Renewable energy potential at a local level is important if communities are to play a role in the wider global energy transition. The following thesis studies the ongoing transition on the island of Lewis and Harris, part of the Western Isles, Scotland. A PLEXOS energy model is constructed, focusing on the island’s electricity system. Future local renewable potential is investigated through several scenarios. Electrification of heating and transportation sectors is assumed, via high uptake of heat pumps and electric vehicles, as the replacement of the failed subsea mainland interconnection and the future of the island’s diesel power station are explored. Battery energy storage systems provide a potential solution to the decommissioning of the diesel power station, coupled with additional solar photovoltaics to complement already installed wind resources. The importance of interconnection capacity is highlighted if the island is to become a major exporter of wind power, although through sensitivity analysis it was found that the economic viability of new wind turbines is uncertain due to falling mainland electricity prices. The representation of the mainland is identified as a key limitation within the study, in particular the projection of future electricity prices and their potential temporal relationship with local wind production. Greater consideration here would be beneficial. Expansion of the modelling to include heating demands at a wider level, alongside potential hydrogen production, could be interesting areas to explore further. / Förnybar potential på lokal nivå är viktig om energisamfund ska kunna spela en roll i den bredare globala energiövergången. I denna avhandling undersöks den pågående energiövergången på ön Lewis och Harris, som är en del av de Yttre Hebriderna (eng. Western Isles) i Skottland. En PLEXOS-energimodell konstrueras med fokus på öns elsystem och den framtida lokala potentialen för förnybar energi undersöks genom flera scenarier. Elektrifiering inom uppvärmnings- och transportsektorn uppskattas, genom en storökning av värmepumpar och elfordon, för att undersöka en ersättnings möjlighet till den misslyckade undervattenskabeln till fasta Skottland och framtiden för öns dieselkraftverk utvärderas. Batterilager är en möjlig lösning för avveckling av dieselkraftverket, tillsammans med ytterligare solceller för att komplettera den redan installerade vindkraften. Vikten av överföringsmöjligheter till fastlandet betonas om ön skulle komma att bli en stor exportör av vindkraft, även om det genom känslighetsanalysen konstateras att den ekonomiska bärkraften hos nya vindturbiner är osäker på grund av sjunkande elpriser på fastlandet. Representationen av fastlandet har identifierats som en nyckelbegränsning i studien, särskilt prognosen för framtida elpriser och dess potentiella samband med lokal vindkraftsproduktion. Detta är ett område som skulle kunna vidareutvecklas. Att utvidga modelleringen till att omfatta uppvärmning på en bredare nivå, tillsammans med eventuell vätgasproduktion, skulle kunna vara intressanta områden att utforska ytterligare.

This thesis presents the results of computational fluid dynamics (CFD) design calculations of a subsonic nozzle operating at Mach number 0.85 in a transonic linear cascade wind tunnel. The purpose of the nozzle is to accelerate a fluid by decreasing the pressure energy and raising the kinetic one. The challenge in a nozzle design is to obtain uniform flow at the desired velocity. This parameter is examined in this project measuring the total pressure loss, boundary layer thickness, and exit flow angle. These measures have been the drivers for the present nozzle design. A quasi-one-dimensional approach implemented in Python programming was performed for the first design phase of the project. Subsequently, a mesh independence study was done and five wall contours were tested using the software package from ANSYS (ICEM CFD & CFX). The purpose of the CFD simulations was to determine the nozzle's optimum geometry to achieve flow uniformity in the nozzle outlet. It was found that the 5th order polynomial wall contour proposed by NASA was the best one concerning flow uniformity. Afterwards, the drawings and CAD model of the selected nozzle was produced with Autodesk Inventor. Finally, a turbulence model comparison among SST and k—ε  is presented. It was confirmed that k—ε can be used for saving computational resources without loosing significant accuracy in the CFD simulation results.

Sveriges elanvändning har legat relativt konstant runt 140 terawattimmar per år de senaste 30 åren. I takt med elektrifieringen av samhället och omställningar föratt minska klimatpåverkan förväntas elanvändningen nu öka i rask takt kommande decennier. I denna rapport studerades hur de stora industrisatsningarna HYBRIT, Northvolt Ett och H2 Green Steel förväntas påverka balansen i elsystemet. Fokuset låg på elområde SE1 i norra Sverige där anläggningarna är planerade att byggas. I rapporten genomfördes en litteraturstudie i syfte att samla information om anläggningarna och elnätet. Därefter utformades en modell för att undersöka sju olika scenarier för årtalen 2025, 2030 och 2040 i SE1. Modellen kombinerade timvis data från år 2020 med den förväntade ökningen av elproduktion och elbehoven från anläggningarna för att se hur det årliga samt timvisa nettoutbytet för området förväntades förändras för de olika scenarierna. Detta gjordes för att få en bild av hur effektsituationen i SE1 påverkas av industrisatsningarna samt om överföringskapaciteten till och från området var tillräcklig. Resultatet visade att etableringen av HYBRIT, Nortvolt Ett och H2 Green Steel har en stor påverkan på energi- och effektbalansen i SE1. Det årliga nettoutbytet minskade för samtliga scenarier och för vissa scenarier blev SE1 en nettoimportör av el. För ett scenario var SE1 i behov av import som överstiger överföringskapaciteten. Vidare visade resultatet att vätgaslagringen som HYBRIT planerar för sin anläggning möjliggjorde en minskning av effekttopparna och hade därmed en inverkan på effektbalansen i SE1. En slutsats som drogs var att ha SE1:s nya roll i åtanke vid planering av Sveriges framtida elsystem. / The electricity demand in Sweden has remained at close to 140 terawatt-hours annually for the last 30 years. With ongoing electrification efforts and the transition to reduce our impact on the climate, this is expected to change, and the electricity demand will likely spike in the next few decades. In this report, Swedish industry projects such as HYBRIT, Northvolt Ett, and H2 Green Steel, were analyzed in regard to how they will affect the balance of the electricity system. The focus of the study was on electricity price area SE1 in the north of Sweden where the facilities of these projects will be located. The aim of the study was to investigate how the power balance in SE1 will be affected by the increase in electricity demand from the facilities. The objective was to study: if the development of wind power in the area will be able to compensate for the increase in electricity demand from the facilities and if the transmission capacity to and from SE1 is large enough. A model was constructed and seven different scenarios were analyzed spanning the following years: 2025, 2030, and 2040. The model was used to study the net export and net import of power of the different scenarios by combining hourly data from the year 2020 with the expected increase in electricity production and demand from the facilities. The results show that the energy- and power balance in SE1 is greatly impacted by the increase in electricity demand. The yearly net power export decreased in all the scenarios and in some the electricity price area becomes a net importer of electricity. In one scenario the need for import exceeds the transmission capacity to the area. Furthermore, the results show that the hydrogen storage facility that HYBRIT is planning on building enabled a reduction of the power peaks and thus had an impact on the power balance in SE1. Furthermore, the results indicate that the role of SE1 in the Swedish electricity system is about to change. Thus, it will be important to consider this new dynamic when planning for the future Swedish electricity system.

Restrictive social distancing measures imposed by governments across the world to prevent the spread of COVID-19 have led to immediate changes in general behaviour and habits, which has had major effects on electricity systems. The pandemic has highlighted the great importance of reliable electricity supply in society as many people were forced to start working from home and thus became entirely reliant on digital modes of communication and information sharing. However, the resilience of energy systems could become weakened in the future as the share of intermittent renewable energy sources keeps increasing. If working from home were to become the norm in the future, knowing how households’ electricity load curves are affected by such a change could be valuable and help increase capabilities of demand side flexibility in the household sector. In this project, appliance-level electricity demand data gathered from Swedish households is used to create a simple bottom-up model. The purpose of the model is to be able to evaluate how the total electricity demand in a residential area changes after implementing behavioral changes at a household level. Specifically, the model was used to evaluate the effect of certain households in a region switching to working from home. Results were obtained from the model in the form of estimated changes in the electricity demand for different proportions of teleworking households. These changes were then combined with electricity demand data from a residential area in Stockholm to create new load curves that show what electricity demand could look like for the residential area at different shares of households working from home. The final results are presented in the form of estimated changes in electricity demand, peak power and electricity consumption for 30, 60 and 90 percent of households working from home.The results showed that weekdays' average load profile may have changed considerably in 2020 for residential areas similar to the one studied in Stockholm. For all scenarios, the change in electricity demand was most noticeable in the middle of the day, when the peak power increased significantly. During the evening, however, neither the electricity demand nor the power peak changed significantly. The peak power during normal working hours increased by 11,6% to 17,1% depending on the season, while total electricity consumption on an average weekday increased by 4,9% to 7,4% compared to pre-pandemic values. Still, the overall weekday power peak typically occurring around dinner time remained nearly unchanged. However, examining the results for different shares of households working from home shows that if almost all were to work from home, the overall peak power could shift from occurring in the evening to the middle of the day. If a new measurement campaign of Swedish households were to be conducted in the future, the ability to predict and prepare for the electricity demand of tomorrow’s homes would improve greatly. / I ett försök att förhindra spridningen av viruset COVID-19 har länder världen över infört sociala restriktioner som i många fall medfört drastiska förändringar av invånarnas vanor och beteenden samt en omfattande påverkan på landets elsystem. Pandemin har framhävt vikten av tillförlitlig elförsörjning i samhället i och med att många har tvingats börja arbeta hemifrån och således blivit helt beroende av digital kommunikation och informationsdelning. Energisystemens motståndskraft kan dock komma att försvagas i framtiden i takt med att andelen intermittenta förnybara energikällor fortsätter att öka. Om distansarbete skulle bli det nya normala i framtiden kan det vara värdefullt att känna till hur det påverkar hushållens belastningskurvor. Kunskapen kan även bidra till ökade möjligheter för flexibilitet på efterfrågesidan i hushållssektorn. I det här projektet används elbehovsdata på apparatnivå från ett stort antal svenska hushåll för att skapa en enkel bottom-up-modell över hushålls elförbrukning. Modellens syfte är att genom implementering av beteendeförändringar på en hushållsnivå kunna utvärdera hur det totala elbehovet i ett bostadsområde förändras. Specifikt användes modellen för att utvärdera effekten av att vissa hushåll i en region går över till distansarbete. Resultat erhölls från modellen i form av uppskattade förändringar av elbehovet vid olika andelar distansarbetande hushåll. Dessaförändringar kombinerades sedan med elbehovsdata från ett bostadsområde i Stockholm för attskapa nya belastningskurvor som visar hur elbehovet kan se ut för bostadsområdet vid olikaandelar distansarbetande hushåll. De slutgiltiga resultaten presenteras i form av uppskattade förändringar av elbehov, effekttoppar och elförbrukning vid 30, 60 och 90 procents andel distansarbetande hushåll. Resultaten visade att vardagars genomsnittliga belastningsprofil kan ha förändrats markant under 2020 för bostadsområden likt den studerade i Stockholm. För samtliga scenarier var förändringen i elbehovet mest märkbar mitt på dagen då effekttoppen ökade avsevärt. Under kvällstid förändrades dock varken elbehovet eller effekttoppen avsevärt. Effekttoppen under normala arbetstider ökade mellan 11,6% och 17,1% beroende på årstid, medan elförbrukningenen genomsnittlig vardag ökade med mellan 4,9% och 7,4% jämfört med innan pandemin.  Kvällens effekttopp, som vanligtvis inträffar runt middagstid, var i princip oförändrad. Däremot visar resultaten att i ett scenario där en mycket hög andel av befolkningen arbetar hemifrån kan den högsta effekttoppen inträffa mitt på dagen istället för på kvällen. För framtiden skulle en ny mätkampanj som kartlägger de svenska hushållens elförbrukning kunna medföra ökade möjligheter för samhället att förbereda sig inför och förutse morgondagens elbehov.

Solceller är en framåtskridande innovation som ständigt utvecklas i takt med att det blir mer fokus på hållbar energiutveckling. Sveriges elproduktion har gått över till att använda allt fler intermittenta energikällor som sol- och vindkraft och staten erbjuder således diverse subventioneringar för att uppmuntra privatpersoner och föreningar till att fortsätta producera förnybar el. Problemet som uppstår kring en solcellsproduktion blir att hushåll och föreningar som producerar el inte kan tillgodogöra sig samtlig el som producerats, utan säljer överskottsel till staten samt företag och behöver vid låg produktion sedan återköpa elen för ett dyrare pris. Energilagring är en växande utmaning och denna studie avser lagring av egenproducerad solel i litium-jon batterier. Syftet är att undersöka om det finns möjlighet att en investering i lokal batterilagring kan bli lönsam i framtiden. Faktorer som batteripris, batteriets livslängd och elpris inkluderas samt hur detta styr marknaden idag. Samtliga beräkningar har utgått ifrån bostadsrättsföreningen Bladet i Bergshamra. Anläggningen har fem hus och sex växelriktare, en förenkling tillämpas på modellen så att varje hus har en växelriktare och ett batteri, alltså sammanlagt fem batterier i systemet. För att undersöka huruvida en investering i batterier skulle se ut har elpriset, prisutvecklingen för litiumjonbatterier, samtlig energiförbrukning för lägenheterna och fastigheten samt energiproduktionen undersökts i olika fall. Det har dessutom utförs en känslighetsanalys för att se hur olika parametrar påverkar lönsamheten. Resultaten visa att de batterier kan öka andelen av egenanvänd solenergi med 7,2 % och att en investering i solcellsbatterier i dagsläget inte är lönsam för BRF Bladet och att det krävs mer än en reduktion av priset för att uppnå lönsamhet. I ett fall har priset reducerats med 85% och det skulle då ta ungefär 16 år att tjäna in grundinvesteringen. Slutsatser som kan dras är att BRF Bladet inte bör investera i batterilager till dess solcellsanläggning i närtid enbart för lagring av överskottsel, eftersom ökningen av egenanvänd solenergi är marginell och priset högt. I framtida arbeten bör möjligheterna att utöver lagring av solenergi även ladda batterierna från elnätet undersökas, eftersom det skulle kunna möjliggöra att investeringen blir lönsam inom en närmare framtid. / Solar cells are a progressive innovation that is evolving as there is more focus on sustainable energy development. Sweden's electricity production has switched to using more and more intermittent energy sources, such as solar- and wind power and the state offers various subsidies to encourage private individuals and associations to continue the production of renewable electricity. The problem that arises with a solar cell based electricity generation is that households and associations that produce electricity cannot utilize all the electricity produced, and have to sell all the surplus electricity. This leads to the micro producers having to buy the electricity back for a more expensive price when needed. Energy storage is a growing challenge and this study concerns the storage of self-produced solar energy within lithium-ion batteries. The purpose is to investigate whether there is an opportunity for an investmentin local battery storage to become profitable in the future. Factors such as battery price, battery life andelectricity price are included as well as how this governs the market today. All calculations have been based on the housing association Bladet in Bergshamra. The system has five housings and six inverters. A simplification is applied to the model so that each house has an inverter and a battery, a total of five batteries in the system. To investigate whether an investment in batteries would be profitable, the price of electricity, the price development for lithium-ion batteries, all energy consumption for the apartments and the property and energy production have been examined in various cases. A sensitivity analysis has also been performed to see how different parameters affect the profitability. The results show that the batteries can increase the share of self-used solar energy by 7.2% and that an investment in solar cell batteries is currently not profitable for BRF Bladet and that more than a reduction in the price is required to achieve profitability. In one case, the price has been reduced by 85% and it would still take about 16 years to earn the investment. Conclusions that can be drawn are that BRF Bladet should not invest in battery storage for its photovoltaic plant in the near future only for storage of surplus electricity, as the increase in self-used solar energy is marginal and the price is high. On the other hand, it should be investigated, in addition to storing solarenergy, a possibility of also charging the batteries from the electricity grid, which could provide profitability much earlier than expected. This should be investigated in future work.

As many other countries, Sri Lanka strives to become 100% renewable by 2050 through reducing their dependence on fossil fuels and implementing more renewable sources such as solar and wind power. A solution to the problem is therefore to install solar and wind hybrid systems. The country's geographic location near the equator makes the solar radiation high and can therefore be used to achieve the energy goal by 2050, both in an economical and environmental way. This study is therefore investigating Sri Lanka's potential to implement a solar and wind hybrid system. The aim of this study is to examine whether it is economically and environmentally profitable to construct a solar and wind power hybrid system in a household in Sri Lanka. The goal is to find the most economical optimal dimension of a solar and wind hybrid system that is also environmentally sustainable. By compiling a literature study about the solar and wind hybrid system, an optimization could be made in the optimization programme HOMER. Data was collected for solar and wind power costs and Sri Lanka’s daily consumption of energy. Then HOMER produced the most optimal dimension of a solar and wind hybrid system. The economical methods that were used were the net present value, the payback method and the internal rate of return, which all were solved in HOMER to reach the optimal dimension. The result showed an optimal dimension consisting of 5 kW PV and 1 kW wind power, which resulted in a profitable investment with a payback of 4 years and 10 months, and a NPV of 27,000 USD and also an internal rate of 20.6%. In addition, the renewable fraction was 48.5% for a household. Beyond the economical results a sensitivity analysis was made, which did not change the result for the optimal dimension. The conclusion can be drawn that the optimal dimension of the hybrid system is economically profitable and will befriend Sri Lanka’s goal of 100% renewable energy by 2050. However, even if the result showed a profitable investment, the investment costs are high, which means that only a few would afford the investment of a solar and wind hybrid system. / Precis som många andra länder strävar Sri Lanka efter att enbart förlita sig på förnybar energi till år 2050 genom att ersätta den fossila produktionen med förnybara källor som sol- och vindkraft. En lösning på problemet är därför att installera hybridsystem bestående av sol- och vindkraft. Landets geografiska placering nära ekvatorn gör att solinstrålningen är hög, vilket medför att solceller skulle kunna vara en viktig komponent om Sri Lanka ska uppnå energimålen till 2050 på både ett ekonomiskt och miljövänligt sätt. Denna studie undersöker därför Sri Lankas potential att implementera ett hybridsystem bestående av sol- och vindkraft. Syftet med studien är att undersöka om det är ekonomiskt och miljömässigt lönsamt att konstruera ett sol- och vind- hybridsystem i ett hushåll i Sri Lanka. Målet är att hitta den optimala dimensioneringen för hybridsystemet som gynnas mest ekonomiskt och är miljömässigt hållbar. Genom att sammanställa en litteraturstudie om hybridsystem bestående av sol- och vindkraft kunde en optimering genomföras i syfte att erhålla det bäst dimensionerade hybridsystemet i optimeringsprogrammet HOMER. Data samlades in om kostnader för sol- och vindkraft samt om Sri Lankas dagliga konsumtion av energi i ett genomsnittligt hushåll som HOMER använde för att framställa den optimala dimensioneringen av ett sol- och vind- hybridsystem. De ekonomiska metoderna som användes för att beräkna den ekonomiska lönsamheten var nuvärdesmetoden, återbetalningsmetoden och internräntemetoden, vilka beräknades i HOMER för att komma fram till den optimala dimensioneringen. Resultatet visade att den optimala dimensioneringen utgörs av 5 kW solceller och 1 kW vindkraftverk som utgör en positiv lönsam investering med en återbetalning på 4 år och 10 månader samt ett nuvärde på 27 000 USD och en internränta på 20,6 %. Resultatet visade också en förnybar användning på 48,5 % för ett hushåll. Utöver de ekonomiska modellerna gjordes också en känslighetsanalys som indikerade på att förändring av de undersökta parametrarna inte hade tillräckligt stor inverkan på resultatet för att förändra den optimala dimensioneringen. Slutsatsen kan dras att den optimala dimensioneringen är ekonomiskt lönsam och kommer att gynna Sri Lanka mot målet att ha 100 % förnybar energi till 2050. Men även om resultatet visar på lönsam investering är investeringskostnaderna höga, vilket medför att endast ett fåtal skulle kunna ha råd att investera i hybridsystem bestående av sol- och vindkraft.

Air source heat pumps has become increasingly popular for residential households as they are considered an energy efficient alternative on the heating market. The air source heat pumps use the outdoor air as heat source and can operate in cold climates around -15 to -20°C, but as the temperatures drops below 6°C the heat pump experiences problems with frost accumulating on the heat exchanger. The frost collected on the heat exchanger lowers the heat pump performance and can in worst case cause a malfunction. Therefore, frost suppression and defrost strategies are important to increase efficiency. This thesis will though an experimental setup of a 5kW air-to-water heat pump investigate frosting behaviour on the evaporator under different ambient conditions. The frost will be analysed through thermodynamic measurement data as well as frost weight measurement and image analysis of the frost growth and thickness on the fins. Two evaporators were used for comparison, one treated with a hydrophobic nano-coating and the other without any treatment. Measurements showed that the coated evaporator effectively suppressed the frost from affecting the heat transfer for temperatures above the freezing point with longer time between defrosts and slower frost growth. Measurements at ambient temperatures of 5.5 and 2.0°C resulted in a 54% and 7%, respectively, longer time between defrosts for the coated evaporator compared to the uncoated one, as well as 35% and 14% slower growth rate of the ice layer thickness. As the ambient temperature decrease frost suppression loses its efficiency and at ambient air temperatures below the freezing point the uncoated evaporator achieved longer time durations between the defrosts and slower ice layer thickness growth compared to the coated evaporator. The first recorded attachment of frost on the fins of the evaporator was delayed for all measurements with the coated evaporator compared to the uncoated evaporator. The air side pressure drop over the heat exchanger, due to frost growth at the air inlet, followed a non-linear behaviour starting with an increase as the frost attached to the fins and tubes of the evaporator, followed by a decrease in the middle of the measurement and ending with an increase until the heat pump initiated defrost. Fan power consumption followed the same pattern, but no apparent cause for the pressure drop could be found in the data collected during the measurements.

The growing share of weather-dependent power generation in the Swedish power system is challenging the stability of the whole system. Therefore, the need to increase system flexibility by frequency regulation reserves is enlarged. Nowadays, the reserves are mainly supplied by Hydropower. The TSO, Svenska kraftnät, is opening the market to attract new participants to provide the balancing capacity to increase the competition between resources and change the market dynamics. This thesis explores the potential of four different technologies in the future FCR-D upregulation market: Hydropower, Wind power, battery energy storage systems (BESS) and demand response (DR). A FCR-D upregulation market-clearing model has been built with logical cost calculation and volume estimation of each actor in the FCR-D market. Sensitivity analysis and the market-clearing model have been conducted through Python software. Based on the scenario selection method, this research provides an overview of the future FCR-D upregulation market with the participation of new actors. The results show that the availability for FCR-D up market of some Hydropower actors has decreased over the years. The Wind power has the highest cost among the studied technologies and the costs of the BESS and DR are competitive. Besides, in high spot price years, the bids from BESS and DR have higher chance to be accepted which creates opportunities to attract new actors to join the market. The new actors' introduction could lower the average FCR-D clearing prices from 19.3 - 70.7 % from 2016 - 2020. Finally, from the volume change scenario, the BESS and DR actors are found to be the price-makers that could influence the FCR-D price with rising available volume. / Den växande andelen väderberoende kraftproduktion i det svenska elsystemet utmanar stabiliteten i hela systemet. Därför växer behovet av att öka systemflexibiliteten genom än mer frekvensregleringsresurser. Numera hanteras frekvensreglering främst av vattenkraft, men Svenska kraftnät (Sveriges systemoperatör), öppnar marknaden alltmer för att locka nya deltagare, för att ge mer balanseringskapacitet och för att öka konkurrensen mellan resurser samt för att förstärka marknadsdynamiken. Detta examensarbete undersöker potentialen för fyra olika tekniker för den framtida stödtjänsten uppreglering för frekvenshållningsreserv för störd drift (FCR-D): vattenkraft, vindkraft, batterilagringssystem och laststyrning (konsumtionsminskning). En modell för klarering av FCR-D uppreglering har byggts upp med logisk kostnadsberäkning och volymuppskattning för varje aktör på FCR-D-marknaden. Känslighetsanalys och marknadsklarerings-modellen har genomförts i Python-programvara. Baserat på scenarievalsmetoden ger denna forskning en överblick över den potentiella framtida FCR-D uppregleringsmarknaden med deltagande av nya aktörer. Resultaten visar att tillgängligheten för FCR-D-marknaden för vissa vattenkraftaktörer har minskat genom åren. Vindkraften har den högsta kostnaden bland de studerade teknikerna medan kostnaderna för batterilagringssystem och laststyrning är konkurrenskraftiga. Dessutom har buden från batterilagringssystem och laststyrning under perioder med höga spotpriser större chans att bli accepterade, vilket skapar möjligheter att locka nya aktörer att gå med på marknaden. De nya aktörernas entré kunde ha sänkt genomsnittliga FCR-D klareringspriser med 19,3 till 70,7 % för perioden 2016 till 2020. Slutligen visar volymändringsscenariot att batterilagringssystem och laststyrning -aktörerna kan påverka FCR-D-priset med stigande tillgänglig volym.

Sustainable development is one of the most important issues in todays’ industrial sector, and several markets are now looking for alternatives to fossil fuels. One of these solutions is hydrogen; a clean, easily combustible gas which can be used as fuel in several industrial processes, such as steel production and power generation. However, the production of green hydrogen is limited, and this is where the need for electrolysis emerges. Electrolysis is a way to produce green hydrogen by separating water into hydrogen and oxygen using energy. One crucial aspect is that this process requires extremely pure feedwater, also known as ultrapure water. To produce this water two main systems are investigated; reverse osmosis and membrane distillation, and they are compared from a techno-economic standpoint. Firstly, a literature review was made, which gave theoretical background of core concepts such as different types of electrolysis, water purification, as well as several financial models and theories used in the report. Based on this, calculations were made to analyse the possibility of running membrane distillation entirely on waste heat. From the data gathered the results showed that membrane distillation can be run entirely on waste heat from electrolysis, even with a 25% loss factor included. After the technological calculations, financial calculations were made to directly compare a reverse osmosis-based system with membrane distillation. OPEX and CAPEX for both systems were calculated over a 20-year period and then added together, producing a total price for reverse osmosis at 0,67 €/m3, whereas membrane distillation has a total price of 0,60 €/m3. An assessment of both electrolyser systems and the two water purification systems is made. The electrolyser inquiry ends with the conclusion that two of the electrolysis processes, Proton-Exchange Membrane and Alkaline Water, are suitable to combine with membrane distillation. With the comparative analysis between reverse osmosis and membrane distillation, a longer discussion regarding financial viability is made. The key takeaway here is that membrane distillation is cheaper, both in total and when calculating the net present value. Looking specifically at the membrane distillation market, the conclusion is that it is still in the earlier stages of development, and so customer relationships are crucial. This is reinforced through the value proposition model, which shows that the company should put focus on customer relationships with their product model. / Hållbar utveckling är en av de mest kritiska frågorna i dagens industrisektor, och flera aktörer söker alternativ till fossila bränslen. En av dessa lösningar är väte; en ren, lättantändlig gas som kan användas som bränsle i flera industriella processer, såsom stål- och kraftproduktion. Produktionen av hållbart grönt väte är idag småskalig och därav uppstår ett ökat behov av elektrolys. Elektrolys är ett sätt att producera grönt väte genom att separera vattenmolekyler till väte och syre med hjälp av energi. En avgörande aspekt är att denna process kräver extremt rent inmatningsvatten, även känt som ultrarent vatten. För att producera detta vatten undersöks två metoder; omvänd osmos och membrandestillation, och de jämförs ur en tekno-ekonomisk synvinkel. Projektet inleds med en litteraturundersökning, som ger en teoretisk bakgrund av kärnkoncept såsom olika typer av elektrolys, vattenrening, samt flera ekonomiska modeller och teorier som används i rapporten. Baserat på detta görs beräkningar för att konstatera om spillvärmen från elektrolysprocessen räcker för membrandestillationen. Utifrån de insamlade uppgifterna visar resultaten att membrandestillation kan köras helt på spillvärme från elektrolys, även med en 25% förlustfaktor inkluderad. Efter de tekniska beräkningarna gjordes ekonomiska beräkningar för att direkt jämföra ett system baserat på omvänd osmos och membrandestillation. OPEX och CAPEX för båda systemen beräknades över en 20-årsperiod och summerades, vilket gav ett totalpris för omvänd osmos vid 0,67 €/m3, medan membrandestillation har ett totalpris på 0,60 €/m3.Analysen av elektrolysörerna konstaterar att ’Proton-Exchange Membrane’ och ’Alkaline Water’ är två lämpliga metoder att kombinera med membrandestillation. Analysen av omvänd osmos och membrandestillation innehåller en längre diskussion om ekonomisk lönsamhet. I den jämförande analysen mellan omvänd osmos och membrandestillation hålls en längre diskussion om ekonomisk bärkraft. Det viktigaste med detta är att membrandestillation är billigare, både totalt och vid beräkning av nuvärdet. Slutligen görs en fallstudie av ett membrandestillationsföretag. Slutsatsen är att marknaden fortfarande befinner sig i de tidigare utvecklingsstadierna, och därför är kundrelationer avgörande. Detta förstärks genom modellen för värdeerbjudande, som visar att företaget bör fokusera på dessa relationer.

Svenska Skidanläggningars Organisation (SLAO) antog år 2019 en färdplan mot fossilfrihet i skidbranschen. En del i färdplanen är att utöka möjligheterna för svenska skidorter att producera egen elektricitet genom de förnybara källorna sol- och vindenergi. SLAO:s mål är att kärnverksamheten ska vara fossilfri år 2027, vilket innebär att det är relevant att djupare undersöka om en installation av energikällorna är möjlig och hur den kan gå till. Studiens syfte tar avstamp i de mål som SLAO presenterar i sin färdplan och undersöker om två skidorter; Hammarbybacken och Tänndalen, kan gynnas ekonomiskt av att investera i egenproduktion från sol- och vindenergi. Undersökningen genomförs i två steg. Först genomförs en förstudie som undersöker vilka aspekter som behöver tas i beaktning vid installationer av sol- och vindenergi. Förstudien behandlar vilka specifika förutsättningar som finns på de båda orterna, hur elmarknaden fungerar för egenproduktion av el, samt tekniska egenskaper för de båda energikällorna. Med hjälp av den information som presenteras i förstudien genomförs sedan en modellering i Microsoft Excel. I modelleringen optimeras produktionen i de två olika orterna. Olika dimensioneringar genomförs där det undersöks hur stora besparingar som skidorterna kan uppnå, när de antingen investerar i bara sol, bara vind, eller hälften i vardera energikälla. Detta för att klart och tydligt avgöra huruvida sol- eller vindenergi blir mest lönsamt.Modelleringen visar ett varierande resultat mellan de olika skidorterna. I Hammarbybacken är produktion från vind mest lönsamt samtidigt som en investering i sol också visar sig vara ekonomiskt fördelaktigt. I Tänndalen uppvisar en investering i vind en kraftig lönsamhet, medan sol innebär en ekonomisk förlustaffär. Det undersöks även hur dessa investeringar står sig över tiden genom att diskontera investeringarna utifrån ett antal olika kalkylräntor. Även i denna undersökning uppvisar en investering i vind en god lönsamhet i båda orterna, medan en investering i sol inte står sig lika väl. Vidare anses det relevant att analysera resultatet som modelleringarna ger upphov till genom att variera ett antal parametrar i en känslighetsanalys. En parameter som undersöks är om ett utökat investeringsstöd i Tänndalen kan innebära att solcellerna blir lönsamma, vilket de då blir.Avslutningsvis diskuteras huruvida det går att applicera resultatet i denna studie på övriga skidorter i Sverige. Det är svårt att dra generella slutsatser eftersom olika skidorter ställs inför olika förutsättningar till följd av skidortens geografiska plats. Dock kan det motiveras att skidorter belägna i södra Sverige, likt Hammarbybacken, bör uppvisa goda förutsättningar för solenergi, medan skidorter i norra och mellersta Sverige, likt Tänndalen, saknar goda förutsättningar för solenergi. Vindenergi är lönsamt på båda orterna, men kan möta lokalt motstånd vilket gör det svårt att dra generella antaganden av resultatet utan en närmare studie på plats. Studien kan dock fastställa att det är lönsamt för de två skidorterna att investera i egenproduktion av el. Genom att implementera egenproduktion av el kan skidorterna bidra till att nå SLAO:s mål om fossilfrihet i skidbranschen och samtidigt uppnå ekonomisk vinning. / In 2019 the Swedish Ski Areas Industry Association (SLAO) adopted a roadmap towards a ski industry that is fossil-free. One part of this roadmap is to expand the opportunities for Swedish ski resorts to be able to produce their own electricity, through solar and wind energy. SLAO’s ambition is that the core business will be fossil-free in 2027 and thereby it is relevant to investigate if investing in solar and wind is possible, and how an investment can be done. The purpose of this study is to analyse if two different ski resorts, Hammarbybacken and Tänndalen, can benefit financially from investing in self-generation of electricity from solar and wind. The study is carried out in two steps. Firstly, a pre-study which explores aspects that must be considered when installing solar and wind energy. The pre-study is vital to gain information on specific circumstances on the different resorts, to research how the electricity market works, and to study technical properties of the two energy sources. The material that is presented in the pre-study is then used to optimize the possible production for the two ski resorts by using Microsoft Excel. Multiple scenarios are analysed to determine the magnitude of the savings when the resorts only invest in wind, only in solar, or as much in wind as in solar. Thereby making it clear which energy source is the most profitable.The optimization shows a result that varies between the different resorts. In Hammarbybacken production from both solar and wind turns out to be profitable, however wind clearly being the most beneficial. In Tänndalen wind shows great profitability while investing in solar means making a financial loss. It is also examined if the profitability of these investments changes over time by discounting the investments, using several different interest rates. Even when discounting, wind is lucrative in both examined resorts. An investment in solar shows lack of profitability when higher interest rates are considered. The results are then reviewed further with a sensitivity analysis, where different parameters are modified to examine if the results are affected. A parameter that seemed relevant to explore is if an increased financial support entails that solar can be profitable in Tänndalen, which is the case.Concludingly, it is discussed whether it is possible to apply the results of this study to other ski resorts in Sweden. Making general conclusions turns out to be complicated, since different ski resorts face different conditions depending on where they are located. However, it can be argued that resorts located in southern Sweden, like Hammarbybacken, shall show good conditions for solar, while resorts in northern Sweden, like Tänndalen, lack preferred conditions when installing solar. Wind is profitable for both resorts but is also facing local resistance, which makes it difficult to make general statements without a closer study on the specific location. Still, the study can conclude that it is profitable for the ski resorts to invest in self-generation of electricity. By making these investments and implementing self-generation, the resorts will contribute to SLAO’s ambition of turning the ski industry fossil-free and at the same time making a profit.