Optimal Design and Scheduling of a Multi-Vector Energy System for Green Hydrogen and Electricity. PhD thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF KFUPM_Thesis_desertation_Abubakr_.pdf - Accepted Version Restricted to Repository staff only until 17 August 2026. Download (5MB)

Arabic Abstract

ومتكاملة. وفي هذا السياق، برز الهيدروجين الأخضر — المُنتَج عن طريق التحليل الكهربائي للماء باستخدام مصادر الطاقة المتجددة — كأحد الركائز الأساسية للانتقال نحو مستقبل طاقة مستدام ومنخفض الانبعاثات. تهدف هذه الرسالة إلى تصميم وتشغيل وتحليل أنظمة متعددة الطاقات لإنتاج الهيدروجين والكهرباء، من خلال تطوير نماذج رياضية دقيقة وأطر تحسين تأخذ في الحسبان القيود التقنية والاقتصادية والظروف التشغيلية الواقعية. تنقسم الدراسة إلى ثلاثة محاور رئيسية: (1) مقارنة تقنية واقتصادية بين تقنيتي التحليل الكهربائي باستخدام الغشاء البروتوني (PEM) وخلايا الأكسيد الصلب (SOEC)، (2) تقييم الجدوى الفنية والاقتصادية لإنتاج الميثانول الأخضر عبر التحليل المزدوج باستخدام SOEC، و(3) تحسين البنية التحتية لسلسلة إمداد الهيدروجين في المملكة العربية السعودية تحت ظروف عدم اليقين. أظهرت النتائج أن النظام القائم على SOEC مع استعادة الحرارة (السيناريو 1) حقق أرباحًا بلغت 4.427 ألف دولار، متفوقًا على السيناريوهات التي تعتمد على وحدات الحرارة والطاقة المشتركة فقط. أما نظام PEM فحقق أرباحًا أعلى بلغت 9.588 ألف دولار عند دمج استعادة الحرارة والمشاركة في خدمات تنظيم التردد، مما يبرز أهمية المرونة التشغيلية والتكامل مع السوق. كما أظهرت التحليلات الحساسة أن أسعار الهيدروجين والحرارة تؤثر بشكل كبير على الإيرادات، في حين أن أسعار الكهرباء والغاز الطبيعي تؤثر أساسًا على التكاليف التشغيلية. في المحور الثاني، تم تصميم نظام لإنتاج الميثانول الأخضر باستخدام SOEC لتحويل بخار الماء وثاني أكسيد الكربون إلى غاز تخليقي مباشرة، مما قلّل عدد مراحل المعالجة وزاد الكفاءة الحرارية للنظام. أظهرت النتائج أن هذا التكامل الحراري والتقني يمكن أن يخفض التكاليف ويزيد من استدامة النظام عند الاعتماد على مصادر متجددة. أما في المحور الثالث، فقد تم تطبيق نموذج تحسين خطي مختلط على سيناريوهات متنوعة في المملكة العربية السعودية لتحديد أفضل استراتيجيات إنتاج وتخزين وتوزيع الهيدروجين. وأظهرت النتائج أن سيناريو التخزين المركزي مع النقل عبر الأنابيب المضغوطة بضغط 200 بار هو الأكثر كفاءة من حيث التكلفة والموثوقية. كما أن إعادة استخدام أنابيب النفط القديمة ظهرت كحل اقتصادي قابل للتطبيق لدعم نشر الهيدروجين على نطاق واسع. تقدم هذه الرسالة إطارًا متكاملًا لدراسة أنظمة الطاقة القائمة على الهيدروجين الأخضر وتقديم حلول عملية وقابلة للتطبيق لدعم تحول الطاقة في المملكة والعالم.

English Abstract

The decarbonization of the global energy sector necessitates the deployment of clean, flexible, and integrated energy systems. Among various emerging technologies, green hydrogen, produced through water electrolysis powered by renewable sources, has gained prominence as a key enabler of sustainable multi-sector decarbonization. This thesis addresses the optimal design, operation, and strategic integration of hydrogen-based multi-energy systems (MES) that co-produce hydrogen, electricity, and heat while considering realistic technical and economic constraints. The study is structured into three main research streams: 1) comparative modeling and optimization of Proton Exchange Membrane (PEM) and Solid Oxide Electrolyzer Cell (SOEC) technologies, 2) techno-economic assessment of green methanol production via SOEC-based co-electrolysis, and 3) infrastructure optimization of hydrogen supply chains under scenario-based uncertainty. In the first part, detailed MILP models were developed for SOEC and PEM systems, incorporating thermal dynamics, efficiency degradation, and energy interactions. Simulation results reveal that SOEC-based MES with heat recovery (Scenario 1) achieved the highest profitability of $427.4k, outperforming configurations that relied solely on Combined Heat and Power (CHP) units. In contrast, the PEM-based MES achieved even higher profitability of $588.9k in scenarios where both heat recovery and ancillary service participation were enabled, highlighting the importance of market integration and operational flexibility. Sensitivity analyses showed that hydrogen price fluctuations had the most significant impact on revenue, while electricity and natural gas prices influenced cost structure but did not alter revenue distribution. The second part explored green methanol synthesis via co-electrolysis of steam and CO₂ using SOEC technology. The results indicate that co-electrolysis not only simplifies system integration by eliminating the RWGS reactor but also improves thermal efficiency through high-temperature operation and syngas flexibility. The optimized system demonstrated economic feasibility when heat recovery and renewable energy synergies were maximized. Finally, the hydrogen supply chain analysis focused on the Kingdom of Saudi Arabia, leveraging its vast renewable resources and strategic position. A scenario-based MILP framework was applied to identify optimal production, storage, and transportation configurations. Results showed that a centralized storage strategy with a pipeline network significantly reduced costs compared to liquefied or high-pressure trailer-based alternatives. Scenario 2, using 200-bar compression and centralized storage, yielded the lowest delivery cost and highest system resilience under variable hydrogen demand. Overall, this thesis provides an integrated modeling approach for evaluating and optimizing green hydrogen systems across production, utilization, and distribution domains. The results offer valuable guidance for planners, utility operators, and policymakers aiming to build resilient, cost-effective, and scalable hydrogen infrastructure in support of a global net-zero future.

Item Type:	Thesis (PhD)
Subjects:	Electrical
Department:	College of Engineering and Physics > Electrical Engineering
Committee Advisor:	Al-Awami, Ali T.
Committee Members:	Abido, Mohammed Ali and Suhail, Muhammad and Al-Maraj, Ismail and Alahmed, Ahmed
Depositing User:	ABUBAKR HASSAN (g201707650)
Date Deposited:	17 Aug 2025 07:00
Last Modified:	17 Aug 2025 07:00
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/143665