Techno‑Enviroeconomic Modeling of a Solar‑Green Hydrogen System with Industrial Wastewater Reuse via Integrated Hourly Simulation‑LCA‑DCF

Unofficial AI-generated summary based on the public title and abstract. Not an official translation.

🔬研究者:Researchers can use the integrated hourly simulation-LCA-DCF framework for evaluating similar integrated systems.

🏢実務担当者:Corporate sustainability teams can apply the water-cost internalization method to assess hybrid renewable-water projects.

🏛政策担当者:Policymakers can consider incentives for integrating water reuse in clean energy projects to achieve dual sustainability goals.

太陽–水素ハイブリッドシステムは低炭素かつ調整可能なエネルギーを提供するが、既存の構成の大半は淡水の利用可能性を暗黙のうちに前提としており、それにより水ストレス地域における水再利用の役割が見落とされている。半乾燥地域の産業コンテキストにおいて、クリーンエネルギーシステムと循環型水管理の統合は長期的な持続可能性にとって不可欠である。本研究は、膜分離活性汚泥法–逆浸透–脱イオン（MBR→RO→DI）の順序で産業排水を処理してプロトン交換膜（PEM）電解装置の水質要件を満たし、燃料電池排気から回収された水を凝縮水として捕捉することで、全体の水回収率約90%を達成する閉ループ型太陽–グリーン水素ハイブリッドシステム（SGHHS）を開発する。提案システムは、22.75 MWの太陽光発電アレイ、2.25 MWの電解装置、450 kgの水素貯蔵、および1 MWの燃料電池で構成され、25年間の時間分解能1時間のシミュレーションフレームワークを用いて評価される。経済性能は割引キャッシュフロー分析により評価され、環境影響はライフサイクルアセスメントを用いて定量化される。結果は、水再利用の統合により均等化発電コストが0.10から0.0866 USD/kWhへ低減し、約157,000トンのCO₂換算（tCO₂-eq）排出を回避し、1日あたり約400,000 Lのプロセス水の回収を可能にすることを示す。水処理の資本費および運転費を水節約便益とともにエネルギーコスト計算式に明示的に内部化することにより、本研究は水素ベースのエネルギーシステムと循環型水インフラを結びつける一般化可能なフレームワークを提示し、産業の脱炭素化ならびにクリーンエネルギー、責任ある資源利用、気候変動対策に関連する持続可能な開発目標を支援する。

AI 翻訳（deepseek-v4-flash）。 正確を期す場合は下の原文を参照してください。

Solar–hydrogen hybrid systems provide low-carbon and dispatchable energy, yet most existing configurations implicitly assume freshwater availability, thereby overlooking the role of water reuse in water-stressed regions. In semi-arid industrial contexts, the integration of clean energy systems with circular water management is essential for long-term sustainability. This study develops a closed-loop Solar–Green Hydrogen Hybrid System (SGHHS) in which industrial effluent is treated through a membrane bioreactor–reverse osmosis–deionization (MBR→RO→DI) sequence to satisfy proton exchange membrane (PEM) electrolyzer water-quality requirements, while water recovered from fuel-cell exhaust is captured as condensate, achieving an overall water recovery rate of approximately 90%. The proposed system consists of a 22.75 MW photovoltaic array, a 2.25 MW electrolyzer, 450 kg of hydrogen storage, and a 1 MW fuel cell, and is evaluated using a 25-year hourly-resolution simulation framework. Economic performance is assessed through discounted cash-flow analysis, while environmental impacts are quantified using life-cycle assessment. Results demonstrate that integrating water reuse reduces the levelized cost of electricity from 0.10 to 0.0866 USD/kWh, avoids approximately 157,000 tonnes of CO₂-equivalent (tCO₂-eq)emissions, and enables the recovery of nearly 400,000 L/day of process water. By explicitly internalizing water-treatment capital and operating costs alongside water-savings benefits within the energy cost formulation, the study presents a generalizable framework linking hydrogen-based energy systems with circular water infrastructure, supporting industrial decarbonization and Sustainable Development Goals related to clean energy, responsible resource use, and climate action.

• semanticscholar https://doi.org/10.54963/neea.v5i1.1863first seen 2026-05-05 23:57:13 · last seen 2026-08-12 05:19:20