Nästan 80 procent av den globala energitillförseln kommer från fossila källor, och behöver drastiskt minska. Industriell spillvärme är en energitillgång som blir allt attraktivare men är ofta lågtempererad, vanligtvis mellan 30°C och 100°C, genom att tillsätta en värmepump och låta värmen gå till fjärrvärmenätet blir ofta återbetalningstiden låg. Uddeholms AB använder idag fjärrvärme och en naturgasbaserad spetsvärme för att möta sitt energibehov. Uddeholm AB har stora mängder lågtempererad spillenergi i form av kylvatten från processtegen Electro slag remelting (ESR) och ljusbågsugnen (LBU) som i nuläget inte utnyttjas. Syftet är därför att skapa ett underlag för rekommendation om hur energi som genereras inom industrin kan utvinnas för att möta energibehovet och för att minska användandet av naturgasbaserad spetsvärme. Genom simuleringsprogrammet Simulink har en dynamisk modell byggts upp för att simulera 6 olika system över ett år med en timmes tidssteg. Systemen består av olika kombinationer av värmepumpar, värmeväxlare och ackumulatortank och använder kylvattenflödet från ESR och LBU. Referenssystemet är systemet som används idag, och det första systemet består av en värmepump som använder ESRs kylvattenflöde på värmepumpens kalla sida för att leverera energi till fjärrvärmereturen (VPESR). Det andra systemet består av en värmeväxlare på ljusbågsugnens kylvatten som återvinner energin från ljusbågsugnens kylvatten till fjärrvärmereturen (VVX). Det tredje systemet är en kombination av de två första systemen (VVX + VPESR). I det fjärde systemet tillsätts en extra värmepump efter värmeväxlaren på det tredje systemet (VVX + VPLBU + VPESR). Det femte systemet innebär en värmepump på ljusbågsugnens kylvatten och en värmepump på ESRs kylvatten (VPLBU + VPESR). Det sjätte systemet är samma som det femte men med undantaget att en ackumulatortank tillsätts på ljusbågsugnens kylvatten innan det går in i värmepumpen (VPLBU + Ack + VPESR). Studiens resultat visar att behovet av den naturgasbaserade spetsvärmen försvinner för samtliga fall och miljöpåverkan är lägre än vid referensfallet för samtliga system eftersom den naturgasbaserade spetsvärmen inte längre behöver användas. Vilken miljöpåverkan systemen har beror till stor del på vilken indata som används, och behöver därför tas i beaktning. Ekonomiskt så är samtliga system lönsamma över 20 år med en återbetalningstid på under 5 år. I framtiden bör möjligheten till att sälja energi som produceras till fjärrvärmeföretaget för att maximera lönsamheten ytterligare. Resultaten följer trenden att fler och större värmepumpar resulterar i en högre elförbrukning, lägre fjärrvärmebehov och högre miljöpåverkan. En ackumulatortank bidrar till ett jämnare COP och ett högre årsmedel COP men anses vara en mindre fördelaktig investering eftersom den inte genererar tillräckligt höga resultat för att täcka sin höga initiala kostnad. Det är av största grad viktigt att höja temperaturen på ljusbågsugnens kylvatten eftersom en höjd temperatur minskar energibehovet med ungefär 20%, och miljöpåverkan i form av koldioxidalstring sänks då med ungefär 20%. Systemet uppnår även ungefär 90% större lönsamhet med ökade temperaturer och ett år kortare återbetalningstid utan ackumulatortank och 5 år kortare med ackumulatortank. Det fjärde systemet (VVX + VPLBU + VPESR) har lägst energibehov på ungefär 2 000MWh och uppnår störst lönsamhet över 20 år på nästan 400 Mkr. System två (VVX) har lägst miljöpåverkan i form av koldioxidalstring med en minskning på ungefär 90% jämfört med referenssystemet och kortast återbetalningstid på under 2 år. Därav rekommenderas det andra systemet (VVX) om miljö och återbetalningstid prioriteras och det fjärde systemet (VVX + VPLBU + VPESR) om lönsamhet och ett minskat energibehov prioriteras. / Almost 80% of global energy supply comes from fossil sources and needs to be drastically reduced. Industrial waste heat is an increasingly attractive energy resource but is often low temperature, usually between 30°C and 100°C, and by adding a heat pump and letting the heat go to the district heating network, the payback time is often low. Uddeholm AB currently uses district heating and a natural gas-based peak heating to meet its energy needs. Uddeholm AB has large amounts of low-temperature waste energy in the form of cooling water from the process steps Electro slag remelting (ESR) and the electric arc furnace (LBU) that are currently not utilized. The purpose is therefore to create a basis for recommendations on how energy generated in industry can be recovered to meet the energy demand and to reduce the use of natural gas-based peak heat. Through the simulation program Simulink, a dynamic model has been built to simulate 6 different systems over a year with one hour time steps. The systems consist of different combinations of heat pumps, heat exchangers and storage tanks and use the cooling water flow from ESR and LBU. The reference system is the system used today, and the first system consists of a heat pump that uses the ESR cooling water flow on the cold side of the heat pump to supply energy to the district heating network (VPESR). The second system consists of a heat exchanger on the arc furnace cooling water that recovers the energy from the arc furnace cooling water to the district heating network (VVX). The third system is a combination of the first two systems (VVX + VPESR). The fourth system adds an additional heat pump after the heat exchanger of the third system (VVX + VPLBU + VPESR). The fifth system involves a heat pump on the arc furnace cooling water and a heat pump on the ESR cooling water (VPLBU + VPESR). The sixth system is the same as the fifth but with the exception that an accumulator tank is added to the arc furnace cooling water before it enters the heat pump (VPLBU + Ack + VPESR). The results of the study show that the need for the natural gas-based peak heat disappears for all cases and the environmental impact is lower than in the reference case for all systems because the natural gas-based peak heat no longer needs to be used. The environmental impact of the systems depends largely on the input data used, and therefore needs to be taken into account. Economically, all systems are profitable over 20 years with a payback period of less than 5 years. In the future, the possibility of selling the energy produced to the district heating company should be considered to further maximize profitability. The results follow the trend that more and larger heat pumps result in higher electricity consumption, lower district heating demand and higher environmental impact. An accumulator tank contributes to a more even COP and a higher annual average COP but is considered a less beneficial investment as it does not generate high enough results to cover its high initial cost. It is of utmost importance to increase the temperature of the cooling water of the electric arc furnace because an increased temperature reduces the energy demand by about 20%, and the environmental impact in terms of carbon dioxide generation is then reduced by about 20%. The system also achieves about 90% greater profitability with increased temperatures and a one year shorter payback period without a storage tank and 5 years shorter with a storage tank. The fourth system (VVX + VPLBU + VPESR) has the lowest energy demand of about 2 000 MWh and achieves the highest profitability over 20 years of almost 400 MSEK. System two (VVX) has the lowest environmental impact in terms of CO2 generation with a reduction of about 90% compared to the reference system and the shortest payback period of less than 2 years. Hence, the second system (VVX) is recommended if environment and payback time are prioritized and the fourth system (VVX + VPLBU + VPESR) if profitability and reduced energy demand are prioritized.

Ökad mänsklig aktivitet och global folkmängd har lett till ökat energibehov där största andelen av energin är från fossila bränslen. Vätgas ses som en effektiv energibärare som kan produceras med förnyelsebara resurser och ersätta fossila bränslen. Vätgas producerad med förnyelsebara resurser är dock fortfarande dyrt jämfört med produktion från fossila bränslen.Det finns få tidigare studier som har studerat utnyttjandet av spillvärme från vätgasanläggningar och vilken påverkan det kan ha på den ekonomiska lönsamheten.Den här studien som sker i samarbete med Research Institutes of Sweden (RISE), syftar till attoptimera en vätgasanläggning, med ett på förhand definierat vätgasbehov, utifrån ett ekonomiskt perspektiv och se om en sektorkoppling till ett fjärrvärmenät kan förbättra det ekonomiska resultatet. Sektorkoppling innebär i den här studien att spillvärme skickas från vätgasanläggningen in till fjärrvärmenätet. Systemet som studeras består utav en elektrolysör, en bränslecell och ett vätgaslager. Systemet är beskrivet så att i första hand producera en förutbestämd mängd vätgas som ska användas till fordonsbränsle. Därutöver kan systemet utnyttjas för elenergilagring via vätgaslagring, om det visar sig ekonomiskt fördelaktigt. Målen är att optimera fram ett pris för vad vätgasen behöver kosta för att anläggningen ska nå break-even, dimensionera elektrolys, vätgaslager och bränslecell utefter optimal drift ochstudera vad som påverkar den optimala driften av anläggningen.Metoden som används för att optimera vätgasanläggningen är linjärprogrammering i programmet MATLAB. I optimeringen ska den lägsta möjliga nettokostnaden (eventuella högsta nettointäkten) för systemet beräknas. Alla kostnader och intäkter beskrivas linjärt, sedan definieras alla variabler som påverkar kostnader och intäkter. Variablerna kommer i sin tur att bero på villkor, samt linjära likheter och olikheter som begränsar hur små eller stora värden de får anta för att påverka resultatet. Optimeringen sker över en tidsperiod på 1 år och med tidssteget två timmar. Historiskt elpris för 2021 SE3 användes i studien. Variationen i elpriset är svår att mäta, därför skapades även ett eget elpris som inte är så komplext för att närmare kunna studera variationens påverkan.Resultaten visar att vätgasen ska säljas för ungefär 36,6 kr/kg för att nå break-even när priset optimeras och spillvärmen inte utnyttjas. Utnyttjandet av spillvärme kan sänka priset med 1,6 - 2,5 kr/kg beroende på om spillvärmen utnyttjas delar av eller hela året. Elektrolysör och vätgaslager bör dimensioneras beroende på ett fördefinierat vätgasbehov, enligt dimensionsfaktorerna 4,9 [MW/(ton vätgas/dag)] respektive 1,4 [ton/(ton vätgas/dag)].Värmeeffekten som kan utnyttjas från vätgasanläggningen kan dimensioneras beroende på ett fördefinierat vätgasbehov, enligt dimensionsfaktorn 0,9 [MW/(ton vätgas/dag)]. Resultatet visar trender på att elpriset påverkar storleken på elektrolysör, vätgaslager och även vilka timmar som elektrolysen är aktiv. Att dimensionera anläggningen som funktion av elpriset har visat sig vara en komplex fråga, och fler studier behövs inom det området. En trend visar att utnyttjandet av spillvärme har en mindre påverkan på vätgaspriset vid högre verkningsgrad på elektrolysen, och ökad påverkan vid lägre verkningsgrad. Spillvärme som ersätter värme från fjärrvärmepanna minskar utsläppen med ungefär 38 kg CO2e/MWh beror på fjärrvärmeproducentens befintliga pannor/bränslen. För investerarna betyder resultaten en riktlinje för priset på vätgasen, uppskattad dimensionering av anläggningen, att det i praktiken aldrig är lönsamt med bränslecell och en inblick i det ekonomiska värdet av spillvärmen. För fjärrvärmebolaget betyder resultaten minskade utsläpp av koldioxidekvivalenter, en extravärmekälla och möjligen minskade kostnader. För energisystemet i stort betyder resultaten att den höga variationen på elpriset kan utnyttjas för att producera vätgas, att det gröna vätgaspriset kan sjunka från dagens nivåer och att spillvärmen kan bidra till ett effektivare energisystem. / Increased human activity and global population have led to an increased energy demand, with most of the energy coming from fossil fuels. Hydrogen is seen as an efficient energy carrier that can be produced using renewable resources and replace fossil fuels. However, hydrogen produced from renewable resources is still expensive compared to production from fossil fuels. There have been few previous studies that have examined the utilization of waste heat from hydrogen facilities and the impact it can have on economic profitability.This study, conducted in collaboration with Research Institutes of Sweden (RISE), aims to optimize a hydrogen production facility, with a predefined hydrogen demand, from an economic perspective and assess whether a sector coupling to a district heating network can improve the economic outcome. In this study, sector coupling means that waste heat is sent from the hydrogen facility to the district heating network. The hydrogen plant consists of an electrolyzer, a fuel cell, and a hydrogen storage. The system is designed to primarily produce a predetermined amount of hydrogen to be used as vehicle fuel. Additionally, the system can be used for electrical energy storage through hydrogen storage if it proves to be economically advantageous. The objectives are to optimize the price at which hydrogen needs to be sold for the facility to break even, sizing the electrolyzer, hydrogen storage, and fuel cell based on optimal operation, and study the factors that affect the optimal operation of the facility.The method used to optimize the hydrogen facility is linear programming in the MATLAB program. The optimization aims to calculate the lowest possible net cost (or highest net income) for the system. All costs and revenues are described linearly, and then all variables that affect costs and revenues are defined. These variables, in turn, depend on conditions as well as linear equalities and inequalities that restrict the values, they can take to influence the result. The optimization is carried out over a period of 1 year with a time step of two hours. Historical electricity prices for 2021 SE3 were used in the study. The variation in electricity prices is difficult to measure, so a simplified electricity price was also created to study the impact of the variation more closely.The results show that the hydrogen should be sold for approximately 36.6 SEK/kg to break even when the price is optimized, and waste heat is not utilized. The utilization of waste heat can reduce the price by 1.6-2.5 SEK/kg depending on whether the waste heat is utilized for parts or the entirety of the year. The electrolyzer and hydrogen storage should be dimensioned based on a predefined hydrogen demand, according to the factors of 4.9 MW/(ton of hydrogen/day) and 1.4 ton/(ton of hydrogen/day), respectively. The heat output that can be utilized from the hydrogen facility can be dimensioned based on a predefined hydrogen demand, according to the factor of 0.9 MW/(ton of hydrogen/day). The results show trends indicating that the electricity price affects the size of the electrolyzer, hydrogen storage, andthe hours during which the electrolyzer is active. Dimensioning the facility as a function of the electricity price has proven to be a complex question, and further studies are needed in that area. One trend indicates that the utilization of waste heat has a smaller impact on the hydrogen price at higher electrolyzer efficiency and a greater impact at lower efficiency. Waste heat that replaces heat from a district heating boiler reduces emissions by approximately 38 kg CO2e/MWh, depending on the existing boilers/fuels of the district heating producer. For investors, the results provide guidelines for the price of hydrogen, estimated dimensioning of the facility, the practical non-profitability of fuel cells, and insights into the economic value of waste heat. For the district heating company, the results mean reduced emissions of carbon dioxide equivalents, an additional heat source, and possibly reduced costs For the Swedish energy system, the results imply that the high variation in electricity prices can be utilized to produce hydrogen, leading to a potential decrease in the price of green hydrogen compared to current levels. Additionally, the utilization of waste heat can contribute to a more efficient energy system. / HyCoGen

Vid bestämmelse av vilket värme- och kylsystem som ska användas i fastigheter så finns det flertalet aspekter som går att ta hänsyn till. Tidigare har det varit högt fokus på energi och ekonomi, men med ökat fokus på hållbarhet och miljön både globalt och i Sverige har det blivit allt mer viktigt att hitta robusta lösningar som presterar inom samtliga av dessa områden. Helenius Ingenjörsbyrå som är installationskonsulter inom VVS-, miljö-, och energiområdet vill ligga i framkant när det kommer till energi och miljö. I samband med högre krav på hållbarhet och miljö är det av intresse för Helenius att se hur konventionella värme- och kylsystem presterar när de ställs inför energiprestanda, klimatpåverkan, ekonomi och återbruk. Utöver detta, även se hur resultatet för systemens prestanda påverkas av den geografiska placeringen genom att utreda dessa områden på lokal nivå (i Uppsala) och på generell nivå. Generell nivå motsvarar ett medelvärde för Sverige. Detta examensarbete har därmed tagit fram en arbetsmetodik för att utreda dessa områden och lämpliga system för ändamålet. Ändamålet i detta arbete handlar om att förse värme och kyla till en kontorsfastighet med tillhörande verksamheter där det finns en konstant kyllast över året. De fyra systemuppställningar som togs fram och utreddes i arbetet var: kylmaskin med värmeåtervinning från kondensorvärmen och separat fjärrvärmesystem (Modell 1). Andra uppställningen var kylmaskin med fjärrvärme och ingen möjlighet till värmeåtervinning (Modell 2). System tre var fjärrkyla och fjärrvärme (Modell 3) och system fyra borrhålslager som utnyttjar frikyla och bergvärmepumpar (Modell 4). Resultatet visar att Modell 4 var mest fördelaktigt för total köpt energi hos konsument både vid utredning lokalt och generellt. Den utredda EROI (Energy Return On Investment) visade på fördel hos Modell 3 både lokalt och generellt. Lägst klimatpåverkan i form av totalt utsläppta koldioxidekvivalenter från livscykelanalysen hade Modell 4 när det utreddes på lokal nivå, i Uppsala. Generellt i Sverige så var det istället Modell 1 som hade lägst klimatpåverkan. Systemet med lägst livscykelkostnad var Modell 1 när det utreddes lokalt för Uppsala, och i det generella fallet hade Modell 3 lägst livscykelkostnad. Kostnadsfördelningen mellan systemen visar att Modell 4 innehar en större grundinvestering men var därefter mer oberoende av marknadens energipriser, underhåll- och driftkostnader. De andra systemen hade lägre investeringskostnader och lägger större delen av livscykelkostnaden på energi-, drift- och underhållskostnader. Det framgick också att Modell 4 var den uppställning som var minst känslig mot ändringar i energipriser, vilket kan vara en säkerhetsfaktor för investeringar över lång tid. Arbetet utredde återbrukspotentialen hos systemen. Resultatet framgick till att återbruk är fortfarande en så pass ny arbetsmetodik och att det ännu inte finns tillräckligt mycket erfarenhet och generella metoder för att ta fram en exakt potential för återbruk hos icke enhetliga produkter. Återbrukspotentialen hos systemen i arbetet togs fram baserat på en fördelning hos delkomponenterna i systemet och samtliga viktades lika. Detta medförde att Modell 4 hade högst återbrukspotential på 53 %, förutsatt att de installerade borrhålen går att återbruka. Finns det inte möjlighet till återbruk hos borrhålen så sjönk resultatet till 28 %. Resterande system uppnådde 40 % återbrukspotential. Resultaten som togs fram i arbetet visar på att systemen inte ska jämföras direkt mellan lokalt och generellt fall. Detta på grund av att storleksordningen i resultaten samt vilket system som har lägst kontra högst värde i de olika fallen ändras. Det går att använda de generella resultaten och jämföra system på generell nivå men då krävs det också att diskussionen är på generell nivå. Detta medför vikten av att för varje enskilt fall kontrollera de lokala förutsättningarna för varje system. Rekommendationen för val av systemen blir därmed projektspecifik beroende på vilket område som värderas högst: energi, klimat, ekonomi eller återbruk. / When determining which heating and cooling system to use in buildings, there are several aspects that can be taken into account. In the past there has been a high focus on energy and economy, but with an increased focus on sustainability and the environment both globally and in Sweden, it has become increasingly important to find robust solutions that perform in all areas. Helenius Ingenjörsbyrå, which are installation consultants in the HVAC, environmental and energy fields, wants to be at the forefront when it comes to energy and the environment. In connection with higher demands on sustainability and the environment, it is of interest to Helenius to see how conventional heating and cooling systems perform when evaluated with respect to energy performance, climate impact, economy and recycling. In addition to this, also see how the result of the systems performance is affected by its geographical location by investigating these areas at a local level (in Uppsala) and at a general level. General level corresponds to an average value for Sweden. This thesis has thus developed a methodology to investigate these areas and suitable systems for the purpose. This work will investigate an office property where heating and cooling is supplied by different conventional heating and cooling systems. The building also has a constant cooling load throughout the year. The four system setups that were developed and investigated in the work were: cooling machine with heat recovery from the condenser heat and separate district heating system (Model 1). The second set-up was a cooling machine with district heating and no option for heat recovery (Model 2). System three was district cooling and district heating (Model 3) and system four borehole storage that utilizes free cooling and heat pumps (Model 4). The result shows that Model 4 was the most beneficial for total energy purchased by the consumer both when investigated locally and generally. The investigated EROI (Energy Return On Investment) showed an advantage for Model 3 both locally and generally. Model 4 had the lowest climate impact in terms of total emitted carbon dioxide equivalents from the life cycle assessment when it was investigated at a local level, in Uppsala. Generally in Sweden, it was instead Model 1 that had the lowest climate impact. The system with the lowest life cycle cost was Model 1 when it was investigated locally for Uppsala, and in the general case Model 3 had the lowest life cycle cost. The distribution of costs between the systems shows that Model 4 has a larger initial investment but was subsequently more self-sustaining and also independent of the markets energy prices. The other systems had lower investment costs and spend most of the life cycle cost on energy, operation and maintenance costs. It also appeared that Model 4 was the setup that held up the most against changes in energy prices, which can be a safety factor for investments over the long term. The work investigated the re-use potential of the systems and the result showed that re-use is still such a new work methodology and that there is not yet enough experience and general methods to produce a fully accurate potential for re-use of non-uniform products. The re-use potential of the systems in the work was developed based on a distribution of the sub-components of the system and all were weighted equally. This meant that Model 4 had the highest re-use potential of 53 %, assuming that the installed boreholes can be re-used. If there is no possibility of re-use at the boreholes, the result dropped to 28 %. Remaining systems achieved 40 % re-use potential. The results produced in this work show that a direct comparison should not be made between local and general cases. This is because the order of magnitude in the results and which system has the lowest versus highest value in the various cases changes. It is possible to use the general results and compare systems on a general level, but then it is also required that the discussion is on a general level. This entails the importance of checking for each individual case the local conditions for each system. The recommendation for what system to go for will therefore be project specific depending on which area is valued the most: energy, climate impact, economic costs or re-use.

Den globala uppvärmningen medför klimatförändringar så som värmeböljor, stigande havsnivåer, döda korallrev, förändrade ekosystem, minskande skördar samt obeboeliga områden. Att begränsa den globala uppvärmingen till två grader har Parisavtalet tagits fram, som ska uppfyllas med nationella samt internationella klimat- och miljömål. Sveriges klilmat- och miljömål innefattar en minskning av den nationella energianvändningen med 50% till 2030, jämfört med 2005. Syftet med arbetet är att utvärdera och jämföra tre möjliga framtida energibesparande alternativ ur ett energibesparande, ekonomiskt samt miljömässigt perspektiv. Frågeställningen att besvara är vilket av de tre alternativen som är mest lämplig ur ett: Energibesparande perspektiv Ekonomiskt perspektiv Miljömässigt perspektiv Alternativ 1 består av att ta bort befintligt fjärrvärmesystem och därmed endast använda befintlig luft-vattenvärmepump, samt installation av solfångare, FTX-system och nya fönster. Alternativ 2 består av att ha kvar befintligt fjärrvärmesystem samt luft-vattenvärmepump, samt installation av solfångare och FTX-system. Alternativ 3 består av at ta bort befintligt fjärrvärmesystem och därmed endast använda befintlig luft-vattenvärmepump, samt installation av solfångare och luft-luftvärmepump för AC. Metoden för att kunna besvara frågeställningen består av en kvalitativ samt kvantitativ metod. Den kvalitativ metoden består av en litteraturundersökning av exempelvis FTX-system, solfångare och fönster. Den kvantitativa metoddelen består av beräkningar i Excel för energianvändning såsom energianvädning, primärenergital, ekonomiska analyser såsom LCC-kalkylering och investeringskalkylering, samt miljöpåverkan i form av koldioxidutsläpp. Energiberäkningarna i Excel kompletteras med beräkningar i VIP Energy för FTX-systemet, solfångare och nya fönster. Alternativ 1 resulterade i en minskad energianvändning som gick från 59 kWh/m2, Atemp till 21 kWh/m2,Atemp, samt ett primärenergital som gick från 57 kWh/m2,Atemp till 9 kWh/m2,Atemp. Alternativet hade en årlig kostnadsbesparing på 9 436 kr/år, en total livscykelkostnad på 357 096 kr samt en lönsamhetsberäkning som resulterade i ej lönsam. Den årliga koldioxidbesparingen var 123,9 kg CO2, 181,4 kg CO2 respektive 1 092,0 kg CO2 för svensk, nordisk samt nordeuropeisk el. Alternativ 2 resulterade i en minskad energianvändning som gick från 59 kWh/m2,Atemp till 47 kWh/m2,Atemp samt ett primärenergital som gick från 57 kWh/m2,Atemp till 17 kWh/m2,Atemp. Alternativet hade en årlig kostnadsbesparing på 3 925 kr/år, en total livscykelkostnad på 98 006 kr samt en lönsamhetsberäkning som resulterade i lönsam. Den årliga koldioxidbesparingen var 112,5 kg CO2, 177,1 kg CO2 respektive 1 202,2 kg CO2 för svensk, nordisk samt nordeuropeisk el.  Alternativ 3 resulterade i en ökad energianvändning som gick från 59 kWh/m2,Atemp till 94 kWh/m2,Atemp samt ett primärenergital som gick från 57 kWh/m2,Atemp till 38 kWh/m2,Atemp. Alternativet hade en årlig kostnadsbesparing på 5 160 kr/år, en total livscykelkostnad på 168 491 kr samt en lönsamhetsberäkning som resulterade i ej lönsam. Alternativ 3 hade en koldioxidbesparing på 10,2 kg CO2 för svensk el och ett ökat utsläpp på 37,2 kg CO2 respektive 788,9 kg CO2 för nordisk samt nordeuropeisk el. Slutsaten är att alternativ 1 är mest lämpligt ur ett energibesparande perspektiv och alternativ 2 är mest lämpligt ur ett ekonomiskt perspektiv. Ur ett miljömässigt perspektiv med avseende på koldioxidbesparingen, är alternativ 2 mest läpmad. Då alternativ 2 gynnar husägaren ekonomiskt kan detta övertyga denne att utföra ytterligare energirenoveringar likt denna, vilket indirket bidrar till uppfyllandet av klimat- och miljömålen genom en minskning av energi och koldioxidekvivalenter.

With the need to reduce greenhouse gas emissions in the building sector, this thesis analyzes two common heating solutions: radiator and underfloor heating. As systems with the same purpose, but with diverse installation components, it was of interest to study the climate impact of different materials. Moreover, the energy performance of the systems was investigated for two different modes of heat supply: with district heating or heat pumps. By coupling the heating systems with modes of heat supply, four models were studied. The thesis aimed at analyzing the climate impact of the models by combining the embodied and operational carbon generated during the life cycle of the heating systems, thus conducting a life cycle assessment. The operational carbon was determined by making an energy analysis in IDA ICE combined with energy carrier emission rates. With an analysis of the material and production stage of the heating systems, the embodied carbon is estimated with the software One Click LCA. The results showed that the embodied carbon had a much smaller influence on the total emissions of the building compared to the operational carbon. It was also concluded that the coupling with a heat pump was more energy efficient than having heat supplied from a district heating network. Regarding the heating systems, the underfloor heating system was slightly more efficient than the radiator heating system when coupled with the heat pump, but required more top-up heating. Throughout the study, several different aspects of the systems were encountered. Changing the district heating supplier resulted in drastic changes in the operational carbon. The electricity mix also heavily influenced the emissions produced by the heat pump. These are factors that vary greatly with the location of the project and one combination of heating and supply systems is far from obvious to be a universal solution. / Med behovet av att minska utsläppen av växthusgaser inom byggsektorn så analyserar detta examensarbete två vanliga värmelösningar: radiatorer och golvvärme. De båda systemen fyller samma syfte, men med olika installationskomponenter, vilket gör det intressant att studera klimatpåverkan av de olika materialen som systemen bygger på. Dessutom undersöktes energiprestandan hos systemen för två olika typer av värmekällor: fjärrvärme eller värmepump. Genom att kombinera värmesystemen med värmekällorna undersöktes fyra olika modeller. Examensarbetet syftade till att analysera modellernas klimatpåverkan genom att kombinera den inbyggda och operativa klimatpåverkan som genererades under värmesystemens livscykel, och följaktligen genomföra en livscykelanalys. De utsläpp som genereras från systemens driftskeden fastställdes genom att göra en energianalys i IDA ICE kombinerat med utsläpp från de olika värmekällorna. Med en analys av material- och produktionsstadiet för värmesystemen så uppskattades den inbyggda klimatpåverkan i programvaran One Click LCA. Resultaten visade att den inbyggda klimatpåverkan hade en mycket mindre effekt på byggnadens totala utsläpp jämfört med den under driftskedet. Det konstaterades också att driva värmesystemet med en värmepump var mer energieffektivt än att få det levererat från ett fjärrvärmenät. Gällande de olika värmesystemen så presterade golvvärmesystemet bättre än radiatorsystemet när det drevs med en värmepump, men det krävdes mer spetsvärme. Under studien stötte man på flera olika variationer av systemens uppbyggnad och funktion, vilket ledde till att val behövde göras för att anpassa till studiens begränsningar. Att byta fjärrvärme distributör resulterade i drastiska skillnader för driftskedets klimatpåverkan. Elmixen påverkade också kraftigt utsläppen som genererades av att driva värmepumpen. Dessa är faktorer som varierar kraftigt beroende på vart byggnaden är placerad och det gick inte att konstatera att ett värmesystem är den universiellt bästa lösningen.

The construction of the Southeast city district in Uppsala will start in 2025 with plans to be completed in 2050. When a new district is built, there is an opportunity to explore the best possible solution to all the needs of the city, one of the needs that must be met is the heat demand of all buildings. One possible way to meet these needs is through district heating. The aim of this report is to design and investigate the efficiency of a heat distribution network in the Southeast city district by determining its distribution losses and the requirements that heating distribution networks must fulfill. The method used to satisfy the purpose is to simulate the systems through a model in Python. The model produces key parameters such as distribution losses, pressure drop and temperature drop during high heat demand and low heat demand. The results of the report shows what a possible distribution network design could look like for two stages of construction. It is also shown that during low heat demand, the highest distribution losses were in the return pipe. During the high heat demand, the highest distribution losses were in the supply pipe. This is also the period of the greatest mass flow rate, temperature drop and pressure drop. The discussion addresses the correlation between these parameters as well as exploring how connecting an additional building stage impacts the performance of the system. The conclusions of this paper is that the designed distribution networks fulfill the necessary criteria for pressure, temperature and energy delivery with acceptable distribution losses. When a additional stage is connected to the system, distribution losses do not increase significantly, making the model suitable for future extensions of district heating networks.

This case study evaluates the potential of recovery and utilization of waste heat from three solvent recovery distillation columns, conducted in collaboration with the biotech company Cytiva Sweden AB. Currently, waste heat from distillation processes is dissipated through conventional air-cooling systems without any heat recovery mechanism. Cytiva are assessing utilizing the waste heat with two distinct methods: using a vapor compression heat pump (HP) in a shared circulating cooling system serving multiple waste heat generating processes and implementing a semi-open mechanical vapor recompression system (MVR) within one of the three distillation processes, thereby substituting the conventional virgin steam-powered reboiler with a waste heat-fed alternative. The study pursues a dual objective. Firstly, it to develops a computational model based on simplified process schematics, fluid flows, and temperatures, encompassing five scenarios, including a baseline scenario devoid of waste heat recuperation or utilization. Two scenarios involving an HP within the cooling system, leveraging waste heat to elevate water temperatures from 50 ⁰C to the requisite 80 ⁰C for subsequent export into a district heating distribution grid. Another scenario integrates an MVR system into one distillation process, while conventionally cooling the remaining waste heat flows. Lastly, a combined scenario incorporates both the HP and MVR systems. Using operational parameters, energy prices, and emissions factors from 2023, the model identifies the optimal alternative based on energy savings, emission reduction, and economic profitability. The combined HP and MVR system emerges as the most favorable option, yielding annual energy savings of 14 500 MWh, a heat export of 9 800 MWh/year generating profits of 4.9 Mkr/year, emissions reductions of 2 000 tonCO2ekv/year, and a yearly total cost savings of 9.9 Mkr. However, the combined system is also the most expensive option. The independent nature of the two systems facilitates ease of installation and operation. These findings provide valuable insights for Cytiva in their efforts to mitigate environmental impact through heat recovery and utilization.

Fjärrvärme är en väletablerad teknik i Sverige, i dagsläget kommer 50% av uppvärmningen i Sverige från fjärrvärme. I Kiruna står Tekniska Verken som leverantör av fjärrvärme, där hela 90% av alla fastigheter är anslutna till nätet. LKAB:s gruvverksamhet i Kiruna har lett till världens största stadsflytt, till följd av sprickbildningar och rörelser i marken som uppkommer i samband med brytningen efter järnmalmen. Stadsflytten samt reparationer av befintliga ledningar som går sönder som konsekvens av rörelserna i marken, har gjort att identifieringen samt underhållet av fjärrvärmenätets undercentraler har hamnat i skymundan. En underpresterande undercentral har många negativa konsekvenser för fjärrvärmenätet. Syftet med arbetet är att underlätta för Tekniska Verken att hitta de underpresterande undercentralerna. För det så har en applikation tagits fram, som kommunicerar med deras befintliga system för att sedan presentera relevant information till handhavande personal. De undercentraler som applikationen presenterar fyller de förutbestämda kriterierna: Flöde på 1000 [l/h] eller högre och en returtemperatur på 60 ºC eller högre. Vidare så har beräkningar utförts med den data som den framtagna applikationen tog fram, där befintlig returtemperatur från undercentralerna ersattes med en ny önskad returtemperatur. Beräkningarna utfördes för varje kvartal. Dygnsdata hämtades från 5 dagar från varje månad under våren, sommaren, hösten och vintern. För att göra beräkningarna mer hanterbara valdes 5 dagar istället för månadens alla dagar. Varje månad identifierades ett antal undercentraler enligt kriterierna ovan. För dessa undercentraler antogs en ny returtemperatur på 47 ºC för att motsvara åtgärder. Beräkningarna som utfördes ledde till besparingar i form av en kostnadsreduktion för pumpen och en utsläppsminskning av CO2 –ekvivalenter. För hela året blev kostnadsreduktionen för pumpen 97758 kr och utsläppsminskningen 7,32 tCO2e. Fler fördelar via rökgaskondenseringen uppnås också till följd av den sänkta returtemperaturen. Ett fjärrvärmesystem är väldigt dynamiskt, när en variabel ändras (i detta fall returtemperaturen) så påverkas indirekt flertalet andra. Någon exakt data för pumpen erhölls ej, endast snittförbrukningen per månad. Gällande trycket gjordes en uppskattning efter diskussioner med Tekniska Verken. Därefter gjordes ett antal antaganden för att kunna fullfölja uppskattningen av det nya systemet efter åtgärder på de underpresterande undercentralerna. / District heating is a well-established technology in Sweden; currently, 50% of heating in Sweden comes from district heating. In Kiruna, Tekniska Verken stands as the supplier of district heating, with a staggering 90% of all properties connected to the network. LKAB's mining operations in Kiruna have led to the world's largest urban relocation, due to ground fractures and movements arising from the extraction of iron ore. The city relocation and repairs of existing pipelines damaged by ground movements have diverted attention from the identification and maintenance of the district heating network's substations. Underperforming substations have many negative consequences for the district heating network. The purpose of the work is to facilitate Tekniska Verken in identifying the underperforming substations. To achieve this, an application has been developed that communicates with their existing system to then present relevant information to operational staff. The substations presented by the application meet predetermined criteria: a flow rate of 1000 [l/h] or higher and a return temperature of 60 ºC or higher. Furthermore, calculations have been performed using the data generated by the application, where the existing return temperature from the substations was replaced with a new desired return temperature. The calculations were conducted for each quarter. Using daily data from five days each month in spring, summer, autumn, and winter as the basis. To make the calculations more manageable, 5 days were chosen instead of all the days of the month. Each month a number of substations were identified based on the aforementioned criteria. For these substations a new return temperature of 47 ºC was assumed to correspond to actions. The calculations that were performed resulted in savings in the form of a cost reduction on the pump and a decrease of CO2 eqvuivalent emissions. For a year the calculations resulted in a cost reduction of the pump of 97758 SEK and a decrease of emissions: 7,32 tCO2e. More benefits via flue gas condensation are also achieved as a result of the lowered return temperature. A district heating system is highly dynamic; when one variable changes (in this case, the return temperature), several others are indirectly affected. No exact data for the pump was obtained, only the average consumption per month. Regarding pressure, an estimate was made after discussions with Tekniska Verken. Subsequently, a number of assumptions were made to complete the estimation of the new system after actions on the underperforming substations.

In September 2017, Luleå Energi introduced a new price model on district heating for their enterprise customers with the intention to create stronger incentives for energy efficiency measures, and provide price signals that better correspond to the underlying production costs. The purpose of this thesis is to investigate whether the intentions of Luleå Energi has been fulfilled, not the least in the form of improved energy efficiency among the affected enterprises. This thesis also provides a theoretical assessment of the new price model through conducting a literature review. The empirical analysis builds on theories addressing issues such as bounded rationality, profit maximizing firms, uncertainty, and imperfect information. The results show that the new price model may have been hindered by bounded rationality amongst the enterprise customers, and the overall low price level of district heating services in Luleå. Results also show that even if the new price model is fairly good at creating incentives, it could probably become more effective if the effect price component were based on enterprise customers current effect usage rather than the enterprise customers effect usage during the previous winter season. / I september 2017 introducerade Luleå Energi en ny prismodell för deras fjärrvärme tjänster gentemot företagskunder med intentionen att skapa starkare incitament för energieffektiviseringsåtgärder och förse marknaden med prissignaler som motsvarar de underliggande produktionskostnaderna. Syftet med denna uppsats är att undersöka huruvida Luleå Energi’s intentioner har blivit uppfyllda, inte minst i form av energieffektiviseringsåtgärder. Studien kommer också att, med hjälp av en litteraturstudie, genomföra en teoretisk bedömning av den nya prismodellen. Studien applicerar teorier som begränsad rationalitet, vinstmaximerande företag, osäkerhet och ofullständig information. Resultaten visar att den nya prismodellen eventuellt hindras av begränsad rationalitet hos kunderna, och den överlag låga prisnivån på fjärrvärme i Luleå kommun. Resultaten visar också att även om den nya prismodellen är någorlunda bra på att skapa incitament så skulle den troligen kunna bli effektivare genom att basera effektpriskomponenten på företagskundernas nuvarande effektanvändning istället för företagskundernas effektanvändning under den föregående vintersäsongen.

District heating (DH) systems have been commonplace in Europe for over a century. These systems have undergone an evolution since their conceiving, and today we are at the precipice of the next major transition from the third-generation district heating system (3GDH) to the fourth generation (4GDH). Current 3GDH systems operate at a supply temperature in-between 80 °C - 100 °C and a return temperature of around 45 °C. Future 4GDH systems will operate at a supply temperature below 70 °C and return temperature as low as 25 °C, and therefore, will integrate waste heat available at low temperatures, and renewable heat sources.The literature review performed here shows that low temperature DH (LTDH) systems have several benefits over their conventional temperature DH (CTDH) predecessor and achieve lower operating costs for some technologies when compared to the CTDH alternative. Therefore, in this thesis, a TIMES (The Integrated MARKAL-EFOM System) model is used to simulate the operation of a DH system. The learnings from the literature review were incorporated into the model so that certain operational differences between CTDH and LTDH systems could be compared.In this context, the aim of this project is to analyse the effects of flexibility options on the operation of a DH system, and to compare these effects between CTDH and LTDH systems. Flexibility options in DH systems are technologies and concepts that work towards balancing heat generation and demand in thermal grids and can also help balance power generation and demand in electrical grids. Examples of flexibility options are thermal energy storage (TES) tanks, and seasonal energy storages (e.g., borehole TES (BTES), caverns (CTES), and pits (PTES)). These flexibility options have already been implemented in varying amounts in today’s CTDH systems and will therefore have to provide the same service with LTDH systems in the future.As part of the REWARDHeat project (grant agreement No. 857811), the Swedish city of Helsingborg was used as the case-study in this thesis. The city’s heating sector was incorporated into a TIMES heat model and simulated for the period 2017 to 2052. The existing CTDH system model was then adapted to a LTDH system model and simulated for the same time horizon. Both the CTDH model and LTDH model were simulated for a case with TES available and then for a case where TES was not available, to better-identify the flexibility benefits. The effect of electricity prices on the operation of the system was also studied, where one case uses electricity prices that are on the conservative (i.e., higher) side and another on the ambitious (i.e., lower) side. This means that a total of eight scenarios were simulated and analysed.The results show that more heat storage capacity is utilised in the LTDH system due to TES technologies having lower heat losses. Also, it was found that peak shaving was more pronounced in the LTDH system. This is due to more base heat supply in the system from more excess heat, and from STES discharging. This means that the required installed capacity of heat generating technologies are lower compared to the CTDH alternative. This all translates to TES technologies facilitating greater savings in total system cost, by almost 10%, in the LTDH system. The CTDH and LTDH systems studied in this thesis (i.e., with and without TES) are seen to transition from being a net electricity generator to being a major electricity consumer. This is due to reducing electricity prices going into the future, which incentivise investments into heat pumps (HPs), eventually making the systems (with combined heat and power (CHP) plants in the mix in the earlier years) HP-dominated. The inclusion of TES technologies is shown to accelerate this transition in both CTDH and LTDH systems studied in this thesis. More electricity is generated in the CTDH system than in a LTDH system as the cost savings from running HPs (due to higher coefficients of performance (COP) in low-temperature operation) offsets the revenue from electricity sales.Finally, the effect of electricity prices is also seen in the results. Lower electricity prices favour more DH production from HPs, while higher electricity prices incentivise increased production from CHP plants. The results show that the CTDH system gives the network operator more freedom (than in the LTDH system) to respond to electricity prices.Therefore, to conclude, LTDH systems can make more use of the flexibility provided by TES technologies due to lower heat losses, as shown through DH production volumes being lower, and through more peak shaving.Similar studies in future could incorporate a sensitivity analysis on the COPs of HPs in LTDH systems, given that this parameter seems to greatly influence the cost optimised strategy for operating DH systems. Also, it may be beneficial to expand the study into incorporating the city’s power sector, which would mean incorporating the electricity demand into the model. It would be interesting to see if this would cause the model to invest in other technologies other than HPs, or if it might still make more financial sense to import the electricity at market prices. Finally, the cost of transitioning from a CTDH system to a LTDH system could also be considered in the model, as it was not the case in this project. This would probably show that the financial benefit of LTDH systems is less than what is predicted in this study. / Fjärrvärmesystem har varit vanliga i Europa i över hundra år. Dessa system har utvecklats sedan de utformades, och idag står vi inför nästa stora övergång från tredje generationens fjärrvärmesystem (3GDH) till fjärde generationen (4GDH). Dagens 3GDH-nät fungerar med en framledningstemperatur mellan 80 °C och 100 °C och en returtemperatur på cirka 45 °C. Framtida 4GDH-nät kommer att fungera vid en framledningstemperatur under 70 °C och en returtemperatur så låg som 25 °C, och kommer därför att integrera spillvärme som är framkomlig vid låga temperaturer och förnybara värmekällor.Litteraturstudien som gjorts i den här studien visar att fjärrvärmenät med låg temperatur har flera fördelar jämfört med deras föregångare med konventionell temperatur och att driftskostnaderna för vissa tekniska system är lägre än för alternativet med konventionell temperatur. I denna avhandling används därför en TIMES-modell (The Integrated MARKAL-EFOM System) för att simulera driften av ett fjärrvärmesystem. Lärdomarna från litteraturstudien användes i modellen för att vissa driftskillnader mellan dessa två system så att de kunde jämföras. I detta sammanhang är syftet med detta projekt att analysera effekterna av flexibilitetsalternativ på driften av ett fjärrvärmesystem och att jämföra dessa effekter mellan konventionella temperaturer och lågtemperaturssystem. Flexibilitetsalternativ i fjärrvärmenät är teknologi och koncept som arbetar för att balansera värmeproduktionen och efterfrågan i termiska nät och som också kan bidra till att balansera elproduktionen och efterfrågan i elnätet. Exempel på flexibilitetsalternativ är lagringstankar av värmeenergi och säsongsbundna energilägen (till exempel lagring av värmeenergi i borrhål, grottor och gropar). Dessa flexibilitetsalternativ har redan införts i varierande omfattning i dagens fjärrvärmenät och kommer därför att användas med lågtemperaturnät i framtiden.Som en del av REWARDHeat-projektet (bidragsavtal nr 857811) användes den svenska staden Helsingborg som fallstudie i denna studie. Stadens värmesektor införlivades i en TIMES-värmemodell och simulerades för perioden 2017–2052. Den befintliga fjärrvärmenät modellen med konventionell temperatur anpassades sedan till en fjärrvärmenätmodell med låg temperatur och simulerades för samma tidsperiod. Båda modellerna simulerades för ett fall där värmeenergilagring var tillgänglig och sedan för ett fall där värmeenergilagring inte var tillgänglig, för att bättre identifiera flexibilitetsfördelarna. Effekten av elpriserna på systemets funktion undersöktes också, där ett fall använder elpriser som är på den konservativa (dvs. högre) sidan och ett annat på den ambitiösa (dvs. lägre) sidan. Detta innebär att totalt åtta scenarier simulerades och analyserades.Resultaten visar att mer värmelagringskapacitet utnyttjas i fjärrvärmesystemet med låg temperatur på grund av att tekniken för lagring av värmeenergi har mindre värmeförluster. Det konstaterades också att lastutjämning var mer i fjärrvärmesystemet med låg temperatur. Detta beror på att det finns mer grundvärme i systemet på grund av mer överskottsvärme och på att värmeenergilagringar i borrhålen laddas ur. Detta innebär att den installerade kapacitet som krävs för värmeproducerande teknologi är lägre jämfört med alternativet med konventionell temperatur. Allt detta innebär att tekniken för lagring av värmeenergi möjliggör större besparingar i den totala systemkostnaden, med nästan 10 %, i fjärrvärmesystemet med låg temperatur. De konventionella och lågtemperatur fjärrvärmesystem som studeras i denna avhandling (dvs. med och utan lagring av värmeenergi) övergår från att vara nettogeneratorer av el till att bli stora elkonsumenter. Detta beror på att elpriserna kommer att sjunka i framtiden, vilket ger incitament till investeringar i värmepumpar, vilket i slutändan gör att systemen (som har haft kraftvärmeverk i mixen under tidigare år) kommer att domineras av värmepumpar. Införandet av tekniken för värmeenergilagring visar sig påskynda denna övergång i båda de system som studeras i denna avhandling. Det produceras mer el i fjärrvärmesystemet med konventionell temperatur än i ett fjärrvärmesystem med låg temperatur, eftersom kostnadsbesparingarna från drift av värmepumpar (på grund av högre prestandakoefficienter) med låg temperatur uppväger intäkterna från elförsäljning.Slutligen syns också effekten av elpriserna i resultaten. Lägre elpriser gynnar mer värmeproduktion från värmepumpar, medan högre elpriser stimulerar ökad produktion från kraftvärmeverk. Resultaten visar att fjärrvärmesystemet med konventionell temperatur ger nätoperatören större frihet (än i fjärrvärmesystemet med låg temperatur) att reagera på elpriserna.Sammanfattningsvis kan man därför konstatera att fjärrvärmesystem med låg temperatur i högre grad kan utnyttja den flexibilitet som tekniken för värmeenergilagring ger på grund av lägre värmeförluster, vilket visas genom att produktionsvolymerna för fjärrvärme är lägre och genom en högre grad av lastutjämning.Liknande studier i framtiden skulle kunna omfatta en känslighetsanalys av värmepumparnas prestandakoefficient i fjärrvärmesystem med låg temperatur, eftersom denna parameter verkar ha stor betydelse för den kostnadsoptimerade strategin för driften av systemet. Det kan också vara fördelaktigt att utvidga studien till att omfatta stadens energisektor, vilket skulle innebära att elbehovet inkluderas i modellen. Det skulle vara intressant att se om detta skulle få modellen att investera i andra tekniker än värmepumpar, eller om det fortfarande skulle vara mer ekonomiskt fördelaktigt att importera el till marknadspris. Slutligen skulle kostnaden för att övergå från ett fjärrvärmenät med konventionell temperatur till ett fjärrvärmenät med låg temperatur också kunna beaktas i modellen, eftersom så inte var fallet i detta projekt. Detta skulle förmodligen visa att den ekonomiska fördelen med fjärrvärmenät med låg temperatur är mindre än vad som förutses i denna studie.