Baigiamajame magistro darbe nagrinėjamos decentralizuoto (paskirstytojo) generavimo ir atsinaujinančių energijos išteklių panaudojimo sprendimai, aprūpinant pastatą įvairia energija – šiluma, vėsa, karštu vandeniu, elektra. Energija aprūpinama panaudojant tokius įrenginius – kogeneratorių, kompresorinę ir absorbcinę šaldymo mašinas, saulės kolektorius, dujinį katilą. Apibūdinami pasirinkti įrenginiai, jų veikimo principai, savybės, atskleidžiami jų privalumai ir trūkumai. Parengiamos trys alternatyvių variantų principinės energijos sistemų schemos, suformuotos iš minėtų įrenginių derinių. Pristatomi šių alternatyvių įvairios eneregijos gaminimo variantų galios ir energijos kiekių rodikliai. Parenkamas optimalus naujų technologijų derinys. Alternatyvių variantų ekonominis pagrįstumas įvertinamas, parenkant optimalų energijos generatorių derinį atsižvelgiant į jų bendrą atsiperkamumą. Apibendrinus teorines žinias ir gautus skaičiavimo rezultatus, pateikiamos baigiamojo darbo išvados ir pasiūlymai. Darbą sudaro 6 dalys: įvadas, teorin�� dalis, analizinė dalis, ekonominė dalis, išvados ir pasiūlymai, literatūros sąrašas. Darbo apimtis – 61 psl. teksto be priedų, 34 iliustr., 11 lent., 46 literatūros šaltiniai. Atskirai pridedami darbo priedai. / Solutions of decentralized (distributed) production and application of renewable energy sources in the case of different energy - like heating, cooling, hot water, electricity - supply for a building were analyzed in the final master thesis work. Energy supply sources are cogenerator, compressor and absorption cooling machines, solar collectors, gas boiler. Selected devices, their principles of work, characteristics, their advantages and disadvantages were described. Three schemes of principal energy system alternative were described, using combinations of devices mentioned above. Power and energy amount indexes of different energy generating alternatives were specified. The optimal combinations of new technologies were selected. After the optimal combination of energy generating system was done, economical validity of alternatives were estimated taking into account their total payback time. After theory and received results were summarized, the conclusions and suggestions were presented in the end of the final master work. Work consists of 6 parts: introduction, theory, analysis part, economical part, conclusions and suggestions, literature source. Size of Work: 61 pages of text excluding the appendixes, 34 pictures, 11 tables, 46 literature sources. Appendixes of the work are attached separately.

District cooling supply is vital for service, commercial and industrial sectors like hospitals, data centers, supermarkets and sensitive laboratory facilities. The main cooling demand in the case of Sweden also originates from these sectors. The cooling demand in Stockholm is expanding mainly because of demand for comfort cooling, and data centers are rising. To cover the existing cooling demand and rising cooling demand, different cooling strategies have to be employed for optimal production of cold. This project concerns the optimization of such a district cooling system with primarily cold storage. This is achieved by choosing a case study network, namely considering the district cooling network of Norrenergi AB, in Sweden. Norrenergi AB is a company involved in supplying district cooling for cold consumers situated around Solna and Sundbyberg regions. The company provides around 70 GWh district cooling per year. The sources for the district cooling supply are free cooling, electrically driven chillers, and cold recovery from heat pumps. Besides these cold sources, currently, the parts of the peak cold demand are shaved using cold storage that is more cost-effectively charged during night-time, adopting the concept of power-to-cold. In running the district cooling system operation, Norrenergi AB’s current electricity mix is 100% renewable. In this thesis work, the existing district cooling network of Norrenergi AB is modeled using BoFiT optimization software (which is the base scenario), and then four future scenarios are developed, considering new, additional cold storages. The scenarios developed were meant to further optimize the existing district cooling grid to cater to the same existing total demand. This is assessed by integrating respective cold storages having larger (i.e., 15 MW capacity) or smaller (i.e., two cold storages each with 3 MW capacity) into the existing district cooling grid. The 15 MW capacity cold storage is integrated into Sundbybergsverket (Scenario 1) and in Frösundaverket (Scenario 2). While, from the smaller cold storages, the first one is integrated into the system in a manner that it supplies cooling for selected cooling customers, that is Scenario 3. The second small cold storage integrated in a way that supplies cooling to the entire grid, which is Scenario 4. Similar to the existing cold storage, in developed scenarios as well, the power-to-cold concept is utilized by charging the cold storage during the time in which the electricity price is lower (i.e., at night). The key outcome of this thesis work reveals that all the developed scenarios lead to cost savings in terms of the consumed electricity for producing DC. The achieved cost saving from each of the four scenarios developed are 23%, 4%, 13%, and 14%, respectively. Among all these scenarios, the first scenario has led to the largest cutback of DC production cost and impliesthat incorporating larger cold storages in cooling production plants results in higher savings. A performed sensitivity analysis also implies that increasing the supply capacity of free cooling results in production cost savings. Besides, an increased cooling capacity by 30% with respect to the base scenario results in a 10.6% cost saving. This saving infers that it is good to utilize free cooling as far as there is an opportunity to increase the use of free cooling. / Tillgången på kyla är i dag avgörande för service, kommersiella och industriella sektorer som sjukhus, serverhallar, kontor, stormarknader och känsliga laboratorieanläggningar. Den huvudsakliga efterfrågan på kyla i Sverige härstammar också från dessa sektorer. Kylbehovet i Stockholm expanderar främst på grund av efterfrågan på komfortkyla och serverhallar stiger. För att täcka det befintliga kylbehovet och den stigande efterfrågan på kyla, kan olika strategier användas för att uppnå en optimal production av kyla. Detta projekt handlar om optimering av ett fjärrkylsystem med kyllager. Detta har genomförts genom en fallstudie baserad på Norrenergis fjärrkylanät i Sverige. Norrenergi AB är ett företag som bl.a levererar fjärrkyla till kunder i Solna och Sundbyberg. Bolaget levererar cirka 70 GWh fjärrkyla per år, med hjälp av frikyla, kylmaskiner och värmepumpar. Förutom ovannämnda produktion används ett fjärrkyllager för att leverera fjärrkyla och jämna ut lasten över dygnet, och detta laddas när behovet av fjärrkyla är lägre. Elen som används för att producera Norrenergis fjärrkyla är helt förnybar. I detta examensarbete har Norrenergis befintliga fjärrkylanät modellerats med hjälp av BoFiT optimeringsprogram och sedan har fyra framtida scenarion utvecklats, med nya, distribuerade kyllager. De scenarierna som utvecklades var tänkta att ytterligare optimera det befintliga fjärrkylanätet, för att tillgodose samma befintliga totala efterfrågan. Detta bedöms genom att integrera kyllager av olika kapacitet i befintligt fjärrkylanät - ett större 15 MW lager eller två kyllager om vadera 3 MW kapacitet. Ett 15 MW fjärrkyllager integreras i Sundbybergsverket (scenario 1) och i Frösundaverket (scenario 2). De mindre fjärrkyllagren integreras i systemet så att kylning levereras till utvalda kunder (scenario 3). I scenario 4 integreras de mindre lagren så att kylning levereras till hela nätet. Precis som med det existerande kyllagret, ska dessa nya lager i de olika scenariona laddas under natten då elpriset är lägre, därav namnet kraftkyla. De viktigaste resultaten ur detta examensarbete visade att alla utvecklade scenarion ledde till kostnadsbesparingar med hänsyn till elförbrukningen. De uppnådda kostnadsbesparingarna från de fyra scenariona var 23%, 4%, 13% respektive 14%. Bland alla scenarier, leder det första scenariot den största besparingen av produktionskostnaden och medför att integrering av kyllager vid produktionsanläggningarna resulterar i högre besparingar. Den känslighetsanalys som genomfördes innebar också att en ökning av leveranskapaciteten för frikyla leder till besparingar i produktionskostnaderna. En ökad frikylkapacitet med 30% med avseende på basscenariot resulterade i 1% kostnadsbesparing. Denna kostnadsbesparing visar också att det är bra att använda frikyla så länge möjligheten finns att öka användandet av frikyla.

Studien använder linjärprogrammering för att optimera driften av det termiska energisystemet på Karlstad centralsjukhus ur ett ekonomiskt perspektiv. Bakgrunden till studien är de höga elpriser som rådde under slutet av 2021 samt att det i dagsläget finns kunskapsluckor angående hur systemet bör köras optimalt. Studien baseras på driftdata från 2021. Energisystemet som optimeras är uppbyggt av kylvärmepumpar, bergvärmepumpar, kylmaskiner, frikyla, fjärrvärme och marklager. Ett förhållande för hur många kWh termisk energi som produceras per tillförd kWh el tas fram för samtliga komponenter, vilket sedan används för att modellera energisystemet. Optimering av systemet ger vilka komponenter som skall användas vid olika tidpunkter för att uppfylla ett bestämt värmebehov och kylbehov. Resultatet i form av optimal drift under 2021 analyseras och används för att ta fram driftrekommendationer för energisystemet i framtiden. En metod för att teoretiskt begränsa marklagrets kapacitet vid optimering presenteras. Metodenanvänder nettoenergi till marklagret över en specifik tidsperiod för att approximera temperaturen på brinevätskan ut ur marklagret. Genom att sätta temperaturbegränsningar på brinevätskan kan därigenom nettoenergin till marklagret begränsas. Baserat på data från 2021 tillåts nettoenergin till marklagretvariera mellan -14 700 kWh och 12 500 kWh per 24 timmar. Resultaten visar att det under vintern är fördelaktigt att primärt använda bergvärmepumparna A-D i kombination med frikyla. Sekundärt används kylvärmepumparna E-F. Skillnaden mellan primär och sekundär systemlösning är liten och de båda kan ses som relativt likvärdiga. Fjärrvärme används enbart som sista alternativ under vintern. Energikällan för bergvärmepumparna bör variera mellan Klarälven och marklager med avsikt att utnyttja marklagrets kapacitet optimalt. Vår och höst fallet är till stora delar likvärdigt med vinterfallet med undantaget att det innehåller fler variationer till följd av förändringar i omgivande förutsättningar. Under sommaren bör enbart fjärrvärme användas för att tillgodose värmebehovet. Frikyla och kylmaskinerna 2-3 används för att tillgodose kylbehovet. Frikyla reserveras till att användas under de tidpunkter då kylbehovet är som högst. Effektavgiften för fjärrvärme står för 25,7 % av total driftkostnad i optimalt driftfall. För att minska kostnaderna anses det därför viktigt att kapa effekttopparna för fjärrvärme. Studien undersöker eventuella fördelar med att koppla frikyle-värmeväxlaren mot Klarälven med avsikt att kunna utnyttja den mer än vad som görs i dagsläget. Systemlösningen ger ingen signifikant minskning av driftkostnader vid simulering av ett års drift. Det kan dock vara fördelaktigt att koppla frikyla mot Klarälven ur perspektivet att kunna justera nettoenergin till marklagret för att förhindra långsiktiga temperaturförändringar i berggrunden. Årlig driftkostnad kan minskas genom att öka maxkapaciteten för värmepumparna. En ökning avbergvärmepumparnas kapacitet motsvarande en komponent minskar total årlig kostnad med 4,6 %. En ökning av kylvärmepumparnas kapacitet motsvarande en komponent minskar total årlig kostnad med 1,5 %. Att öka maxkapaciteten för övriga komponenter ger ingen signifikant förändring av årlig driftkostnad. Förbättring av studien innebär att basera modellen på bättre indata samt ta hänsyn till fler detaljer i systemet. Vidare studier bör fokusera på att tillämpa resultaten för att verifiera dem i verkligheten samt göra investeringskalkyler över att utöka kapaciteten för värmepumparna. / The study uses linear programming to optimize the operation of the thermal energy system at Karlstad Central Hospital from an economic perspective. The background to the study is the high electricity prices that occurred at the end of 2021 and the fact that there are currently knowledge gaps regarding how the system should be run optimally. The study is based on operational data from 2021. The energy system that is optimized is made up of cooling heat pumps, ground source heat pumps, cooling machines, free cooling, district heating and ground storage. A ratio for how many kWh of thermal energy that is produced per kWh of supplied electricity was produced for all components, which was then used to model the energy system. Optimization of the system provides which components are to be used at different times to meet a specific heating and cooling demand. The result in the form of optimal operation during 2021 is analyzed and used to produce operating recommendations for the energy system in the future. A method for theoretically limiting the capacity of the ground storage during optimization is presented. The method uses net energy to the ground storage over a specific period of time to approximate the temperature of the brine liquid out of the ground storage. By setting temperature limits on the brine liquid, the net energy to the ground storage can thereby be limited. Based on data from 2021, the net energy to the ground storage is allowed to vary between -14 700 kWh and 12 500 kWh per 24 hours. The results show that during the winter it is advantageous to primarily use the ground source heat pumps A-D in combination with free cooling. Secondary, the cooling heat pumps E-F are used. The difference between primary and secondary system solution is small and the two can be seen as relatively equivalent. District heating is only used as a last resort during the winter. The energy source for the ground source heat pumps should vary between the Klarälven river and the ground storage with the intention of utilizing the capacity of the ground storage optimally. The spring and autumn case is largely equivalent to the winter case, with the exception that it contains more variations as a result of changes in surrounding conditions. During the summer, only district heating should be used to meet the heat demand. Free cooling and cooling machines 2-3 are used to meet the cooling needs. Free cooling is reserved for use during the times when the cooling demand is at its highest.The power fee for district heating accounts for 25.7% of the total operating cost in the optimal operating case. To reduce costs, it is therefore considered important to cut the power peaks for district heating. The study examines the possible benefits of connecting the free cooling heat exchanger to the Klarälven river with the intention of being able to use it more than what is currently the case. The system solution does not provide a significant reduction in operating costs when simulating one year of operation. It might however be advantageous to connect free cooling to the Klarälven river from the perspective of being able to adjust the net energy to the ground storage to prevent long-term temperature changes in the bedrock. Annual operating costs can be reduced by increasing the maximum capacity of the heat pumps. An increase in the capacity of the ground source heat pumps equivalent to one component reduces the total annual cost by 4.6%. An increase in the capacity of the cooling heat pumps equivalent to one component reduces the total annual cost by 1.5%. Increasing the maximum capacity for the other components does not result in a significant change in annual operating costs. Improvements of the study means basing the model on better input data and taking into account more details in the system. Further studies should focus on applying the results to verify them in reality andmake investment calculations regarding expansion of the capacity of the heat pumps