Simulation-based development of a metal hydride compressor for hydrogen pipeline injection

Abstract

In dieser Arbeit wird ein Metallhydridkompressor (MHK) für die Einspeisung inWasserstoffpipelines als mögliche Alternative zur herkömmlichen mechanischen Verdichtung entwickelt, wobei das „Hamburg Green Hydrogen Hub“ (HGHH) als praxisnaher Referenzfall mit standortspezifischen Randbedingungen dient. Zur Entwicklung und Optimierung einer zweistufigen MHK-Konfiguration, die auf die standortspezifischen Randbedingungen zugeschnitten ist, wurden dynamische Prozesssimulationen in Aspen Custom Modeler (ACM) auf Grundlage eines validierten Models durchgeführt: Ein Verdichtungsverhältnis von 2,67 (30 bis 80 bar) und ein enges Temperaturfenster zwischen Kühltemperaturen von 35 °C und einer Elektrolyseur-Abwärme von 46 °C. Eine kriterien-basierte Literaturrecherche ergab, dass Hydralloy C1 (Stufe 1: 30 bis ca. 50 bar, 10 bis 65 °C) und 𝑇 𝑖1.1𝐶𝑟𝑀𝑛 (Stufe 2: ca. 50 bis 80 bar, 10 bis 60 °C) die optimalen Legierungen für diesen Anwendungsfall sind. Die begrenzten experimentellen Daten zu Druck-Konzentrations-Isothermen wurden mithilfe der Purdue Metal Hydride Toolbox erweitert und als polynomiale Oberflächenanpassungen in ACM implementiert. Eine systematische Parameteroptimierung der ein- und zweistufigen Betriebskonfigurationen, Temperaturen, Massenverhältnisse zwischen den Stufen, Zykluszeiten und Bettgeometrien ergab eine Konfiguration im Labormaßstab mit einer gesamten spezifischen Produktivität von 132,21 𝐿𝑛/𝑘𝑔𝑀𝐻/ℎ. Die industrielle Skalierung auf denWasserstoff-Massenströme des 100-MW-Elektrolyseurs erfordert eine Gesamtlegierungsmasse von etwa 169.801 kg sowie Bettabmessungen von 1,20 m und 28,3 m Länge pro Stufe. Der maximale Heizbedarf von 18,81 MW wird quantitativ durch die verfügbare Abwärme (23,1 bis 41,7 MW, abhängig von den Systemgrenzen und dem Elektrolyseur-Degradierung) gedeckt, jedoch liegt das verfügbare Temperaturniveau (46 °C) unter den Anforderungen für Stufe 1 (65 °C, Δ𝑇 = 19 K) und Stufe 2 (60 °C, Δ𝑇 = 14 K). Die vorliegende Arbeit entwickelt eine simulationsbasierte Grundlage für MHK im industriellen Maßstab, definiert die thermische Integration und skizziert Prioritäten für die weitere Arbeit beispielsweise die experimentelle Validierung und die technoökonomische Analyse.

This thesis develops a metal hydride compressor (MHC) for hydrogen pipeline injection as a possible alternative to conventional mechanical compression, using the Hamburg Green Hydrogen Hub (HGHH) as a real-world reference case with site-specific boundary conditions. Dynamic process simulation in Aspen Custom Modeler (ACM) based on a validated model was employed to develop and optimize a two-stage MHC configuration tailored to site-specific boundary conditions: a compression ratio of 2.67 (30 to 80 bar) and a narrow thermal window between cooling temperatures (35 °C) and electrolyzer waste heat (46 °C). A criteria-based literature search identified Hydralloy C1 (Stage 1: 30 to approximately 50 bar, 10 to 65 °C) and 𝑇 𝑖1.1𝐶𝑟𝑀𝑛 (Stage 2: approximately 50 to 80 bar, 10 to 60 °C) as optimal alloys. Limited experimental pressure-composition isotherm data were extended using the Purdue Metal Hydride Toolbox and implemented as polynomial surface fits in ACM. Systematic parameter optimization of operating one- and two-stage configurations, temperatures, alloy mass ratios, cycle times, and bed geometries yielded a laboratory-scale configuration with a total specific productivity of 132.21 𝐿𝑛/𝑘𝑔𝑀𝐻/ℎ. Industrial scale-up for the 100 MW electrolyzer requires about 169,801 kg total alloy mass and bed dimensions of 1.20 m bed-diameter and 28.3 m bed-length per stage. The maximum heating demand of 18.81 MW is quantitatively covered by available waste heat (23.1 to 41.7 MW, depending on system boundary and degradation state), but the temperature level (46 °C) falls short of Stage 1 (65 °C, Δ𝑇 = 19 K) and Stage 2 (60 °C, Δ𝑇 = 14 K) requirements. Two technically viable integration pathways were identified: Scenario A (upstream atmospheric PEM electrolyzer) requires heat pump integration for temperature upgrading, Scenario B (pressurized electrolyzer expansion) leverages higher-temperature electrolyzer technology (exemplary Alkaline Electrolysis with 75 to 80 °C operating temperature) for direct thermal drive. MHC advantages, such as vibration-free operation, low maintenance and utilization of low-grade waste heat instead of electrical energy to drive the compression, remain systemically relevant, though direct integration under current HGHH conditions is not possible without targeted adaptations. The present work develops a simulation-based foundation for MHC at industrial scale and clearly defining thermal integration as the binding constraint and outlining priorities in further work for experimental validation and techno-economic analysis.