As of today, large unused potential for biogas production exist within the Swedish agriculture sector. The biogas production within this sector is, however, associated with several problems such as poor energy efficiency and non-profitable systems. This is to some degree due to lack of standardized technical solutions. International Micro BioGas AB (IMB AB) has been aided by KTH since 2014. This project investigates several innovations from IMB AB in regards to biogas production:  A mixing device  A building capturing waste heat from the digesters (building concept)  Insulation of the digester (cover concept)  Small-scale and modular package systems The innovations listed above are evaluated from energy, economic and environmental perspectives by doing a case study on the dairy farm Ogestad close to Gamleby, Sweden. Two cases are considered. In Case 1, the raw biogas is burned in a combined heat and power-unit (CHP) in order to produce electricity. In Case 2, raw biogas is upgraded in a small-scale upgrading unit to vehicle gas standards which is sold to the market. The results show that the mixing device is promising in terms of energy use. It is therefore recommended to move on with testing of the equipment. The cover concept and the building concept show similar performance from energy and environmental standpoints. The building concept is concluded not to be economically viable. The cost reduction by applying a modular concept where one product can be used on different sized farms is significant. However, the needed investment from the company is large. The goal of achieving a modular system is therefore concluded desirable. The subsidy from the Swedish board of agriculture covering 40 % of the investment cost, has a major impact on the profitability of the systems. Without this subsidy, the systems are not viable in terms of economy. In Sweden, the small-scale vehicle gas production (Case 2) was concluded the most profitable as well as the best-performing from energy and environmental standpoints. / Inom den svenska jordbrukssektorn finns stor potential för utvidgning av biogasproduktionen. Det finns dock många problem med småskalig biogasproduktion, exempelvis olönsamma och energimässigt ineffektiva system. International Micro BioGas AB (IMB AB) har identifierat att detta till viss del kan bero på bristfälliga tekniska lösningar. Detta då det inte finns någon standardisering av teknik på området. IMB AB har, i samarbete med KTH, sedan 2014 arbetat med olika aspekter av småskalig biogasproduktion. Detta arbete undersöker ett antal innovationer och koncept från IMB AB rörande biogassystem:  En ny metod för omrörning  En byggnad som återvinner värmen från rötkamrarna (byggnadskonceptet)  Ett nytt sätt att isolera rötkamrarna (huvkonceptet)  Småskaliga och modulära paketlösningar Innovationerna och koncepten ovan utvärderas från ett energitekniskt, ekonomiskt och miljömässigt perspektiv genom en fallstudie på mjölkgården Ogestad nära Gamleby i Sverige. Två användningsområden för biogasen analyseras. I Fall 1 (Case 1) bränns rågasen i en kraftvärmeanläggning för att producera elektricitet och värme. I Fall 2 (Case 2) uppgraderas rågasen till fordonsgaskvalitet som sedan säljs till marknaden. Resultaten visar att den nya omrörningsmetoden är lovande ur ett energiperspektiv och en rekommendation är att gå vidare med tekniken och göra experimentella studier. Byggnadskonceptet och huvkonceptet visade likvärdiga resultat ur energitekniskt och miljömässigt perspektiv. Byggnadskonceptet konstaterades vara ineffektivt ur ett ekonomiskt perspektiv. Kostnadsreduceringen som uppnås genom att systemet är modulärt och därmed kan produceras i stor skala till olika gårdsstorlekar, är signifikant. Det krävs dock en stor investering från företagets sida. För samtliga fall är systemens lönsamhet starkt beroende av Jordbruksverkets subvention på 40 % av investeringskostnaden och utan den ökar företagets investeringsbehov drastiskt. Med svenska förutsättningar är småskalig produktion av fordonsgas det mest lönsamma samt mest fördelaktiga ur ett miljö- och energiperspektiv.

Steel is one of the most essential metals in the world, and it plays a vital role in various industries. The growing demand for steel has resulted in increased CO2 emissions, with the steel industry contributing to approximately 7% of global emissions of carbon dioxide. Among the different production methods, the electric arc furnace (EAF) has emerged as a promising option, and its market share is expected to double in the future. While the EAF exhibits high efficiency and a reduced carbon footprint in comparison to alternative production routes, there is still considerable room for improvement. In the EAF, a significant amount of input energy, ranging from 15% to 30%, is wasted through off-gas, along with a substantial amount of CO2. To better understand the current state and ongoing research in off-gas handling, a literature review and a preliminary analysis were conducted which revealed that the waste heat from the off-gas can be effectively recovered using an evaporative cooling system, yielding approximately 105 kg of steam per ton of liquid steel. This emphasizes the importance of waste heat recovery in conjunction with CO2 capture. Calcium looping stands out as a promising carbon capture technology among the available options, primarily because of its lower environmental impacts and energy penalty. Furthermore, with its operation at elevated temperatures and dependence on limestone, calcium looping presents a potential solution to reduce the emissions from steel industry. Therefore, this study focuses on the analysis of a waste heat recovery system integrated with calcium looping technology, aiming to capture CO2 and utilize waste heat from the EAF off-gas. Additionally, the potential of coal substitution with bio-coal in the EAF for achieving negative emissions is also investigated. Through a steady state analysis and by employing semi-empirical mass and energy balance equations, it was determined that capturing 90% of the CO2 emissions from a 145-ton EAF requires 12 MW of heat and 16 kg of fresh limestone per ton of liquid steel. Although the average off-gas temperature is high, it cannot be considered as a reliable heat source. Therefore, the heat demand is met by burning biomass inside the calciner. Despite the increased heat demand, the waste heat recovery system integrated with calcium looping has the potential to generate approximately 11 MW of electricity using a supercritical steam cycle. This significant output can be attributed to the elevated temperature of the off-gas and the exothermic carbonation process. The economic analysis reveals that the levelized cost for capturing and storing CO2 is 1165 SEK per ton of CO2 with a negative Net Present Value (NPV). It was noted that, a higher carbon tax could significantly enhance the economic viability of the system. Moreover, the study found that by introducing bio-coal in the EAF with a fossil coal share below 69%, it has the potential to achieve negative emissions. Furthermore, recent studies have shown an increase in the CO2 content in the off-gas when introducing bio-coal into the EAF which further enhances the efficiency and economic feasibility of carbon capture. / Stål är en av de viktigaske metallerna i världen, och det spelar en avgörande roll i olika branscher. Den ökade efterfrågan på stål har lett till ökade koldikoxidutsläpp, och stålindustrin står för cirka 7% av de globala koldioxidutsläppen. Bland de olika produktionsmetoderna har ljusbågsugnen (EAF) framstått som ett lovande alternativ, och dess marknadsandel förväntas fördubblas i framtiden. Även om EAF uppvisar hög effektivitet och ett minskat koldioxidavtryck jämfört med alternativa produktionsvägar, finns det fortfarande stort utrymme för förbättringar.  I EAF går en betydande mängd tillförd energi, mellan 15 och 30%, till spillo genom avgaserna, tillsammans med en betydande mängd CO2. För att bättre förstå det aktuella läget och pågående forskning inom hantering av avgaserna genomfördes en litteraturstudie och en preliminär analys som visade att spillvärmen från avgaserna effektivt kan återvinnas med hjälp av ett evaporativt kylsystem, vilket ger cirka 105kg ånga per ton flytande stål. Dettta understryker vikten av att återvinna spillvärme i samband med CO2-avskiljning.  Kalciumlooping framstår som en lovande teknik för koldioxidavskiljning bland de tillgängliga alternativen, främst på grund av dess lägre miljöpåverkan och energiåtgång. Eftersom kalciumlooping används vid förhöjda temperaturer och är beroende av kalksten, utgör den dessutom en potentiell lösning för att minska utsläppen från stålindustrin. Därför fokuserar denna studie på analysen av ett system för återvinning av spillvärme integrerat med kalciumlooping-teknik, i syfte att fånga in CO2 och utnyttja spillvärme från EAF-avgaserna. Dessutom undersöks potentialen för att ersätta kol med biokol i EAF för att uppnå negativa utsläpp.  Genom en steady state-analys och med hjälp av semi-empiriska mass- och energibalansekvationer fastställdes att det krävs 12 MW värme och 16 kg färsk kalksten per ton flytande stål för att fånga 90% av CO2-utsläppen från en 145-tons EAF. Även om den genomsnittliga avgastemperaturen är hög kan den inte betraktas som en tillförlitlig värmekälla. Därför tillgodoses värmebehovet genom förbränning av biomassa i kalcinatorn. Trots det ökade värmebehovet har systemet för återvinning av spillvärme integrerat med kalciumlooping potential att generera cirka 11 MW el med hjälp av en superkritisk ångcykel. Denna betydande produktion kan hänföras till den förhöjda temperaturen i avgaserna och den exoterna karbonatiseringsprocessen. Den ekonomiska analysen visar att den nivellerade kostnaden för avskiljning och lagring av CO2 är 1165 SEK per ton CO2 med ett negativt nettonuvärde (NPV). Det konstaterades att en högre koldioxidskatt skulle kunna förbättra systemets ekonomiska lönsamhet avsevärt. Dessutom visade studien att genom att introducera biokol i EAF med en andel fossilt kol under 69%, har det potential att uppnå negativa utsläpp. Nya studier har dessutom visat en ökning av koldioxidhalten i avgaserna när biokol införs i EAF, vilket ytterligare förbättrar effektiviteten och den ekonomiska genomförbarheten för koldioxidavskiljning.

Hard carbon is an important material for future fossil-free transport systems, as it is a popular choice for the production of anodes for sodium-ion batteries. Biomass is a popular carbonaceous raw material for making hard carbon. It was only noticed at first because it is a renewable energy source, but with the wide application of carbon materials in several fields, industrial manufacturing using biomass as raw material has also been studied a lot. Process simulation of biomass pyrolysis and carbonization to produce hard carbon, pyrolysis gas, and bio-oil are investigated in this thesis work. The model simulation is assumed based on the current operating data and previous literature review, where the first two models use heat exchangers, and the last case uses by-products to generate heat. Economic analysis based on operating expenses and total capital investment is given based on simulated results. The results show that the yield of hard carbon is about 17% under 1000kg/h biomass feedstock, and the economic performance of using heat exchangers is better than that of pyrolysis gas combustion to supply energy. The economic results and break-even point are used to calculate the minimum selling price, payback period, and sensitivity analysis. The calculated minimum selling price for hard carbon is about SEK 20/kg, which is within the range of the current market price, and the payback period is about 16 years. From the sensitivity analysis results, if electricity prices continue to rise, the economics of using cracked gas may become more significant. / Hårt kol är ett viktigt material för framtida fossilfria transportsystem, eftersom det är ett populärt val för tillverkning av anoder till natriumjonbatterier. Biomassa är en populär kolhaltig råvara för att tillverka hårt kol. Det märktes först bara för att det är en förnybar energikälla, men med den breda användningen av kolmaterial inom flera områden har även industriell tillverkning med biomassa som råvara studerats mycket. Processimulering av biomassa pyrolys och karbonisering för att producera hårt kol, pyrolysgas och bioolja undersöks i detta examensarbete. Modellsimuleringen antas baserat på nuvarande driftdata och tidigare litteraturgenomgång, där de två första modellerna använder värmeväxlare och det sista fallet använder biprodukter för att generera värme. Ekonomisk analys baserad på driftskostnader och totala kapitalinvesteringar ges utifrån simulerade resultat. Resultaten visar att utbytet av hårt kol är cirka 17 % under 1000 kg/h biomassaråvara, och den ekonomiska prestandan för att använda värmeväxlare är bättre än för pyrolysgas förbränning för att leverera energi. De ekonomiska resultaten och brytpunkten används för att beräkna lägsta försäljningspris, återbetalningstid och känslighetsanalys. Det beräknade lägsta försäljningspriset för hårt kol är cirka 20 kr/kg, vilket ligger inom intervallet för gällande marknadspris, och återbetalningstiden är cirka 16 år. Om elpriserna fortsätter att stiga från resultaten av känslighetsanalysen kan ekonomin med att använda krackad gas bli mer betydande.

Radio access technologies evolving fast, mobile operators have to handle an increasing amount of base stations and frequency bands for their network to continue to function. This is a costly venture for mobile network operators that continuously have to keep up to date with never-ending advancements in technologies, as base stations are costly to build and to maintain. It is therefore necessary for these companies to investigate when to close down base stations that are not necessary anymore. With the upcoming release of 5G, it is expected that 3G is going to be less and less used—as of 2018, it is already less used than 4G in developed countries.This thesis analyses the corporate data of a mobile operator, Telenor Sweden, in order to make clear which metrics are important to take into account as regards to deciding whether or not to close down a base station. It provides methods and models to help a mobile operator to take such a decision. It focuses on UMTS (3G) base stations, even though the results can be generalized for other technologies as well.It evaluates the economic feasibility of closing a base station, with regards to how many users are still connecting to it. More importantly, it explains for what reasons users’ devices switch to 3G, and investigates what can be done to avoid switching from 4G to 3G, so as to make it easier to close down a 3G site. It provides eventually a model to help to know when closing a site, given the traffic data of the operator. / Radioåtkomstteknologier utvecklas snabbt, mobiloperatörer måste hantera en ökande mängd basstationer och frekvensband för att deras nätverk fortsätter att fungera. Detta är ett dyrt satsning för mobilnätoperatörer som kontinuerligt måste hålla sig uppdaterade med oändliga tekniska framsteg, eftersom basstationerna är kostsamma att bygga och underhålla. Det är därför nödvändigt för dessa företag att undersöka när man ska stänga basstationer som inte längre är nödvändiga. Med den kommande utgåvan av 5G förväntas 3G att bli mindre och mindre används. Från och med 2018 används den redan mindre än 4G i industriländer. Denna avhandling analyserar företagsdata från en mobiloperatör, Telenor, för att klargöra vilka mätvärden som är viktiga att ta hänsyn till när det gäller att avgöra om en basstation ska stängas eller inte. Det ger metoder och modeller för att hjälpa en mobiloperatör att fatta ett sådant beslut. Den fokuserar på UMTS (3G) basstationer, även om resultaten kan generaliseras för annan teknik också. Det utvärderar den ekonomiska möjligheten att stänga en basstation, med tanke på hur många användare som fortfarande ansluter till den. Viktigare är det att det förklaras av vilka anledningar användarens enheter växlar till 3G och undersöker vad som kan göras för att undvika att växla från 4G till 3G, så att det blir lättare att stänga en 3G-basstation. Det ger så småningom en modell som hjälper till att veta när man stänger en webbplats, med tanke på operatörens trafikdata.

Research has shown that three-phase balancing alone can improve the operation of secondary distribution networks and that the addition of energy storage to the phase balancing power electronics further helps to alleviate the negative effects of phase unbalances. However, less attention has been paid to the economic potential of said technologies and particularly for loadside implementation. It appears that the deployment of phase balancers, with or without energy storage, is indeed hampered by uncertainty related to its economic feasibility, despite both technologies being commercially available. This thesis therefore aims to assess and compare the economic feasibility of the two configurations for peak shaving purposes in the context of residential property loads in Sweden. The assessment was performed using a specially developed deterministic techno-economic model taking into consideration historical load data from three Swedish real estate, cost estimations for a range of alternatives used when sizing the systems, applicable tariffs and fees for electricity and its distribution as well as technical parameters such as the capacities and efficiencies of the involved components. A novel approach was taken by linearly extrapolating the three load profiles into three sets of 91 synthesized load profiles to enable a larger dataset for analysis. The net present values generated for each set were then graphed and analyzed per original real estate. The results showed that both configurations can be economically feasible, but only under certain conditions. A phase balancer alone was found to be feasible for real estate whose peak currents are distinctly unbalanced and exceed 50 A, with the best expected rate of return for profiles exceeding 63 A since they enable a tariff switch. The combined system was found to be even more contingent on the tariff switch and therefore only feasible for peaks above 63 A. A substantial difference in the initial investment further makes the single phase balancer the preferred choice, unless the discount rate is as low as 2 % or less. On this basis, potential investors need to assess the state of unbalance of their loads and perform their own calculation based their load profile, cost of capital and applicable tariffs. / Tidigare forskning har visat att fasbalansering enskilt kan förbättra driften hos lokala distributionsnät och att ett batterisystem i tillägg till fasbalanserarens kraftelektronik ytterligare kan minska de negativa effekterna av fasobalanser. Däremot har mindre uppmärksamhet riktats mot den ekonomiska genomförbarheten hos dessa teknologier och i synnerhet för implementation på lastens sida av elmätaren. Det tycks vara så att spridningen av fasbalanserare, med eller utan energilagring, hindras av osäkerheten kring dess ekonomiska potential trots att båda teknologierna är kommersiellt tillgängliga. Detta arbete ämnar därför att värdera och jämföra den ekonomiska nyttan hos de två konfigurationerna vid toppreducering av fastighetselen i svenska bostadsfastigheter. Värderingen utfördes med hjälp av en särskilt utvecklad deterministisk tekno-ekonomisk modell som beaktade historiska lastdata från tre svenska fastigheter, kostnadsuppskattningar för en uppsättning av konfigurationer som användes vid dimensionering av systemen, applicerbara tariffer och avgifter för elektricitet och dess distribution samt tekniska parametrar såsom kapaciteter och verkningsgrader för de olika komponenterna. Ett annorlunda tillvägagångssätt tillämpades vidare för att utöka datamängden genom linjär extrapolation av lastprofilerna, vilket resulterade i tre uppsättningar av 91 syntetiserade lastprofiler. Nettonuvärdet beräknades följaktligen för varje profil och investeringsalternativ för att sedan plottas och analyseras per ursprunglig fastighet. Resultaten visade att båda konfigurationerna kan uppvisa lönsamhet, men endast under särskilda förutsättningar. Den enskilda fasbalanseraren bedömdes som lönsam för fastigheter vars strömtoppar är påtagligt obalanserade och som överstiger 50 A, med största möjliga lönsamhet för profiler som överstiger 63 A då dessa möjliggör ett tariffbyte. Det kombinerade systemets lönsamhet bedömdes vara ännu mer beroende av tariffbytet och därför endast lönsamt för strömtoppar över 63 A. En betydligt större grundinvestering för det kombinerade systemet gör vidare att den enskilda fasbalanseraren i regel är att föredra, såvida inte kalkylräntan är så låg som 2 % eller mindre. Baserat på detta uppmanas potentiella investerare att undersöka balanstillståndet hos deras laster och att utföra en egen kalkyl baserat på deras specifika last, kapitalkostnad och nätföretag.

Efforts to mitigate climate change and current geopolitical disruptions have revealed that changes to the existing energy system are urgently required to offer sustainable and secure energy for Europe. Hence, the role of conventional thermal power plants is being challenged and new technologies providing additional functionality for the power grid are pushing into the market. Thus, system perspectives and considerations of synergies between different technologies become more important. Current research efforts are focused on the hybridization of renewable technologies, sector coupling, and repurposing of existing energy infrastructure. Nevertheless, literature is still lacking a system perspective analysis of these combined topics. For this purpose, a case study on integrating the existing Mellach combined cycle gas turbine (CCGT) power plant into a hybrid energy system dominated by PV and wind power via hydrogen production facilities is performed. The performance of this innovative storage power plant (ISPP) is assessed through an optimization-based techno-economic-environmental analysis. Further, the sensitivity of such a system to external uncertainties such as the electricity price, component costs, or CO2 emission pricing is evaluated.  Under the assumptions made, the retrofitting of the CCGT to be (co-)fired with hydrogen does not provide an economically feasible solution for repurposing the power plant. The results indicate that the highest revenues are obtained when natural gas firing in the CCGT is enabled. Simultaneously, this also causes the highest CO2 emissions. However, natural gas needs to be phased-out by 2030 to meet Austria’s climate target. Combining renewables with hydrogen-firing of the CCGT system or sales to the hydrogen market increases the system flexibility and resilience to external influences. However, the revenue streams from continuing the CCGT operation cannot offset the initial investment costs of the turbine upgrade. The investigated ISPP is subject to several uncertainties. Depending on the development of certain components or market properties, utilizing the existing power block through sector coupling with hydrogen can improve the system economics. Eventually, this can make the system profitable depending on the developments. The investigated system behavior shows an improved utilization of renewable energy by converting it into hydrogen instead of curtailing or selling the electricity at a low price. Hence, the investigated set of components is most profitable when the installed renewable energy capacity is a multiple of the maximum electric power of the existing CCGT power block. On the other hand, providing the option of blending natural gas with hydrogen is not economically beneficial under the assumptions made. Further, the results showed that an increase in EU ETS CO2 certificate prices would improve the profitability of the ISPP compared to the state-of-the-art operation with natural gas. Another finding of the analysis is the sensitivity of the hydrogen system to the electrolyzer cost. Meeting the near-term electrolyzer cost development target would significantly increase the optimal hydrogen system sizing, as well as the economic performance of the entire power plant. Additionally, the system can balance the power grid by operating the electrolyzer using grid electricity purchased at negative prices during hours of power oversupply, which is not possible in the existing configuration. It can be concluded that the investigated ISPP is more resilient to external influences given its enhanced operation flexibility and different revenue streams. / Bemötande av klimatförändringar och nuvarande geopolitiska störningar har avslöjat att förändringar av det befintliga energisystemet är nödvändiga för att erbjuda hållbar och säker energi för Europa. Därför ifrågasätts rollen för konventionella termiska kraftverk och nya teknologier som erbjuder ytterligare funktionalitet för elnätet gör sin inmarsch på marknaden. Därmed blir systemperspektiv och överväganden av synergier mellan olika teknologier allt viktigare. Aktuell forskning fokuserar på hybridisering av förnybara teknologier, sektorkoppling och omdaning av befintlig energiinfrastruktur. Trots detta saknas fortfarande en systemperspektivsanalys av dessa kombinerade ämnen i litteraturen. För detta ändamål genomförs en fallstudie om integrering av det befintliga kombikraftverket (CCGT) i Mellach i ett hybridenergisystem dominerat av sol- och vindkraft via vätgasproduktionsanläggningar. Prestandan för detta innovativa lagringskraftverk (ISPP) utvärderas genom en optimeringsbaserad teknisk-ekonomisk-miljömässig analys. Dessutom utvärderas känsligheten hos ett sådant system för externa osäkerheter som elpriset, komponentkostnader eller prissättning av koldioxidutsläpp. Under de antaganden som gjorts ger ombyggnaden av CCGT för att använda (co-)eldning med vätgas inte en ekonomiskt genomförbar lösning för omdaning av kraftverket. Resultaten indikerar att de högsta intäkterna uppnås när naturgaseldning i CCGT tillåts. Samtidigt orsakar detta också de högsta koldioxidutsläppen. Dock behöver naturgas fasas ut före 2030 för att uppnå Österrikes klimatmål. Att kombinera förnybara energikällor med vätgaseldning av CCGT-systemet eller försäljning till vätgasmarknaden ökar systemets flexibilitet och motståndskraft mot externa påverkan. Intäktsströmmarna från fortsatt drift av CCGT kan dock inte kompensera för de initiala investeringskostnaderna för uppgraderingen av turbinen. Det undersökta ISPP påverkas av flera osäkerheter. Beroende på utvecklingen av vissa komponenter eller marknadsegenskaper kan användningen av det befintliga kraftblocket genom sektorkoppling med vätgas förbättra systemekonomin. Slutligen kan detta göra systemet lönsamt beroende på utvecklingen. Det undersökta systembeteendet visar en förbättrad användning av förnybar energi genom att omvandla den till vätgas istället för att avbryta eller sälja el till ett lågt pris. Därför är det undersökta komponentsystemet mest lönsamt när den installerade kapaciteten för förnybar energi är flera gånger den maximala elektriska effekten hos det befintliga CCGT-kraftblocket. Å andra sidan är möjligheten att blanda naturgas med vätgas inte ekonomiskt fördelaktig under de antaganden som gjorts. Dessutom visade resultaten att en ökning av EU ETS-koldioxidcertifikatpriserna skulle förbättra lönsamheten för ISPP jämfört med dagens drift med naturgas. En annan slutsats från analysen är känsligheten hos vätgassystemet för elektrolysatorns kostnad. Att uppnå den närtidsmål för kostnadsutveckling för elektrolysatorn skulle signifikant öka den optimala storleken på vätgassystemet, liksom den ekonomiska prestandan för hela kraftverket. Dessutom kan systemet balansera elnätet genom att driva elektrolysatorn med el från elnätet som köps till negativa priser under timmar av överflödig kraft, vilket inte är möjligt i den befintliga konfigurationen. Slutsatsen är att det undersökta ISPP är mer motståndskraftigt mot externa påverkan med tanke på dess förbättrade driftflexibilitet och olika intäktsströmmar.

In face of climate change, Europe and other global actors are in the process of transitioning to carbon-neutral economies, aiming to phase out of fossil fuels and power industries with renewable energies. Hydrogen is going to play a crucial role in the transition, replacing fossil fuels in hard-to-decarbonize industries and acting as energy carrier and energy storage for renewable electricity. However, the hydrogen production method with the lowest carbon intensity, water electrolysis in combination with renewable electricity, is often not cost competitive to other production methods. Even though policies and initiatives are providing subsidies to scale up low-carbon hydrogen production, companies hesitate to invest due to the complexity of hydrogen production systems and the uncertainties of cost competitiveness. This research aims to develop a tool for optimizing the capacity of a water electrolysis system to produce low-carbon hydrogen and to lay the groundwork for optimizing the operation of electrolysis hydrogen production plants. The objective is to find the optimal plant capacity to achieve the lowest cost of hydrogen production for a defined hydrogen demand and energy supply. The scope is limited to the electrolysis system as optimizing asset which is modeled with technology-specific costs and characteristics, gained from manufacturer interviews and internal company data. This includes the often neglected characteristics of load-dependent efficiency and degradation effects. Further, the tool is enabled to buy and sell electricity on the spot market according to predicted prices in order to minimize the electricity costs. The developed tool is tested, benchmarked and applied to two different industry-based test scenarios in Germany and Portugal. The test scenario in Germany describes a mid-scale hydrogen production case for a transport application with a demand increase over 10 years (80 to 1,800 tons per year) and regional renewable energy supply via power purchase agreements. The lowest costs of hydrogen production for this scenario can be reached with an alkaline electrolysis system of a capacity of 16 MWel considering only renewable energy sources, achieving a LCOH of 4.75 €/kg of green hydrogen. The second test scenario describes a large-scale production case in Portugal for application in the refinery industry. The yearly hydrogen demand increases from 5,000 tons up to 17,100 tons within three years and is assumed to stay constant for the residual years. The electricity for the electrolysis process is secured through large solar PV and offshore wind power purchase agreements. Utilizing the alkaline electrolysis technology with a capacity of 128 MWel, a LCOH of 3.31 €/kg of green hydrogen can be achieved at the output point of the plant. The study concludes that the optimal solution and the achievable hydrogen production costs are highly dependent on the hydrogen demand (quantity and profile), the energy supply (quantity, profile, costs), and the chosen technology (efficiency, degradation, costs) and need to be evaluated under the case-specific prerequisites. The thesis further highlights the significant impact of the electrolysis system efficiency and capital expenditures on the capacity decision and achievable hydrogen production costs. / Mot bakgrund av klimatförändringarna håller Europa och andra globala aktörer på att ställa om till koldioxidneutrala ekonomier, med målet att fasa ut fossila bränslen och driva industrier med förnybara energikällor. Vätgas kommer att spela en avgörande roll i omställningen genom att ersätta fossila bränslen i industrier som är svåra att koldioxidneutralisera och fungera som energibärare och energilagring för förnybar el. Den metod för vätgasproduktion som har lägst koldioxidintensitet, vattenelektrolys i kombination med förnybar el, är dock ofta inte kostnadsmässigt konkurrenskraftig i förhållande till andra produktionsmetoder. Även om politik och initiativ tillhandahåller subventioner för att skala upp koldioxidsnål vätgasproduktion, tvekar företagen på grund av komplexiteten i vätgasproduktionssystemen och osäkerheten kring konkurrenskraften. Denna forskning syftar till att utveckla ett verktyg för att optimera kapaciteten hos ett vattenelektrolyssystem för att producera grön vätgas och att lägga grunden för att optimera driften av elektrolysanläggningar för vätgasproduktion. Målet är att hitta den optimala anläggningskapaciteten för att uppnå den lägsta kostnaden för vätgasproduktion för en definierad vätgasefterfrågan och definierad energiförsörjning. Omfattningen är begränsad till elektrolyssystemet som en optimerande tillgång som modelleras med teknikspecifika kostnader och egenskaper, hämtade från tillverkar-intervjuer och från företags interna marknadsdata. Detta inkluderar de ofta försummade egenskaperna hos lastberoende effektivitet och degraderingseffekter. Vidare kan verktyget köpa och sälja el på spotmarknaden enligt förutspådda priser för att minimera elkostnaderna. Det utvecklade verktyget testas, jämförs och tillämpas på två olika industribaserade testscenarier i Tyskland och Portugal. Testscenariot i Tyskland beskriver en medelstor vätgasproduktion för en transporttillämpning där efterfrågan ökar över 10 år (80 till 1 800 ton per år) och regional förnybar energiförsörjning via energiköpsavtal (power purchase agreements). De lägsta kostnaderna för vätgasproduktion för detta scenario kan uppnås med ett alkaliskt elektrolyssystem med en kapacitet på 16 MWel som endast använder förnyelsebara energikällor och uppnår en LCOH på 4,75 €/kg grön vätgas. Det andra testscenariot beskriver en storskalig vätgasproduktion i Portugal för tillämpning inom raffinaderi-industrin. Det årliga vätgasbehovet ökas från 5 000 ton till 17 100 ton inom tre år och antogs förbli konstant under de återstående åren. El för elektrolysprocessen säkras genom stora energiköpsavtal (power purchase agreements) för solceller och havsbaserad vindkraft. Genom att använda alkalisk elektrolysteknik med en kapacitet på 128 MWel kan en LCOH på 3,31 €/kg grön vätgas uppnås vid anläggningens utgångspunkt. Studien visar att den optimala lösningen och de uppnåbara vätgasproduktionskostnaderna är starkt beroende av vätgasbehovet (mängd och profil), energiförsörjningen (mängd, profil, kostnader) och den valda tekniken (effektivitet, nedbrytning, kostnader) och måste utvärderas utifrån de fallspecifika förutsättningarna. Avhandlingen belyser vidare den betydande inverkan som elektrolyssystemets effektivitet och kapitalutgifter har på kapacitetsbeslutet och de uppnåeliga kostnaderna för vätgasproduktion.

Most energy solutions in developing countries focus primarily on solving domestic energy demands of their growing populations without due consideration of sustainable development. On the other hand, in most of these countries, a segment of energy users that has not received enough attention from governments and institutions regarding appropriate energy solutions is the productive sector. This sector is mainly composed by small and medium-sized industries and ventures that greatly contribute to the countries’ economy, as in the case of Bolivia. However, the low investment capacity, the lack of knowledge, training and insufficient support from local and national governments do not allow these solutions to arrive as expected. Although many of these sectors have the potential to apply energy solutions utilizing alternative energy sources, as the waste generated by the activity, this work has not materialized. This is the case of the dairy farmers in central Bolivia, who do not have an adequate management of farm waste. This problem contributes negatively to the contamination of the local and global environment.  This study explores solutions of combined energy systems applied to the dairy sector of Bolivia. The two cases under investigation consider the utilization of waste from farms to produce biogas, which drives the proposed systems. The first solution focuses on a polygeneration system featuring either an internal combustion engine or internally fired microturbine for the simultaneous provision of biogas for cooking, electricity, refrigeration, and fertilizer. The second system involves trigeneration i.e. absorption chiller integrated to an externally fired microturbine for supplying electricity, refrigeration and hot water. Analysis methods include determination of levelized cost of services, payback period, primary energy rates and energy saving rates.  The techno-economic assessment for the polygeneration system shows that the costs of the supplied services are still attractive when compared to subsidized prices of fossil fuel-based services in the market if the investment capital of this system is partially subsidized. The biogas cost from the system is lower than the cost of conventional gas used for cooking. The use of the internal combustion engine results in a lower electricity cost than using the microturbine. The refrigeration cost is slightly higher than conventional refrigeration for both cases. A sensitivity analysis shows that the cost for feedstock (cow dung) can be increased while maintaining an attractive price of biogas, and that subsidies on investment capital cause a reduction in the services costs. In the case of energy performance evaluation of the trigeneration system it was found to be more efficient in terms of energy utilization than conventional fossil fuel-based solutions, and this leads to energy savings.  Finally, it is shown that combined energy systems applied to the Bolivian dairy sector are competitive in terms of their economic feasibility and energy performance. / De flesta energilösningar i utvecklingsländer fokuserar på att lösa inhemska energibehov för sina växande populationer utan att ta hänsyn till hållbar utveckling. Å andra sidan är ett segment av energianvändare den produktiva sektorn, som inte fått tillräckligt med uppmärksamhet från regeringar och institutioner när det gäller lämpliga energilösningar. Denna sektor består huvudsakligen av små och medelstora industrier och företag som i hög grad bidrar till ländernas ekonomi, vilket är fallet med Bolivia. Låg investeringskapacitet, brist på kunskap, utbildning och otillräckligt stöd från lokala och nationella regeringar tillåter dock inte att dessa lösningar kommer fram som förväntat. Även om många av dessa sektorer har potential att tillämpa energilösningar som använder alternativa energikällor, som det avfall som genereras av verksamheten, har detta inte exploaterats i nämnvärd grad. Detta gäller bland annat mjölkbönderna i centrala Bolivia, som inte har en adekvat hantering av jordbruksavfal, vilket bidrar negativt till föroreningar av den lokala och globala miljön. Denna studie undersöker lösningar med kombinerade energisystem för mjölkhantering i Bolivia. De två fall som undersöks gäller användningen av avfall från gårdar för att producera biogas, som driver de föreslagna systemen. Den första lösningen fokuserar på ett polygenerationssystem som innehåller antingen en förbränningsmotor eller mikroturbin med klassisk intern förbränning. Systemet möjliggör samtidig försörjning av biogas för matlagning och elgenerering, bl.a. för kylning samt ger gödningsmedel som restprodukt. Det andra systemet innefattar tri-gereration, dvs en absorptionskylare integrerad med en externt driven mikroturbin för att leverera el, kylning och varmt vatten. Analysmetoder innefattar bestämning av driftkostnader för de olika energitjänsterna, återbetalningsperiod, förbrukad primärenergi och relativ energibesparing. En teknisk-ekonomisk analys av polygenerationssystemet visar att kostnaderna för de tillhandahållna tjänsterna är attraktiva i förhållande till de subventionerade priserna på tjänster på marknaden om subventioner tillämpas på investeringskapitalet. Kostnaden för biogas från systemet är lägre än kostnaden för konventionell gas som används för matlagning. Användning av en förbränningsmotor resulterar i en lägre elkostnad än att använda en mikroturbin. Kylkostnaden är något högre än med konventionell kylning för båda fallen. En känslighetsanalys visar att kostnaden för råvaror (kogödsel) kan tillåtas öka, samtidigt som ett attraktivt biogaspris bibehålls, och att subventioner på investeringskapital leder till en minskning av kostnaderna för energitjänsterna. När det gäller utvärdering av energiprestanda för tri-gererationssystemet visade sig det vara mer effektivt när det gäller energianvändning än konventionella lösningar baserade på fossila bränslen, vilket leder till energibesparingar. Slutligen visas att kombinerade energisystem som tillämpas på mjölkhanteringssektorn är konkurrenskraftiga när det gäller den ekonomiska genomförbarheten och energiprestanda.

In order to keep the Paris Agreement's goal of limiting global warming to well below 2°C, greenhouse gas emissions should be reduced. However, larger measures need to be implemented as it has been established that today's measures will not be enough. The Port of Gävle has plans to install a water electrolyser for hydrogen production of either Proton Exchange Membrane (PEM) or Alkaline Water Electrolysis(AWE). The size of the electrolyser will be approximately 10 MW and will have the capacity to produce 2,000 tons of fossil-free hydrogen per year that might supply 100 heavy trucks. However, it is currently cheaper with fossil hydrogen production. Therefore, an article review is conducted containing a calculation part where the purpose is to investigate the amount of by-products produced and whether they can be sold in other areas of use to make renewable hydrogen more economically competitive. Information for the study has been retrieved from databases, search engines, companies, authorities and individuals deemed relevant to the study. The by-products from the 10 MW electrolyser in the Port of Gävle have been compared with 1,5 MW and 17 MW electrolysers, then a sensitivity analysis has also beenperformed on the 10 MW electrolysers. The potentially generated heat depends on the type of electrolyser where AWE generates 77 MWh of residual heat per day and PEM potentially generates 67 MWh of residual heat per day. Furthermore, AWE needs 64 kWh of electricity to produce 1 kg of hydrogen while PEM needs 66,5 kWh of electricity per kg of hydrogen produced. Revenues from residual heat sales for AWE were estimated annually to approximately 7 million SEK and for PEM approximately 6 million SEK. For electrolysis-produced oxygen to compete with cryogenic oxygen, the price should not exceed 108 SEK/tonne. For the 10 MW electrolyser, oxygen sales are estimated to generate approximately 1,1 million SEK annually for both AWE and PEM. Total income for AWE will annually be just over 8,1 million SEK and 7.1million SEK annually for PEM. The AWE process is then preferable as it is more economically sustainable as the income from the by-products is 12% higher than PEM due to higher production of oxygen and greater generation of residual heat. / För att hålla Parisavtalets mål att begränsa den globala uppvärmningen till väl under 2°C bör utsläppen av växthusgaser minska. Däremot behöver större åtgärder genomföras då det har konstaterats att dagens åtgärder inte kommer att räcka. Gävle hamn har planer på att installera en vattenelektrolysör för vätgasproduktion av antingen Protonutbytesmembran (PEM) eller Alkalisk vattenelektrolys (AWE). Storleken på elektrolysören kommer vara ungefär 10 MW och har kapaciteten att producera 2000 ton fossilfri vätgas per år som kan försörja 100 tunga lastbilar. Dock är det i dagsläget billigare med fossil vätgasproduktion. Därför genomförs en litteraturstudie innehållande en beräkningsdel. Där syftet är att undersöka mängden biprodukter som produceras samt om de kan säljas inom andra områden för att göra förnyelsebar vätgas mer ekonomiskt konkurrenskraftig. Information för studien har hämtats från databaser, sökmotorer, företag, myndigheter och enskilda personer som ansetts relevanta för studien. Biprodukterna från 10 MW elektrolysören i Gävle hamn har jämförts med 1,5 MW och 17 MW elektrolysörer, sedan har även en känslighetsanalys utförts på elektrolysörerna. Potentialen att generera värme beror på typen av elektrolysör där AWE genererar 77 MWh restvärme per dygn och PEM genererar potentiellt 67 MWh restvärme per dygn. Vidare behöver AWE 64 kWh el för att producera 1 kg vätgas medan PEM behöver 66,5 kWh el per producerat kg vätgas. Intäkterna från restvärmeförsäljningen för AWE beräknades årligen till ungefär 7mnSEK och för PEM ungefär 6 mnSEK. För att elektrolysframställd syrgas ska kunna konkurrera med kryogent framställd syrgas bör inte priset övergå 108 SEK/ton. För 10 MW elektrolysören beräknas syrgasförsäljningen kunna inbringa omkring 1,1 mnSEK årligen både för AWE och PEM. Totala inkomsten för AWE blir drygt 8,1 mnSEK/år och 7,1 mnSEK/år för PEM. AWE processen är att föredra då den är mer ekonomiskt hållbar då inkomsten från biprodukterna är 12% högre än PEM på grund av högre produktion av syrgas samt större generering av restvärme.

By 2020 there will be 50 billion connected devices over the Internet. With the fast-increasing data traffic demand in both fixed and mobile networks, network operators need to migrate networks towards next generation solutions. The network migration requires the enormous investment in equipment and infrastructure, while the revenues are not expected to grow significantly. Therefore, one of the main challenges for network operators is to find out a proper cost-effective optical network solution that can match future high capacity demand and flexibly support multiple network services on a common network infrastructure. The first part of the thesis addresses the Active Optical Network (AON) and its migration strategies towards Next Generation Optical Access (NGOA) solutions. Several migration strategies are proposed from the perspective of network topology, data plane and control plane. A general methodology for Techno-Economic analysis has been developed and applied to the Total Cost of Ownership (TCO) calculation of different NGOA solutions. The thesis provides a complete cost evaluation of AON migration paths, which can be used by network operators to assess the economic feasibility of network migration. A converged Optical Transport Network (OTN) that can serve both fixed and mobile network services is beneficial from the cost-saving perspective. However, the different types of services, require different network performance. The second part of the thesis focuses on the investigation of the converged OTN that can be flexibly and timely adjusted to satisfy varying service conditions. A programmable OTN featured with Wavelength Division Multiplexing (WDM) in the data plane and Software Defined Networking (SDN) in control plane has been proposed. To demonstrate the benefits of the converged OTN, the thesis also provides a multi-domain orchestration architecture for the multiple network services.  The resource orchestration, across three network domains: OTN, mobile network and cloud, enables agile service creation and optimized resource allocation among the multiple domains. / <p>QC 20170512</p>