In hydropower plants it is necessary to always have local power supply. Therefore, the plants are equipped with batteries as stationary back up power. Vattenfall Vattenkraft is using lead acid batteries but has been investigating alternatives to replace them. The aim of this study is to investigate the potential of using Li-ion technology as back up power. The study showed that Li-ion batteries have many qualities. The Li-ion technology will decrease the space and maintenance demand. The technology also eliminates many of the personal safety risks that lead acid batteries may cause. Unfortunately overcharging or overheating the Li-ion battery may result in fire or explosion. Those risks are reduced by an electronic battery management system and mechanical protection. The result from the cost comparison between the two battery technologies showed that the maintenance costs decreases with 70 % when using Li-ion battery. The purchase cost of Li-ion batteries is almost three times higher compared to lead acid batteries. But prices will probably drop drastically in the coming years. According to this study Li-ion has great potential to replace the lead acid battery.  Vattenfall Vattenkraft should wait until the technology develops further and prices decrease before any larger installations are made. But small installations should be considered in order to get more experience of the technology.

This bachelor thesis investigates what kind of battery system that is suitable for an electric driveline equipped with a mechanical fly wheel, focusing on a battery with high specific energy capacity. Basic battery theory such as the principle of an electrochemical cell, limitations and C-rate is explained as well as the different major battery systems that are available. Primary and secondary cells are discussed, including the major secondary chemistries such as lead acid, nickel cadmium (NiCd), nickel metal hydride (NiMH) and lithium ion (Li-ion). The different types of Li-ion chemistries are investigated, explained and compared against each other as well as other battery technologies. The need for more complex protection circuitry for Li-ion batteries is included in the comparison. Request for quotations are made to battery system manufacturers and evaluated. The result of the research is that the Li-ion NMC energy cell is the best alternative, even if the cost per cell is the most expensive compared to other major technologies. Due to the budget, the LiFeMnPO4 chemistry is used in the realisation of the final system, which is scaled down with consideration to the power requirement.

There is a need for alternative marine fuels and propulsion techniques in order to reduce the environmental and climate impacts of the transport sector, and meet the new Swedish climate targets of net zero emissions by 2045. There are several projects and studies on full electric ferries, while the option of hydrogen fuel cell-battery hybrids are not as well explored. This study assesses the prospects for three alternative fuels and propulsion techniques for a commuter ferry in Stockholm City. The fuels assessed are hydrogen (Fuel cellbattery hybrid/electric engine), electricity (Full battery/electric engine) and a biofuel (HVO/Internal combustion engine). Conventional diesel was included as benchmark. A multi-criteria decision analysis approach is employed in order to assess the fuel systems by estimated fuel performance and benchmarked input onthe relative criteria importance. The criteria cover economic, environmental, technical, and ultimately social aspects like availability and supply of fuel. The full battery solution was discarded due to excessive weight, but as only one charging solution was investigated it is recommended for further investigation. HVO performed best in an overall score comparing all fuel alternatives, but in a comparison between only fuel cell hybrid and HVO, including the availability criteria, the fuel cell hybrid system performed best. The analysis therefore supports the opportunity to implement fuel cell-battery hybrids onthis route. / Det finns ett behov av alternativa marina bränslen och framdrivningstekniker för att minska transportsektorns miljö- och klimatpåverkan, och för att uppfylla de nya svenska klimatmålen om att inte ha några nettoutsläpp till 2045. Det finns flera projekt och studier om fullt elektriska färjor, alternativet att använda bränslecellshybrider inte är däremot inte lika utforskat. Denna studie utvärderar möjligheterna för tre alternativa bränslen och framdrivningstekniker för implementering på Djurgårdsfärjan i Stockholm Stad. De utvärderade bränslena är vätgas (bränslecellshybrid / elmotor), elektricitet (full batterilösning / elmotor) och ett biobränsle (HVO / Förbränningsmotor). Konventionell diesel ingick som riktmärke för jämförelse. Analysen genomfördes för att bedöma och jämföra bränsleprestandan mellan de olika systemen. En beslutsgrundande multikriterieanalys (MKA) utfördes och jämfördes mot liknande studier där en analytisk hierarkisk process (AHP) utförts tillsammans med viktiga intressenter i den marina transportsektorn i Sverige. Kriterierna täcker ekonomiska, miljömässiga, tekniska och i slutändan sociala aspekter som tillgång till bränsle. Den fullständiga batterilösningen avfärdades på grund av för stor massa av energisystemet, men att eftersom endast ett laddningsalternativ undersöktes rekommenderas den för ytterligare analys. HVO presterade bäst i den övergripande poängen där alla bränslealternativ jämfördes. Hybridsystemet presterade dock bäst i en jämförelse mellan HVO och hybrid där kriterierna justerades till att inkludera tillgängligheten av bränslet. Resultatet visar att viktningen av den relativa betydelsen för de olika kriterierna har stor betydelse vid utvärdering av bränslealternativ. Analysen stöder därmed möjligheten att implementera bränslecellshybrid på denna linje.

Detta examensarbete utreder den tekniska och ekonomiska passbarheten av batterilagringssystem (BESS) inom den svenska el infrastrukturen. Syftet är att konstruera tre olika affärsfall för att representera den tekniska och den ekonomiska passbarheten av BESS inom den svenska el infrastrukturen, specifikt med uppkoppling mot distributionsnätverket på den regionala nivån, 6 kilovolt till 132 kilovolt (kV). Affärsfallen adresserar dem tekniska funktioner och kunder inom infrastrukturen som utifrån en litteraturstudie anses vara dem mest attraktiva att bygga ett affärsfall utifrån. Litteraturstudien utreder den svenska el infrastrukturens struktur samt dess existerande och uppkommande utmaningar. Studien utforskar även hela spektrumet energilagringssystem (ESS) för att rättfärdiga valet av litium-jon BESS. Litium-jon BESS är närmare undersökt, där systemets operativa parametrar samt komponenter är kartlagda. Vidare undersöks dem tekniska funktionernas tekniska krav och ekonomiska incitament i en marknadsanalys. Slutligen utforskas regler och lagar omkring BESS implementering i den svenska el infrastrukturen samt placeringen och de kostnader för att bygga en BESS anläggning. De tre affärfallen som är konstruerade i denna studie är: Kombinationen av frekvensrelaterade nätverksstödtjänster för en fristående BESS-tillgångsoperatör. Avbrottsfri strömtillförsel för ett datacenter. Skala effekttoppar och kombination av frekvensrelaterade nätverksstöddtjänster för en industri. Litium-jon BESS anses vara den mest tillämpliga tekniken på grund av dess snabba responstid, höga effekt- och energidensitet samt skalbarheten för att passa majoriteten av de tekniska funktioner som undersökts inom studien. Affärsfallens ekonomiska passbarhet utvärderas efter två ekonomiska indikatorer, nuvärdesberäkning (NPV) samt återbetalningstiden. Affärsfall nummer tvås tekniska funktion erbjuder ingen möjlighet att generera en inkomst vilket gör att den kommer bli utvärderad efter kostnad för service, där utgifterna är uppdelade utöver projektets livstid genom linjär amortering. Vidare används linjär amortering för att räkna ut kostnaden per kilo sparat CO2 utöver livstiden på projektet. Både affärsfall 1 (NPV= 231,0 MSEK, återbetalningstid= 7,8 år) samt affärsfall 3 (NPV= 17,3 MSEK, återbetalningstid= 8,8 år) visar en lönsamhet där affärsfall 2 ger en kostnad för service mellan 5,4 och 5,8 MSEK/år och där kostnaden per sparat kilo CO2 mellan 20,9 och 22,7 SEK/kg CO2. Denna studie fokuserar på de tre största distributionsnätverksoperatorerna (DNO) inom distributionsnätverket på en regional nivå: Vattenfall, Eon och Ellevio. Lönsamheten av de undersökta affärsfallen är starkt kopplade till placeringsområde inom nätverket, spänningsnivån och typ av DNO. Möjlighet att koppla upp BESS till en existerande transformatorstation på anläggningen för affärsfall två och tre minskar investeringskostnaden samt driftkostnaderna vilket vidare förbättrar dess lönsamhet. Affärsfall ett behöver gå igenom en noggrann bedömning för att försäkra sig om lönsamheten. NPV samt återbetalningstiden kan påverkas i affärsfall ett och tre på grund av den ständigt förändrande frekvensregleringsmarknaden där priserna är volatila på grund av nya marknadsinitiativ. Att konstruera ett BESS affärsfall medför att flertalet osäkerheter bör räknas in, såsom de ekonomiska incitamenten som inte visar någon garanti på att vara fortsatt lönsamt. Det höga priset på litium-jon batterier saktar ner attraktiviteten av affärsfallen och måste vidare sjunka för att främja ett lönsamt affärsfall. Andra ESS som flödesbatterier och vätgaslagringssystem visar god passbarhet att bli implementerad i den svenska el infrastrukturen men måste vidare utveckla sin tekniska och kommersiella mognadsgrad innan dem kan vara konkurrenskraftiga med litium-jon BESS.  Examensarbetet är utfört i samarbete med Omexom Infratek Sverige AB med målet att bidra till en större förståelse av BESS roll i den svenska el infrastrukturen och vidare bidra till att konstruera ett tekniskt erbjudande för Omexom Infratek Sverige AB. / This master thesis investigates the technical and economic feasibility of battery energy storage systems (BESS) in the Swedish electrical infrastructure. The aim is to construct three business cases to represent the technical and economic feasibility of BESS implementation in the Swedish electrical infrastructure in the distribution network on the regional level, 6 kilovolts to 132 kilovolts (kV). The business cases address the technical functions and customers within the infrastructure that is recognized through a literature study to build the most attractive and incentivized business cases from. The literature study investigates the Swedish electrical infrastructure’s structure and its existing and upcoming challenges. It investigates the spectrum of energy storage systems (ESS) to justify the choice of the lithium-ion (Li-ion) BESS. The Li-ion BESS is closer examined, where the systems operational parameters and components are mapped out. Furthermore, the technical functions technical requirements and economic incentives are investigated in a market analysis. Lastly, considerations regarding regulations and permits, the placement of BESS within the infrastructure and its surrounding costs is evaluated. The three business cases that are constructed within the thesis are:  Combination of frequency related grid support services for a standalone BESS asset operator. Uninterruptable power supply for a data center. Peak shaving and a combination of frequency related grid support services for an industrial plant.  The, Li-ion BESS is considered to most applicable technology due its fast response time, high power and energy density and scalability to suit the majority of technical functions investigated in the thesis. The business cases economic feasibility is evaluated after two economic indicators, the net present value (NPV) and the payback period. Business case two’s technical function offers no possible revenues and is evaluated as a cost for service where the expenses is divided throughout the project lifetime through linear amortization and the cost per saved kg CO2 is calculated over the lifetime of the BESS. Both business case 1 (NPV= 231.0 MSEK, payback period= 7.8 years) and case 3 (NPV=17.3 MSEK, payback period= 8.8 years) show profitability where business case 2 gives a cost per service between 5.4 and 5.8 MSEK/year and cost per saved kg CO2 between 20.9 and 22.7 SEK/kg CO2.  This thesis focuses on the three largest distribution network operators (DNO) in the distribution network on a regional level: Vattenfall, Eon, and Ellevio. The profitability of the business cases investigated are strongly connected to the location in the network, the voltage connection level, and the type of DNO. Being able to connect to an existing substation on site as for business cases 2 and 3 will lower the capital and operational costs and further improve the profitability. Business case 1 needs a thorough assessment of placement in the electrical infrastructure in Sweden to assure profitability. The NPV and payback period in business cases 1 and 3 could conflict with the interchanging frequency regulation market where prices are rather volatile due to new market initiatives. Therefore, looking forward, building a BESS business case to be implemented comes with lots of uncertainties as the economic incentives shows no guarantee to continuously be profitable. The high price of Li-ion batteries is slowing down the attractiveness of the business cases and need to further decrease to promote profitable business cases. Other ESS technologies as flow batteries and hydrogen storage systems show good applicability to be implemented in the Swedish electrical infrastructure but needs to develop its technical and commercial maturity until it can become competitive with Li-ion BESS.  The master thesis is performed in conjunction with Omexom Infratek Sverige AB with the aim to contribute to a broader understanding of the role of BESS in the Swedish electrical infrastructure and to help building BESS technical offers for Omexom Infratek Sverige AB.