en el aire es explosiva), la falta de un agente hedor que ayude a detectar fugas parece un problema muy desafiante para la distribución de este combustible a hogares y empresas.

Todos los proyectos iniciales intentan solucionar estos problemas mezclando un poco de H2 con gas natural en lugar de dar el gran salto al hidrógeno puro. Y cuando escuchas acerca de “reemplazar el 20% del gas natural con hidrógeno”, ¡pensarías que eso haría una gran diferencia!

Piensa otra vez.

Una mezcla del 20% de H2 en gas natural es una mezcla del 20% en volumen. Esa mezcla tiene sólo el 86% de la energía de un gas natural promedio, lo que significa que tendrías que quemar el 14%.más volumen de gas para producir la misma cantidad de julios o BTU de calor. Los ahorros en emisiones de GEI no se acercan al 20%; están más cerca del 6% con solo mirar la quema, y ​​menos que eso si se considera la compresión y la pérdida de presión mencionadas anteriormente. Tal reducción ya haría gritar a los usuarios sensibles al contenido de calor, ¡así que olvídese de usar 30% de H2! Para una determinada cantidad de energía suministrada, una mezcla del 20 % de hidrógeno en gas natural requeriría un 13 % más de energía para comprimirse y perdería alrededor de un 10 % más de presión por unidad de longitud de tubería que si se utilizara gas natural, porque la el gas tiene que fluir más rápido y, sin embargo, no tiene una densidad suficientemente menor para compensar. Esos factores consumirían parte de su ahorro de emisiones de GEI. Y si bien los usuarios industriales estarían protegidos (pagan por BTU o julio de LHV o HHV que les entrega la compañía de gas), algunos usuarios podrían verse defraudados ya que pagan por unidad de volumen.

Otra excusa que escuchamos sobre la necesidad de que el hidrógeno reemplace al gas natural es la “calefacción industrial de alta temperatura”. Por alguna razón, la gente parece asumir que debido a que actualmente algunos equipos funcionan quemando combustibles, no podemos usar electricidad. Se mencionan con frecuencia los ejemplos de la fabricación de acero y cemento, pero hay muchos otros.

Aquí tengo que aportar lo que hago para ganarme la vida. Diseño y construyo plantas piloto, que son unidades prototipo para probar nuevos procesos químicos. Estas plantas pueden variar desde pequeñas unidades de laboratorio hasta instalaciones bastante grandes que a la persona promedio le parecerían cualquier otra planta química real. Pero lo único que faltará casi por completo en una planta piloto escualquier equipo disparado . Hay excepciones, pero aparte de la función de eliminar flujos de desechos de materiales combustibles, cada función que se realiza en una planta química comercial utilizando equipos encendidos se realiza utilizando electricidad en una planta piloto. ¿Porqué es eso? Muchas razones:

1) La electricidad es mucho más segura y más fácil de controlar que el fuego, especialmente a pequeña escala. La calefacción eléctrica proporciona un control rápido y preciso y reduce los puntos calientes, reduce los riesgos para los materiales de construcción, etc.

2) La electricidad cuesta más que el combustible como fuente de calor, pero el costo energético de una planta piloto rara vez es el factor más importante para sus operadores.

3) Los calentadores encendidos generalmente necesitan permisos de emisiones al aire y pueden requerir pruebas de gas de chimenea, costos que la planta piloto evita mediante el uso de calefacción eléctrica.

4) Para calentar una corriente a altas temperaturas usando un quemador, lo que queda es un gas de combustión a alta temperatura que sale de la unidad. Las plantas químicas utilizan ese gas de combustión caliente para calentar muchas otras corrientes y evitar que se desperdicie, o lo utilizan para producir vapor para impulsar equipos o mantener las cosas calientes. En una planta piloto, simplemente no vale la pena hacer ese tipo de integración de calor.

5) Los equipos encendidos son más caros que los equipos calentados eléctricamente.

6) Cuando se necesitan temperaturas más altas, a veces la calefacción eléctrica es la única opción viable.

En la fabricación de acero, la verdadera necesidad de hidrógeno no es en absoluto para calentar: los hornos de arco eléctrico para la fabricación de acero ya son bastante populares. Se necesita hidrógeno para reemplazar el monóxido de carbono, un reductor químico elaborado a partir del coque de carbón, que se utiliza para reducir el óxido de hierro a hierro metálico. También se están desarrollando métodos de reducción electroquímica directa, por lo que es posible que también podamos fabricar acero sin utilizar hidrógeno en absoluto.

En muchas otras aplicaciones, la calefacción eléctrica podría utilizarse fácilmente para eliminar la necesidad de quemar combustibles. Sin embargo, sería necesario modificar importantes piezas del equipo, lo que podría tener un costo considerable. Pero si la alternativa es gastar un múltiplo de ese costo en hidrógeno producido a partir de electricidad, esos ahorros pueden pagar bastante capital.

De hecho, si se aborda con una hoja de papel nueva y sin una cámara de combustión en la cabeza, la mayoría de las aplicaciones en calefacción industrial que actualmente se realizan con fuego por razones de costo (porque los combustibles son más baratos, siempre que se pueda liberar CO2 fósil a la atmósfera) podrían En su lugar, se puede convertir fácilmente a calefacción eléctrica.

Lo único que realmente necesitamos es fijar un precio a las emisiones de carbono fósil a un ritmo lo suficientemente alto (y duradero) para que las inversiones de capital asociadas valgan la pena en términos económicos para las industrias afectadas.

Otro argumento que escucho con frecuencia es que debido al doble golpe de una mayor necesidad de energía para calefacción y una menor producción de energía solar en invierno, necesitaremos hidrógeno para compensar el déficit. Necesitaremos producir grandes cantidades de hidrógeno en verano y almacenarlo en cavernas de sal hasta el invierno. Si bien es probable que los combustibles almacenados de algún tipo sean una parte útil de un plan de respuesta a emergencias en cualquier futuro post-fósil, para mí es inconcebible que sólo porque sea posible usar hidrógeno para este propósito, hacerlo en realidad convertiría en energético o sentido económico. El metano, ya sea de biogás o incluso de gas natural fósil, parece una opción más lógica como gas para almacenar, dado que ya contamos con reservas estratégicas y de emergencia de gas natural. Y podríamos almacenar biogás metano para un año con la misma facilidad que podríamos encontrar una manera de producir hidrógeno en exceso en verano.

El principal problema económico del hidrógeno verde como medio de almacenamiento de energía es el costo de los electrolizadores y equipos de almacenamiento y, como hemos visto en este documento, el costo de distribución tampoco será tan bajo como algunos esperan. Multiplicar el factor de baja capacidad de una unidad de producción eólica o solar por otro factor de capacidad estacional de, digamos, 0,5 o menos, no equivale a un bajo costo de capital por kg de hidrógeno almacenado. Este combustible almacenado sería muy caro, incluso si la energía en sí fuera bastante barata.

En resumen, me parece bastante claro que el papel del hidrógeno como sustituto del gas natural tiene más que ver con la necesidad de que las empresas de producción y distribución de gas permanezcan en el negocio teniendo algo que vender que con un beneficio real en materia de emisiones de GEI o una necesidad técnica importante. . Y si quieren hacer las inversiones necesarias enteramente con su propio níquel, para proporcionar hidrógeno verdaderamente verde o incluso “azul” a través de una red mejorada para reemplazar el gas natural, tal vez me parezca bien. Lamentablemente, parece bastante claro que sus límites están en sus manos, recurriendo al sector público para financiar las inversiones en infraestructura necesarias. Personalmente, mi opinión es que esto sería tirar buen dinero al mal.

DESCARGO DE RESPONSABILIDAD: Estas son mis opiniones personales, basadas en mi conocimiento y práctica de ingeniería química durante los últimos 30 años. Mis opiniones son mías y no deben confundirse con las de mi empleador Zeton Inc. ni con las de sus clientes. Están motivados únicamente por un deseo sincero de sacarnos de los combustibles fósiles y, al hacerlo, eliminar los GEI fósiles y las emisiones tóxicas asociadas con su quema, con el menor costo e impacto en la sociedad que podamos gestionar. Mis comentarios no están motivados de ninguna manera en nombre de intereses financieros personales de mi parte o de mi empleador o sus clientes. Es probable que cada artículo que escribo enoje a uno u otro de mis clientes; ¡puede estar seguro de ello!

He hecho mi mejor esfuerzo para ser preciso en lo que he dicho, haciendo mis propios cálculos confirmatorios. Puedo proporcionar antecedentes sobre ellos a cualquiera que pregunte. Pero soy humano y, por tanto, propenso a cometer errores. Tampoco pretendo ni por un momento saber todo lo que hay que saber sobre este tema, que es donde algunas personas han pasado toda su carrera. Si puede mostrarme dónde me equivoqué en mi análisis o cálculos, con referencias o ejemplos confiables, con gratitud editaré mi artículo para reflejar estos nuevos aprendizajes de mi parte.

Estos son algunos de mis otros artículos que pueden resultarle relevantes e interesantes:

Hidrógeno procedente de electricidad renovable: ¿nuestro futuro?

Mirai FCEV frente al Modelo 3 BEV

APÉNDICE:

Aquí está la lógica abreviada detrás de por qué se necesita 3 veces más energía del compresor para mover una cantidad determinada de H2 LHV que para mover la misma cantidad de J o BTU de gas natural LHV.

Donde a y b son constantes, diferentes para cada gas, pero sólo un poco diferentes entre H2 y el gas natural, y r es la relación de compresión, es decir, P2/P1, P1 es la presión absoluta inicial y V1 es el volumen inicial, el trabajo de La compresión adiabática viene dada por una fórmula de la siguiente forma:

W = aP1V1(1-r(1/r)^b)

Según la ley de los gases ideales, P1V1 = nRT1, donde n es el número de moles de gas, R es la constante del gas ideal y T1 es la temperatura inicial.

Tomando los gases 1 y 2 con valores casi iguales de a y b (para evitar obtener resultados que varíen con r) y tomándolos a la misma presión, volumen y temperatura iniciales, se puede demostrar que:

W1/W2 = ~ n1/n2

El hidrógeno tiene un LHV molar de 240 kJ/mol, y un gas natural intermedio podría tener un LHV de 695 kJ/mol. Por lo tanto, la relación de trabajo es ~2,9:1 para el hidrógeno frente al gas natural, si tuviéramos que mover un número constante de kJ de LHV por carrera de compresión o por unidad de tiempo.

Los valores reales de a y b (relacionados con la relación Cp/Cv) para H2 y gas natural en relaciones de compresión comercialmente significativas ajustan esta relación de 2,9:1 a aproximadamente 3:1.

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