No description available.

För att minska de globala utsläppen och klara klimatmålen i Parisavtalet måste fossil elproduktion fasas ut och ersättas av förnybar energi. Förnybara energikällor, exempelvis vindkraft, har ökat kraftigt de senaste åren. Detta introducerar nya utmaningar då elproduktionen inte alltid stämmer överens med elbehovet eftersom förnybara energikällor inte kan kontrolleras på samma sätt som de fossila; vindkraftverken kan inte producera el utan vind. Detta får konsekvensen att elnätets stabilitet och elens kvalité blir sämre, samt att elpriset varierar kraftigare. Problemet kan lösas genom att köpa överskottsel och lagra energin när elbehovet är lågt, för att sedan sälja den när elbehovet är högt. På så sätt jämnas effektvariationerna ut. Att lagra energi i form av vätgas, har pekats ut som den mest lovande metoden för att genomföra detta i tillräckligt stor skala. Vätgas produceras i en elektrolysör av el och vatten när elbehovet, och därmed elpriset (spotpriset) är lågt. Vätgasen lagras sedan i naturliga och konstgjorda bergrum för de största anläggningarna, eller ovan jord i tankar och tuber för mindre anläggningar. När elbehovet och därmed elpriset i stället är högt omvandlas vätgasen till el i en bränslecell. I elektrolysören och bränslecellen produceras även spillvärme som kan utnyttjas exempelvis i ett fjärrvärmenät. Konstruktionen av vätgasanläggningar gör även en omvandling till vätgasdrift inom transportsektorn möjlig, vilket skulle medföra reducerade utsläpp av växthusgaser. Syftet är att visa vätgasens potential att bli en framtida energibärare och buffert i det svenska elnätet genom att studera olika design- och driftparametrar för en tänkt vätgasanläggning integrerad med värmekraftverket Heden, som drivs av Karlstads Energi AB. Den årliga fordonsvätgaskonsumtionen för Värmlandstrafik AB beräknas med hjälp av företagets totala körsträcka under 2020 ihop med kilometerförbrukningen vätgas för vätgasvarianterna av deras fordonstyper. Karlstads Energi AB:s årliga förbrukning beräknas genom att omvandla företagets mängd förbrukat bränsle under 2020 till den mängd vätgas som kan utföra samma arbete. De olika bränsletypernas energitäthet och de olika fordonens verkningsgrader används. För att simulera anläggningens årsintäkt konstrueras en modell i SIMULINK 9.2. Modellen har entimmes tidssteg vilket leder till 8760 tidssteg totalt. Spotpris tas in på timbasis och bestämmer om vätgas ska produceras i elektrolysören, konsumeras i bränslecellen för att producera el eller lagras tills senare. Spillvärmen från elektrolysören och bränslecellen säljs som fjärrvärme. Den beräknade årliga fordonsvätgaskonsumtionen delas upp till en daglig mängd med två fasta årliga nivåer. Värmlandstrafik AB använder en sommartidtabell vilket medför att förbrukningen sjunker under denna period. Anläggningens totala årsintäkt beräknas som såld el, fordonsvätgas och värme, minus köpt el och relaterade elhandelavgifter. Genom att bland annat variera storleken av anläggningens lagerstorlek samt elektrolysörens och bränslecellens märkeffekt byggs olika scenarion upp. Det reducerade utsläppet koldioxidekvivalenter beräknas genom att multiplicera vardera av de nuvarande bränslenas årsförbrukningar med respektive bränsles emissionsfaktor. Vätgasproduktionens utsläpp räknas som livscykelutsläppen för den konsumerade elen. 1360 ton vätgas/år är den årliga fordonsvätgaskonsumtionen som krävs för att tillgodose Värmlandstrafik AB:s och Karlstads Energi AB:s transporter. Den simulerade anläggningens årsintäkt är 51 – 65 MSEK/år beroende av anläggningens dimensioner och vilket spotpris som används. Bränslecellen beräknas ej vara lönsam i syftet att balansera elnätet. Ersättandet av de nuvarande bränslena med vätgas reducerar utsläppen med 4770 ton CO2eq/år räknat med svensk elmix, 1630 ton CO2eq/år räknat med nordisk elmix och 5870 ton CO2eq/år räknat med el köpt med ursprungsgaranti. Den framräknade fordonsvätgaskonsumtionen är stor nog för att installera en vätgasproduktion vid Heden. De miljömässiga fördelarna är också betydande. Med dagens verkningsgrader och avgifter krävs ett ostabilare spotpris för en bränslecell att bli lönsam. De ekonomiska simuleringarna är inte heltäckande nog för att möjliggöra några direkta beslut, men kan användas som grund. Fokus för fortsatta studier bör därför ligga i att inkludera investeringskostnader och avskrivningstider samt räkna på systemtjänsten som en bränslecell utför.

In a future situation with a large implementation of photo voltaic (PV) in the local distribution grid one expects voltage and current related problems to occur due to the large portion of excess electricity from the PV fed into the grid. In this study it was concluded, based on experiences from Germany and Italy, that energy storages are assumed to be beneficial in order to address these problems. The location of storages needs to be distributed among the low voltage grid (400 V) to be able to reduce excess produced electricity from PV as well as deliver peak reducing power (“peak shaving”). This suggests that large scale techniques are not suitable for this purpose since they will be dependent on transmission bottle necks. The energy storages would be most efficient if set up as a combination of a local storage, at the end consumer, and an aggregated storage distributed within the low voltage grid. Techniques suggested are advanced gel-based lead silicon batteries for rapid power response and fuel cell systems with separate electrolysis unit for bulk storage. Thus the systems can divide the needed amount of energy to store in a more efficient way. This suggests that a business model could be a leasing or rental based system where the end consumer subscribes for the technique and services. The major benefits from the energy storage was found to be reduced power flows in the grid (both load- and production wise) as well as reduced volatility in the system. Furthermore, the energy storage would be able to serve as back-up or black start source (also referred to as “cold start” in case of power outages), as well as offering filtering services for reduction of noise and harmonics. Since the major benefits are of systemic nature the most likely actor to gain from energy storages would be distribution system operators (DSO). Therefore the Swedish regulations needs to be adjusted so DSO’s are allowed to, firstly, include the costs for energy storages and, secondly, deliver energy from energy storages without being considered as producers.

An expansion of production of electricity from renewable energy sources is evident both internationally but also in Sweden. One renewable energy source that has great potential and access is solar energy, where solar panels is the prime and most used technique. The electrical system needs to be in a constant balance, this means that the production and consumption of electrical energy must constantly match each other. When solar panels get a bigger role in the world’s electricity production a need to store the overproduced electricity is born. A name for this type of storage is electrical energy storage (EES) and this can be the solution to achieve a flexible electrical system. There is a lot of different types of EES and it can be hard do decide its size.  In this study calculation models were built to evaluate different EES for a building. On this building solar panels are planned and therefore a need of EES to increase the buildings self-sufficiency rate and self-consumption rate. The three different ESS that was studied was lithium ion battery, vanadium redox flow battery and hydrogen-based energy storage. Five different calculation models were built, one for the lithium ion battery, one for the vanadium redox battery and three different hydrogen-based energy storage were built all with their own set of conditions. The appropriate sizes of the five systems were calculated. For these systems the environmental impact, costs and payback time was also calculated. Self-sufficiency rate and self-consumption rate is the highest for the two hydrogen-based energy storages 1 and 2. The self-sufficiency rate was 167% and the self-consumption rate was 100%. In these systems the total amount of solar produced electricity is used within the system. All systems contribute to a decrease in operating costs if compared to the building without solar panels. The hydrogen-based system 1 answers for the largest decrease in operation costs, this system uses 456 kWh electricity per year compared to the system without solar panels who uses 11 600 kWh electricity per year. The shortest payback time for the EES systems answers to the vanadium redox flow battery at 29 years. The solar panels payback time is 25 years and their lifetime are five years longer at 30 years. This is a good sign for the development of the solar panels. If more money is given to the development of solar panels, they will most likely get more effective and more environmentally friendly. The environmental impact results show that a system without solar panels has the lowest environmental impact at 11 070 kg carbon dioxide equivalents for at 30-year time span, if the impact of the Swedish electricity mix is considered. If the European electricity mix is considered the system with the solar panels has the lowest environmental impact and contributes to an emission reduction of -35 922 kg carbon dioxide equivalents over a 30-year time span. The results make it hard to argument for the use of EES today. All studied ESS systems contributes to an increase of environmental impact and their payback time is longer than their lifetime which makes them a poor investment.

Renovating roofs of multi-family buildings with building integrated photovoltaics (BIPV) poses a possibility of cost effective installation of solar cells. The surplus electricity could however become a problem for the grid and decrease the profitability of the investment. In this study, the economical possibilities for a BIPV renovation and for batteries and a thermal storage to store the surplus electricity is evaluated. A study has been made for a multi-family building in Jönköping which is built within the time period of the Swedish Million Programme. Several cases were examined where the renovation was combined with installation of BIPV, a heat recovery system (HRV) or heat pump and a possibility of batteries and/or thermal storage. The management of surplus electricity was modelled and the net present value (NPV) for the cases as well as the value of energy storage was calculated. The NPV was positive for all the cases with BIPV renovation, which means that the BIPV renovation is profitable. The alternative cost for the renovation was seen to have a big impact on the profitability. Both the batteries and the thermal storage decreased the NPV and are therefore not profitable today. To increase the profitability of energy storage the investment cost must decrease and/or the energy prices increase. Other possibilities to increase the profitability of the investment was found; to make use of the different political support systems, or to have a group subscription where also the household electricity can be supplied by the solar production. / Miljontak - takrenovering med solceller

Europe aims for a transition towards less greenhouse gas emission and dependency on fossil fuels. The integration of intermittent renewable energy sources, as wind or solar power, can be facilitated by, among others, temporally decoupling demand and supply of electricity. If technologies for electrical energy storage are profitable, wide implementation could support the transition. Therefore, this study assesses the revenues and costs of long-term storage technologies and evaluates the possibility to stack several services provided by a storage unit to fully utilise it. Key market characteristics influential on storage potential are outlined and used to classify and compare the demand for storage in European markets. Considering them market clusters are formed comprising of countries with similar electricity market and from these two contrasting archetypal countries are chosen for further evaluation, Sweden and Germany. Storage technologies, as pumped hydro or compressed air, are delineated by essential technical specifications and used to determine the compatibility of them to corresponding services. A process for combining multiple services for a single storage unit is designed and employed to develop five cases. The results show that providing multiple services device can improve the profitability of the designed business cases by generating multiple revenue streams and increase the value to the electricity system. The stacking also minimises the storage’s idle time. Furthermore, the results demonstrate the influence of the key characteristics on the economic viability of the electrical energy storage in European markets. / Europa eftersträvar en övergång från att släppa ut mindre växthusgaser och minska eroendet av fossila bränslen. Att implementera förnybara energikällor, som vindkraft ller solenergi, kan underlättas genom att bland annat genom att tillfälligt rikoppla efterfrågan och leveransen av el. Om tekniken för energilagring är lönsam, an genomförande därför stödjas. Denna studie beskriver därför både intäkter ch kostnader för långsiktiga lagringstekniker och utvärderar även möjligheten att mplementera flera tjänster som tillhandahålls av en lagringsenhet till att kunna tnyttja denna till fullo. Marknaden av lagring kännetecknas redan ha potentiella förutsättningar och att den an användas för att klassificera och jämföra efterfrågan för lagring på de europeiska arknaderna. En marknadsanalys har valts att genomförts av länder med likartad lmarknad och de två länder som har välts ut för en vidare utvärdering är Sverige ch Tyskland. Lagringsteknik som vattenkraft som pumpas eller tryckluft, beskrivs ärmare med tekniska förutsättningar och används för att beskriva kompatibiliteten v tekniken och tjänsterna. Ett förfarande för att leverera flera tjänster från en enda innesenhet är utformad och används för att utveckla fem beskrivande fall. Resultatet visar att tillhandahålla flera tjänster från en enda lagringsenhet förbättrar önsamheten för affärsidéer genom att generera flera intäktsströmmar och ökar ärdet till elsystemet. Stapling minimerar också lagring är ledig tid. Dessutom visar esultatet om hur de viktigaste egenskaperna påverkas av de ekonomiska affärsmodellerna.

An increase of the use of renewable energy sources is a part of the solution to tackle the climate change problems. Solar energy is a renewable energy source used for both electricity and heat. The housing sector has a high energy demand and has a potential to increase its use of solar energy. In this study different energy solutions for solar energy use in multifamily residential buildings was examined. To meet the difference in solar energy production and energy use some options for energy storage were investigated. Seasonal storage of solar energy enables solar heat from the summer to be used during the winter. Simulations were made of a existing multifamily residential building from 1950 owned by the housing company Uppsalahem in the city of Uppsala. Different combinations of solar panels, solar thermal collectors and geothermal energy, which originates from solar energy, were dimensioned to decrease the amount of bought heatand electricity, and at the same time be economically defensible. Energy storage in the form of battery storage, heat storage in a combination with district heating system, and heat storage in the bedrock were investigated. The results showed that none of the systems were profitable except for a system with only solar panels. Two systems with geothermal energy in combination with solar panels or solar thermal collectors met the Swedish National Board of Housing, Building and Planning's demands of energy requirement for a newly built multifamily residential building.

The purpose of this thesis is to investigate and clarify the facts surrounding one of Vattenfall's district heating plants; The "solar field" and associated rock cavern in Lyckebo, Storvreta. The plant was built in the '80s by the formerly municipal utility,Uppsalakraftvärme AB, as an experimental building. A ground water filled cavern would serve as seasonal storage of solar heat from an adjacent solar field.   Since both the energy company and the facility itself has undergone major changes over the past 30 years, there was a great need to gather facts in order to provide a picture of its current condition and potential for continued use. The thesis investigates the plant's history and problems with the rock cavern losses, and how the operation developed. It also presents the calculations regarding the possibilities of again supplementing the facility with solar energy - which is not the case today - as well as the economic conditions for it.   Regarding a re-launch of solar energy, primarily a concentrating solar collector has been studied, as it has the advantages of an integrated control system. The calculations show that an implementation would be modestly profitable as an investment from Vattenfall. A far more successful concept however would be to go for a shareholder owned plant - a Solar cooperative. Such a solution has all the prerequisites to once again make Storvreta known for its solar energy storage, as well as produce a needed portion of goodwill for Vattenfall. / Syftet med detta examensarbete är att utreda och klargöra fakta kring en av Vattenfalls fjärrvärmeanläggningar; Solfältet med tillhörande bergrum i Lyckebo, Storvreta. Anläggningen uppfördes under 1980-talet som ett experimentbygge. Ett grundvattenfyllt bergrum skulle fungera som säsongslagring av solvärme från ett intilliggande solfält, för att tillgodose det då nybyggda bostadsområdet Lyckebo på ca 550 lägenheter, med fjärrvärme.   Då både energibolaget och själva anläggningen genomgått stora förändringar de senaste 30 åren så fanns ett stort behov av att samla fakta för att kunna ge en bild av anläggningens nuvarande skick och potential för fortsatt användning. I examensarbetet utreds utöver anläggningshistoria dels problem med bergrummets förluster samt hur driften utvecklats. Därefter presenteras de beräkningar som genomförts angående huruvida anläggningen i framtiden åter kan kompletteras med solenergi - vilket inte är fallet idag - samt vilka ekonomiska förutsättningar som gäller därför.   Det tydligaste resultatet gäller energiförlusterna från bergrummet, vilka följt ett tidigare oredovisat mönster. Inledningsvis såg dessa ut att stabilisera sig till en högre nivå än man först budgeterat för. Detta är också den bild som ges av den nuvarande litteraturen kring anläggningen. Resultatet från detta examensarbete visar att förlustnivåerna senare fortsatte att sjunka och stabiliserades mycket nära och till och med under den från början förutsagda nivån.   Angående en nysatsning på solvärme har främst en koncentrerande solfångare studerats, då denna har fördelar med ett integrerat styrsystem. Beräkningarna visar att en satsning vore blygsamt lönsam som en investering från Vattenfalls sida. Ett betydligt framgångsrikare koncept vore att satsa på en andelsägd anläggning - ett solvärmekooperativ. En sådan lösning har alla förutsättningar att åter göra Storvreta till "Solvreta" samt ge en välbehövlig portion goodwill för Vattenfall.

I detta examensarbete har syftet varit att undersöka huruvida smarta elnät kommer att motivera en investering i solcellsanläggningar, rapporten riktar sig främst till bostadsrättsföreningar. För att genomföra detta har en litteraturstudie genomförts. Detta resulterade i vilka typer av lagar och regler som gäller idag och hur de används. Litteraturstudien resulterade även i vilka olika scenarion som var troliga att kunna inträffa i framtiden och utifrån dessa kunde ett resultat arbetas fram. De scenarion som valdes att titta närmare på var om vad som skulle hända om fler började köra elbil, om föreningarna agerar elhandlare och säljer solel till medlemmarna och två olika typer av lagring, nätlagring och batterilagring. När scenarierna var fastställda började arbetet med att jämföra dessa för att se vilken som skulle ge bäst ekonomiska avkastning. Resultatet som erhölls var att batterilagring gav högst avkastning men också längst återbetalningstid. Det visade sig även att nuvärdet för en anläggning med batterilagring var lägst bland de undersökta fallen däremot hade lagring i nätet högst nuvärde. Det som gav kortast återbetalningstid var lagring i elnät. Det går att konstatera att bäst resultat skulle erhållas med hjälp av lagring i elbilar då man slipper den dyra investeringskostnaden i batterier men samtidigt kan behålla högst självförbrukandegrad och därmed högst avkastning. / In this thesis, the aim has been to investigate whether smart grids will motivate an investment in solar cell installations. The report is primarily aimed at housing associations. To complete this, a literature study has been conducted. This resulted in what types of laws and regulations apply today and how they are used. The literature study also resulted in the different scenarios that were likely to occur in the future, and from this a result could be produced. The Scenarios that was chosen to look into was “what would happen if more people started driving electric cars, if the associations acted as electricity dealers and sold solar power to the members and two different types of storage, grid storage and battery storage”. Once the scenarios were established, the work started comparing these to see which one would give the best economic return. The result that could be obtained was that battery storage yielded the highest return but also the longest repayment period, which gave the lowest repayment time was storage in power grids. It was also found that the present value of a battery storage facility was lowest among the cases investigated, but on the other hand, storage in the power grid had the highest present value. It can be concluded that the best results could be obtained from storage in electric cars, avoiding the expensive in-vestment cost in batteries but at the same time maintaining the highest self-consuming degree therefore keeping the highest yield.

Detta examensarbete har genomförts tillsammans med Umeå Energi och behandlar ett av deras kunders problem. En specifik gång- och cykelvägstunnel har varit ämne för klagomål från allmänheten på grund av att dess belysning släcks under dagtid. Under vissa perioder på dygnet upplevs tunneln som mörk och otrygg. I dagsläget styrs tunnelbelysningen tillsammans med andra delar av gatubelysningen av en ljussensor och önskemål finns att installera ett batterilager som försörjer tunnelbelysningen under den tiden som den ordinarie strömförsörjningen är avstängd. Då gatubelysningen utöver att vara avstängd periodvis över dagen även är helt avstängd under hela juni och halva juli krävdes även en solpanel för att försörja belysningen under den tiden. Solkraft valdes mycket på grund av det faktum att den producerar som mest under den tid som anläggningen inte har någon typ av fast strömförsörjning men även med tanke på kundens önskan om att jobba med förnybar energi. För att leva upp till Trafikverkets riktvärden behövdes enligt utförda mätningar bara en lite del av belysningens fulla effekt användas. Då armaturerna var förberedda för Dali och anläggningen önskades hållas så liten som möjligt föreslogs rörelsesensorer som både stänger av belysningen när det inte befinner sig någon i tunneln men även inte höjer belysningen mer än nödvändigt. Batterier dimensionerades utefter förväntad belastning och givna effektförluster. För att utvärdera solpanelens förmåga att täcka in anläggningens behov simulerades anläggningen i Polysun. De 37 kWh/månad som solpanelen på 300 Wp genererar under sommaren räcker till 14 timmar belysning per dag vilket anses räcka under den tidsperioden baserat på tunnels användning. Kretsschema med komponentlista, kabellista och en föreslagen layout producerades i PCSchematics för att visa på en typ av lösning. I övrigt rekommenderades det att måla tunneln i ljus färg för bättre förmåga att reflektera ljus. Möjligtvis skulle det kunna leda till att belysningen kan dimras ner ytterligare. / This bachelor thesis has been carried out along with Umeå Energi and addresses one of their clients' problems. A specific tunnel used for walking- and cycling traffic has been the subject of complaints from the public because its lighting is switched off during the daytime. During certain periods of the day, the tunnel feels dark and unsafe. Currently, the tunnel lighting is being controlled, alongside with other parts of the street lighting, by a light sensor. There is a desire to use battery storage to supply the tunnel lighting during the time when the power is turned off. Since the street lighting in addition to being switched off periodically throughout the day is also completely shut down throughout June and half of July, a solar panel was required to provide energy to the luminaires during that time. Solar power was chosen partly because of the fact that it produces the most amount of energy during the time the facility has no type of power supply but also in view of the customer's desire to work with renewable energy. In order to live up to the Traffic Authority's guideline values, only a small part of the power was required. The luminaires were prepared for Dali and since the facility was desired to be as small as possible, motion sensors that both turn off the lighting when there is no one in the tunnel but also does not raise the lighting more than necessary was suggested. Batteries were dimensioned upon expected load and given power losses. To evaluate the solar panel's ability to cover the luminaires needs, simulations was made in Polysun. The 37 kWh/month that the 300 Wp solar panel generates during the summer is sufficient for 14 hours of lighting per day, which is considered enough for the time period based on the tunnel usage. Circuit diagram with component list, cable list and a proposed layout were produced in PCSchematics to display one type of solution. In addition, it was recommended to paint the tunnel in a bright color to better reflect light. Possibly, it could lead to a further reduction of the illumination.