Hatamleh, Zaid (2026) Integrated CSP-PV-TES System for Electricity, Desalination, and Hydrogen Production. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF Thesis Dissertation-October-18-2026-Final-1.pdf Restricted to Repository staff only until 25 October 2027. Download (6MB)

Arabic Abstract

تم في هذا العمل تقديم تقييماً تقنياً واقتصادياً شاملاً لأنظمة هجينة للطاقة المتجددة تدمج بين الخلايا الكهروضوئية (PV)، ومجمّعات القطع المكافئ (PTC)، ونظام تخزين الطاقة الحرارية (TES)، وتقنيات دورة رانكن، بهدف توليد الكهرباء بصورة مستمرة وإنتاج المياه العذبة والهيدروجين الأخضر والطاقة الحرارية القابلة للبيع. دُرست تهيئتان مختلفتان للنظام. اشتملت التهيئة الأولى على نظام PV–PTC–TES لتوليد الكهرباء، وقُيّم أداؤها عند ضغطي تكثيف لدورة رانكن مقدارهما 0.075 و0.010 ميغاباسكال. أما التهيئة الثانية، فتضمنت نظاماً متكاملاً من التناضح العكسي والتناضح العكسي عالي الضغط على مرحلتين (RO–HPRO)، ومبادل الضغط (PX)، واستعادة الطاقة بواسطة التناضح المتأخر بالضغط (PRO)، والتقطير متعدد التأثيرات (MED)، والتحليل الكهربائي باستخدام غشاء تبادل البروتونات (PEM). واستُخدمت النمذجة الرياضية والمحاكاة باستخدام برنامج MATLAB لتقييم الأداء التقني والاقتصادي للتهيئتين في ظل ظروف السوق في المملكة العربية السعودية والاتحاد الأوروبي والولايات المتحدة الأمريكية. بالنسبة إلى التهيئة الأولى، أدى خفض ضغط المكثف من 0.075 إلى 0.010 ميجاباسكال إلى زيادة كفاءة دورة رانكن من 27.58% إلى 32.75%، وتقليل مساحة فتحة حقل مجمّعات القطع المكافئ (PTC) المطلوبة من 10,804,365 إلى 9,097,881 متر مربع. كما انخفضت سعة نظام التخزين الحراري المطلوبة من 9,400.3 إلى 7,915.6 ميغاواط ساعة حراري، في حين أنتجت كلتا حالتي التشغيل 2,314.4 غيغاواط ساعة كهربائي سنوياً. وانخفضت التكلفة السنوية للنظام من 436.45 مليون دولار أمريكي سنوياً عند ضغط 0.075 ميغاباسكال إلى 389.73 مليون دولار أمريكي سنوياً عند ضغط 0.010 ميغاباسكال. وبعد احتساب إيرادات بيع فائض الطاقة الحرارية المنتجة بواسطة نظام PTC، بلغت قيم التكلفة المستوية للكهرباء عند ضغط 0.010 ميغاباسكال 0.1475 و0.1418 و0.1304 دولار أمريكي لكل كيلوواط ساعة كهربائي في المملكة العربية السعودية والاتحاد الأوروبي والولايات المتحدة الأمريكية، على التوالي. وبناءً على ذلك، عُدّت حالة التشغيل عند ضغط مكثف قدره 0.010 ميغاباسكال الخيار الأفضل للتهيئة الأولى. نجحت التهيئة الثانية في تلبية حمل كهربائي أساسي مستمر قدره 150 ميغاواط بصورة كاملة، إذ زوّدت الحمل بطاقة كهربائية سنوية مقدارها 1,314,000 ميغاواط ساعة كهربائي، مع اعتبار الحمل الكهربائي غير الملبّى مساوياً للصفر، ومن دون استخدام أنظمة تخزين كهروكيميائية بالبطاريات. بلغ فائض الطاقة الكهربائية السنوي من نظام الخلايا الكهروضوئية (PV) مقدار 1,038.1934 غيغاواط ساعة كهربائي، ووُزّع بالتساوي بين نظام RO–HPRO–PX–PRO ونظام التحليل الكهربائي PEM، بحيث حصل كل منهما على 519.0967 غيغاواط ساعة كهربائي سنوياً. وفرت عملية التناضح المتأخر بالضغط (PRO) الداخلية طاقة مستعادة مقدارها 163.8228 غيغاواط ساعة كهربائي سنوياً، مما أدى إلى خفض الاستهلاك النوعي الإجمالي للطاقة في نظام RO من 6.6698 إلى صافي احتياج كهربائي من نظام PV مقداره 5.0698 كيلوواط ساعة لكل متر مكعب. وحقق نظام RO–HPRO نسبة استعادة كلية للمياه بلغت 90%، وأنتج 102,389,236.98 متر مكعب من المياه العذبة سنوياً. وبعد تزويد المحلل الكهربائي PEM بكمية 94,860.31 متر مكعب سنوياً، أصبحت كمية المياه المنتجة بواسطة RO والمتاحة للبيع 102,294,376.67 متر مكعب سنوياً. استقبل نظام التقطير متعدد التأثيرات (MED) قدرة حرارية مقدارها 42.96 ميغاواط حراري من بخار النزف لدورة رانكن لمدة 4,880 ساعة تشغيل سنوياً، بما يعادل طاقة حرارية سنوية مقدارها 209.6448 غيغاواط ساعة حراري. وأنتج النظام كمية إضافية من المياه العذبة بلغت 655,572.50 متر مكعب سنوياً. وقد عوملت الطاقة الحرارية المستخدمة في نظام MED بصورة منفصلة عن فائض الطاقة الحرارية الناتج من نظام PTC، والبالغ 6,989.8 غيغاواط ساعة حراري سنوياً، والذي ظل متاحاً للبيع بالكامل بعد استيفاء متطلبات شحن نظام TES. كما أنتج محلل PEM الكهربائي 10,540,034.52 كيلوغراماً من الهيدروجين سنوياً، أي ما يعادل نحو 10,540.03 طناً سنوياً. بلغت التكلفة السنوية الإجمالية للتهيئة الثانية 412.48 مليون دولار أمريكي سنوياً. استُخدم معدل خصم سنوي موحد قدره 7% وعمر اقتصادي موحد قدره 25 سنة لجميع الأنظمة الفرعية. وبإضافة بدل التأمين السنوي البالغ 1%، أصبح معدل التكلفة الثابت الموحد المستخدم في رسملة جميع مكونات النظام 9.581%. ومثّل نظام توليد الكهرباء PV–PTC–TES نحو 91.74% من هذه التكلفة، بينما مثّلت أنظمة RO–HPRO–PX–PRO وMED وPEM نحو 6.08% و0.17% و2.01%، على التوالي. ووفقاً لمنهجية الائتمان التسلسلي للإيرادات، اقتُطعت أولاً إيرادات مياه MED وفائض الطاقة الحرارية القابل للبيع من التكلفة السنوية، ثم اقتُطعت عند حساب كل مؤشر إيرادات المنتجين الرئيسيين الآخرين قبل القسمة على كمية المنتج الجاري تقييمه. بلغت قيم التكلفة المستوية للكهرباء (LCOE) والتكلفة المستوية للمياه (LCOW) والتكلفة المستوية للهيدروجين (LCOH) في المملكة العربية السعودية 0.1914 دولار أمريكي لكل كيلوواط ساعة كهربائي، و2.1027 دولار أمريكي لكل متر مكعب، و15.7234 دولار أمريكي لكل كيلوغرام من الهيدروجين، على التوالي. وبمقارنة هذه القيم بأسعار البيع الإقليمية البالغة 0.09 دولار أمريكي لكل كيلوواط ساعة كهربائي، و0.80 دولار أمريكي لكل متر مكعب من المياه، و3.08 دولار أمريكي لكل كيلوغرام من الهيدروجين، تبيّن أن المنتجات الثلاثة لم تكن منافسة اقتصادياً وفق الأسعار المعتمدة في المملكة العربية السعودية. وفي الاتحاد الأوروبي، بلغت قيم LCOE وLCOW وLCOH مقدار 0.1902 دولار أمريكي لكل كيلوواط ساعة كهربائي، و1.9270 دولار أمريكي لكل متر مكعب، و17.6345 دولار أمريكي لكل كيلوغرام من الهيدروجين، على التوالي. وكانت أسعار البيع المرجعية المستخدمة 0.08384 دولار أمريكي لكل كيلوواط ساعة كهربائي، و0.5604 دولار أمريكي لكل متر مكعب من المياه، و4.3711 دولار أمريكي لكل كيلوغرام من الهيدروجين. ولذلك، بقيت تكاليف المنتجات الثلاثة أعلى من الأسعار المرجعية المحافظة المعتمدة للاتحاد الأوروبي. أما في الولايات المتحدة الأمريكية، فقد بلغت قيم LCOE وLCOW وLCOH مقدار 0.1384 دولار أمريكي لكل كيلوواط ساعة كهربائي، و1.5833 دولار أمريكي لكل متر مكعب، و11.5065 دولار أمريكي لكل كيلوغرام من الهيدروجين، على التوالي. وكانت أسعار البيع المرجعية المستخدمة 0.0862 دولار أمريكي لكل كيلوواط ساعة كهربائي، و0.9129 دولار أمريكي لكل متر مكعب من المياه، و5.00 دولارات أمريكية لكل كيلوغرام من الهيدروجين. وعلى الرغم من أن الولايات المتحدة حققت أقل التكاليف المستوية بين المناطق الثلاث، بقيت المنتجات الثلاثة أعلى من أسعارها المرجعية. أظهرت المقارنة المباشرة بين التهيئتين أن التهيئة الأولى حققت تكلفة مستوية للكهرباء أقل في جميع المناطق المدروسة؛ إذ بلغت قيمها عند ضغط 0.010 ميغاباسكال 0.1475 و0.1418 و0.1304 دولار أمريكي لكل كيلوواط ساعة كهربائي في المملكة العربية السعودية والاتحاد الأوروبي والولايات المتحدة الأمريكية، مقارنةً بـ0.1914 و0.1902 و0.1384 دولار أمريكي لكل كيلوواط ساعة كهربائي للتهيئة الثانية. ومع ذلك، كانت التكلفة السنوية الإجمالية للتهيئة الثانية، والبالغة 412.48 مليون دولار أمريكي سنوياً، أعلى بنسبة 5.84% فقط من تكلفة التهيئة الأولى والبالغة 389.73 مليون دولار أمريكي سنوياً. في المنهجية التسلسلية، خُصمت إيرادات مياه RO والهيدروجين عند حساب LCOE، وخُصمت إيرادات الكهرباء والهيدروجين عند حساب LCOW، وخُصمت إيرادات مياه RO والكهرباء عند حساب LCOH. كما يعكس ارتفاع LCOE للتهيئة الثانية انخفاض مقام الكهرباء بنسبة 43.23%، لأن فائض كهرباء نظام PV خُصص عمداً لإنتاج المياه والهيدروجين بدلاً من احتسابه ضمن الكهرباء المسلّمة للحمل الخارجي. وبقيت جميع البسوط بعد الائتمانات موجبة. تُظهر النتائج أن التهيئة الأولى هي الخيار الأبسط والأفضل اقتصادياً عندما يقتصر الهدف على إنتاج الكهرباء، في حين توفر التهيئة الثانية استفادة أكبر من الموارد وتنوعاً في المنتجات. ووفق الأسعار المرجعية المحافظة المعتمدة، حققت الولايات المتحدة أقل قيم LCOE وLCOW وLCOH، إلا أن أياً من المنتجات الرئيسية لم يحقق تكلفة أقل من سعر البيع المقابل في المناطق الثلاث. ولذلك، تتطلب الجدوى التجارية مزيداً من خفض التكاليف أو تحسين التشغيل أو ارتفاع أسعار السوق أو توفير حوافز اقتصادية مناسبة.

English Abstract

This study presents a comprehensive techno-economic assessment of hybrid renewable-energy systems integrating photovoltaic (PV), parabolic trough collector (PTC), thermal energy storage (TES), and Rankine-cycle technologies for the continuous generation of electricity and the production of freshwater, green hydrogen, and saleable thermal energy. Two configurations were investigated. The first configuration comprised PV–PTC–TES electricity generation and was evaluated at Rankine-cycle condenser pressures of 0.075 and 0.010 MPa. The second configuration incorporated two-stage reverse osmosis–high-pressure reverse osmosis (RO–HPRO), pressure-exchanger (PX) and pressure-retarded-osmosis (PRO) energy recovery, multi-effect distillation (MED), and proton-exchange membrane (PEM) electrolysis. Mathematical modeling and MATLAB-based simulations were used to evaluate the technical and economic performance of both configurations under regional market conditions in Saudi Arabia, the European Union, and the United States. For the first configuration, reducing the condenser pressure from 0.075 MPa to 0.010 MPa increased the Rankine-cycle efficiency from 27.58% to 32.75%. The required PTC aperture area decreased from 10,804,365 m² to 9,097,881 m², while the required TES capacity decreased from 9,400.3 MWhth to 7,915.6 MWhth. Both cases generated 2,314.4 GWhe/year. The total annual cost decreased from USD 436.45 million/year at 0.075 MPa to USD 389.73 million/year at 0.010 MPa. After crediting the revenue from saleable PTC-surplus thermal energy, the LCOE values at 0.010 MPa were 0.1475, 0.1418, and 0.1304 USD/kWh in Saudi Arabia, the European Union, and the United States, respectively. Therefore, the 0.010 MPa condenser pressure was identified as the preferable operating condition for Configuration 1. The second configuration fully satisfied the continuous 150 MW baseload demand, delivering 1,314,000 MWhe/year with zero unserved load and without electrochemical battery storage. The annual PV-surplus electricity of 1,038.1934 GWhe/year was divided equally between the RO–HPRO–PX–PRO and PEM subsystems, providing 519.0967 GWhe/year to each. Internal PRO energy recovery supplied approximately 163.82 GWhe/year, reducing the net RO specific energy consumption from 6.6698 to 5.0698 kWh/m³. The RO–HPRO subsystem achieved a total water-recovery ratio of 90% and produced 102,389,236.98 m³/year of freshwater. After supplying approximately 94,860.31 m³/year to the PEM electrolyzer, 102,294,376.67 m³/year remained available for sale. The MED subsystem received 42.96 MWth of Rankine-cycle bleed-steam heat for 4,880 h/year, corresponding to an annual thermal input of 209.6448 GWhth/year, and produced an additional 655,572.50 m³/year of freshwater. This MED thermal input was treated separately from the 6,989.8 GWhth/year of surplus PTC thermal energy available for sale after the TES charging requirement was satisfied. The PEM electrolyzer produced 10,540,034.52 kg H₂/year, equivalent to approximately 10,540.03 tonnes/year. Configuration 2 had a total annual cost of USD 412.48 million/year. The economic model used a uniform 7% annual discount rate and a uniform 25-year lifetime for all subsystems. Adding the 1% annual insurance allowance yielded a uniform fixed-charge rate of 9.581% for all capital annualization. The PV–PTC–TES generation subsystem accounted for 91.74% of the cost, while the RO–HPRO–PX–PRO, MED, and PEM subsystems accounted for 6.08%, 0.17%, and 2.01%, respectively. Under the adopted sequential revenue-credit methodology, MED-water and saleable-heat revenues were first deducted from the annual system cost. Each levelized-cost indicator then additionally credited the revenues of the other two principal products before division by the output of the product being evaluated. The resulting LCOE, LCOW, and LCOH values were 0.1914 USD/kWh, 2.1027 USD/m³, and 15.7234 USD/kg H₂ in Saudi Arabia; 0.1902 USD/kWh, 1.9270 USD/m³, and 17.6345 USD/kg H₂ in the European Union; and 0.1384 USD/kWh, 1.5833 USD/m³, and 11.5065 USD/kg H₂ in the United States. All residual numerators remained positive. Comparison with the adopted conservative regional benchmarks showed that none of the three principal products had a levelized cost below its corresponding selling price in any of the three regions. Configuration 1 provided a lower LCOE than Configuration 2 in all investigated regions and is therefore preferable when electricity generation is the only objective. However, the total annual cost of Configuration 2 was only approximately 5.84% higher than that of the preferred 0.010 MPa Configuration 1. The sequential method assigns the common MED-water and heat credits first, then credits RO-water and hydrogen revenues in LCOE, electricity and hydrogen revenues in LCOW, and RO-water and electricity revenues in LCOH. The remaining difference also reflects the 43.23% smaller electricity denominator because PV-surplus electricity is intentionally allocated to freshwater and hydrogen production rather than delivered to the external electrical load. Overall, Configuration 1 is the technically simpler and economically preferable option for electricity-only generation, while Configuration 2 provides greater resource utilization and product diversity. Under the adopted conservative selling-price benchmarks, Configuration 2 produced its lowest three levelized costs in the United States, but further cost reduction, operational optimization, higher market prices, or policy support would be required for the principal products to become economically competitive in any of the investigated regions.

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Engineering
Department:	College of Engineering and Physics > Mechanical Engineering
Thesis Advisor:	Esmail Mokheimer,
Thesis Committee Members:	Mohammed Antar, Mohamed El-Samadony,
Depositing User:	ZAID HATAMLEH
Date Deposited:	26 Oct 2026 10:57
Last Modified:	26 Oct 2026 10:57
URI:	https://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/144784