氢是成功解决当前气候危机的关键因素之一。为了促进全球有效的去石化过程，考虑到H2价值链组成部分的相互依存性，有必要采取综合方法。
实现气候中和是人类在未来几十年面临的最大挑战之一。这一目标应通过向可再生能源发电过渡，并主要通过电力将能源、工业、建筑和交通部门耦合起来来实现。由于风能或太阳能可再生能源发电的高波动性，可靠且经济高效的大量能源储存和运输方式是至关重要的先决条件。只有当它们得以实现，碳中和的目标才能实现。氢气正好提供了这些所需的能力，并且还可以用作过程工业中的离析剂或反应伙伴
压缩机是氢气价值链中的连接部件，将从氢气生成到最终用户的工艺步骤连接起来。它们在储存和运输氢气方面发挥着核心作用。尽管H2的重量能量密度很高，但它的低密度是所有气体中最低的，这使得压缩、液化或将其结合到其他材料或元素上成为合理技术使用所必需的。对于所有这些过程，都需要提高氢高效压缩机的体积能量密度。为了为每种情况实现全球优化的解决方案，调整和选择价值链上的组件的整体集成方法至关重要。
为了成功实现这一目标，了解价值链中各个流程步骤的可能性和要求非常重要
“绿色氢”可以由太阳能、风能、水力、生物质能、地热能或潮汐能等可再生能源生产。当H2由核能产生时，它被称为“红色H2”。氢气也可以从天然气等化石能源载体中生产。所有这些来源在波动性、投资成本和每年可实现的满负荷等效小时数方面都有各自的特点
仍然最普遍和最具成本效益的H2生成方法是从化石天然气中蒸汽重整甲烷（SMR）。然而，每吨氢气也会产生约10吨二氧化碳，即300克/千瓦时。通过分离、储存或利用（CCSU）产生的二氧化碳，可以显著改善该过程的碳平衡。SMR与CCSU结合从化石甲烷中产生的H2被称为“蓝氢”。热解是另一种产生氢气的方法。当化石甲烷流过充满锡的熔融鼓泡塔反应器时，会形成“绿松石氢”和碳粉。
绿色氢气是未来的选择，主要是通过使用可再生电力进行水电解来生产的。目前，基于固体氧化物电解槽（SO）的碱性电解（AEL）、质子交换膜电解（PEM）和高温电解（HTE）三种方法已经实现了市场成熟。走向市场成熟的未来选择是阴离子交换膜（AEM）技术，它基本上是AEL和PEM的混合。此外，生物技术领域正在进行研究，例如基于藻类的光解或H2
由于其低体积能量密度，在环境条件下储存H2是没有意义的。为了达到可接受的能量密度，可以使用以下基本方法：
所有这些方法都有各自的特点和局限性，但它们有一个共同点：氢气必须由压缩机装置压缩，以足够的能量密度储存
为了将H2运输到最终用户或储存地点，可以使用几种方法。拖车和集装箱等移动式压力储存系统可以根据压力储存几公斤至1.5吨左右的氢气。当使用货运列车作为“滚动管道”时，一次可以运输约60吨氢气，或者从能源的角度来看，可以运输2吉瓦时。LH2的卡车拖车包含3-4吨，大型LH2油轮可以运输150000立方米的LH2，相当于10000吨氢气。管道提供了传输每条管道高达30吉瓦的大量能量的可能性，此外还形成了巨大的储存量
储存在氢气中的能量可以重新转化，用于移动应用、发电和供热，也可以用作工业过程的反应伙伴。如果燃料电池用于电气化，则H2的低热值的约50-60%转化为电能，剩余的能量作为热量排放。燃料电池需要最高纯度的氢气，当将其用作涡轮机或发动机的可燃燃料时，这一要求可以忽略不计。以这种形式使用它的缺点是效率较低，约为30-40%
即使是对H2价值链组成部分的简短概述也表明，要获得优化的解决方案，对其各个步骤的详细了解是必要的。此外，显而易见的是，压缩机尤其对于储存和运输H2至关重要。因此，为价值链中压缩机左右两侧的组件定义的单个用例选择最合适的压缩技术至关重要。氢气的低摩尔重量使压缩机通过置换原理工作成为首选解决方案。它们实现了超过80%的等温效率。当需要无油污染的高纯度氢气时，注水螺杆压缩机，特别是无润滑往复式或隔膜压缩机是合适的答案。对于这些应用，注水螺杆式压缩机的压力可达15巴，干式运行的十字头式活塞式压缩机的排放压力可达300巴以上，液压驱动的隔膜和活塞式压缩机很容易超过1000巴。对于合理的流速，后两者取决于更高的吸入压力。隔膜压缩机可以分三个阶段从30到1000巴压缩约1000 Nm3/h。另一方面，大容量活塞式压缩机可以在22MW的驱动功率下，将超过800000Nm3/h的压力从40巴压缩到80巴，同时输送2.4GW的H2。当纯度不是最重要的时候，油浸螺杆式压缩机可以在高达50巴的压力下使用，带气缸和填料润滑的活塞式压缩机可以使用高达1000巴的压力
H2拖车加油站的一个相当简单的案例已经表明存在许多不同的方法和解决方案。任务：在德国，每年将从可再生能源中产生300吨氢气，为火车和公共汽车加油站供电。车站距离终端用户不到50公里。这提供了几个选项。
通过电解生产300吨氢气需要约16GWh的电能。这将需要一个16MW的光伏发电厂或来自典型陆上风电场的约8MW的风力发电，或来自沼气热电联产厂（CHP）的3MW的风力。当仅依赖光伏发电时，需要约16兆瓦的电解槽容量。由于云阴影等导致的生产模式非常不稳定，PEM应该是首选技术，因为它提供了最快的负载变化能力。此外，电池缓冲器可能有助于使负载曲线变平并降低所需的功率。由于光伏发电采用直流电，电解槽也在直流电上运行，因此通常不需要整流器系统。由于热电联产装置的电力供应相当稳定，大约3兆瓦的廉价碱性电解就足够了。电解槽的尺寸决定了最大氢气流量，进而决定了压缩机和气体处理装置必须能够处理的峰值流量
用于为加氢站供气的典型拖车的最大充气压力约为300至500巴。根据所使用的电解槽，压缩机的吸入压力范围从几毫巴到50巴左右。在给定的案例研究中，应将电解产生大气排放压力的系统与氢气侧提供30巴的系统进行比较，因为拖车的填充压力选择为500巴。在30巴的吸入压力下，隔膜压缩机可以处理流量，并分两个阶段压缩到500巴以上。在大气压下，隔膜压缩机的低冲程容积使得预压缩成为必须。需要一个四级活塞式压缩机来实现30巴的压力。这种预压缩机抵消了更便宜的大气电解系统的投资成本优势，并通过另外四个阶段和必须混合两种压缩方法增加了复杂性。机械压缩的效率与加压电解槽中的电化学压缩的效率非常一致。此外，出口压力和电解方法的选择对气体干燥和脱氧装置的选择有重大影响。在电解槽和压缩机之间，应使用缓冲容器来解耦系统。对于大气系统来说，这艘船必须更大。这表明电源的选择和电解槽的出口压力对压缩机和气体处理系统的选择、设计和复杂性有重大影响。
对于将氢气运输到加油站，所选容器的类型起着决定性作用。在300巴下运行的带有传统钢管或瓶子的拖车可以运输约500公斤的氢气，并且满载循环的次数通常有限。一个压力为380巴的40英尺气体容器（MEGC型）可以运输约1000公斤的有用量，并提供更长的使用寿命，但这必须以更高的投资价格支付。
这个小案例研究强调了了解H2价值链各组成部分的特征和相互依存关系的重要性。当使用低压电解时，似乎可以实现的成本优势被当时所需的更复杂的压缩机系统的投资和运营成本所抵消。在这里，集成解决方案的提供商也很注重为系统提供服务，可以产生更高的客户利益，从而获得竞争优势。
将氢气送入管道和盐穴的压缩机技术已经可用。这些应用程序的主要挑战在于根据最终用户的类型实现所需的纯度。目前，在管道和洞穴运输和储存系统上持续保持最高纯度似乎很难实现。
随着移动性的不断转换，特别是在卡车、公共汽车和火车等重型应用中，对高纯度氢气的需求将显著增加。这要求加油站和拖车加油的压缩机系统能够将更高的流量压缩到500巴左右，同时保持燃料电池的纯度要求。开发重点必须放在干式运行的活塞式压缩机上，该压缩机可将超过1000kg/h的压力输送到高压水平。对于集成解决方案的提供商来说，组件的数字连接是另一个重要的发展领域，可以更好地实现系统之间的通信，并允许基于状态的预测性维护概念。掌握压缩挑战并了解流程环境的人可以为客户提供显著的附加值