The goal of this work was to better understand how molybdate and trivalent cations can be used as additives to pH neutral electrolytes to activate the Hydrogen Evolution Reaction (HER). Special emphasis was laid on the chlorate process and therefore also to some of the other effects that the additives may have in that particular process. Cathode films formed from the molybdate and trivalent cations have been investigated with electrochemical and surface analytical methods such as polarization curves, potential sweep, Electrochemical Impedance Spectroscopy (EIS), current efficiency measurements, Scanning Electron Microscope (SEM), Energy-Dispersive X-ray Spectroscopy (EDS), X-ray Photoelectron Spectroscopy (XPS), X-Ray Fluorescence (XRF) and Inductively Coupled Plasma (ICP) analysis. Trivalent cations and molybdate both activate the HER, although in different ways. Ligand water bound to the trivalent cations replaces water as reactant in the HER. Since the ligand water has a lower pKa than free water, it is more easily electrochemically deprotonated than free water and thus catalyzes the HER. Sodium molybdate, on the other hand, is electrochemically reduced on the cathode and form films which catalyze the HER (on cathode materials with poor activity for HER). Molybdate forms films of molybdenum oxides on the electrode surface, while trivalent cation additions form hydroxide films. There is a risk for both types of films that their ohmic resistance increases and the activity of the HER decreases during their growth. Lab-scale experiments show that for films formed from molybdate, these negative effects become less pronounced when the molybdate concentration is reduced. Both types of films can also increase the selectivity of the HER by hindering unwanted side reactions, but none of them as efficiently as the toxic additive Cr(VI) used today in the chlorate process. Trivalent cations are not soluble in chlorate electrolyte and thus not suitable for the chlorate process, whereas molybdate, over a wide pH range, can activate the HER on catalytically poor cathode materials such as titanium. / Målsättningen med detta doktorsarbete har varit att bättre förstå hur trivalenta katjoner och molybdat lösta i elektrolyten kan effektivisera elektrokemisk vätgasproduktion. Tillämpningen av dessa tillsatser i kloratprocessen och eventuella sidoeffekter har undersökts. De filmer som bildas på katoden av tillsatserna har undersökts med både elektrokemiska och fysikaliska ytanalysmetoder: polarisationskurvor, potentialsvep, elektrokemisk impedansspektroskopi (EIS), strömutbytesmätningar, svepelektronmikroskopi (SEM), energidispersiv röntgenspektroskopi (EDS), röntgenfotoelektronspektroskopi (XPS), röntgenfluorensens (XRF) och induktivt kopplat plasma (ICP). Både trivalenta katjoner och molybdat kan aktivera elektrokemisk vätgasutveckling, men på olika sätt. Vatten bundet till trivalenta katjoner ersätter fritt vatten som reaktant vid vätgasutveckling. Eftersom vatten bundet till trivalenta katjoner har lägre pKa-värde, går det lättare att producera vätgas från dessa komplex än från fritt vatten. Natriummolybdat däremot reduceras på katoden och bildar filmer som kan katalysera vätgasutvecklingen på substratmaterial som har låg katalytisk aktivitet för reaktionen. Molybdat bildar molybdenoxider på ytan medan trivalenta katjoner bildar metallhydroxider. Båda typerna av film riskerar att bilda filmer som är resistiva och deaktiverar vätgasutvecklingen. Laboratorieexperiment visar att problemen minskar med minskad molybdathalt. Båda filmerna kan öka selektiviteten för vätgasutveckling genom att hindra sidoreaktioner. Filmerna är dock inte lika effektiva som de filmer som bildas från den ohälsosamma tillsatsen Cr(VI), vilken används i kloratprocessen idag. Trivalenta katjoner är inte lösliga i kloratelektrolyt och är därför inte en lämplig tillsats i kloratprocessen. Molybdat har god löslighet och kan aktivera vätgasutveckling i ett stort pH‑intervall på titan och andra substratmaterial som själva har betydlig sämre aktivitet för vätgasutveckling. / <p>QC 20120530</p> / c6839

In this thesis, two electric vehicles are compared, a fuel cellpowered vehicle and a battery powered vehicle with a conventionalvehicle with an internal combustion engine. The comparison wasdone as a life cycle assessment and consisted of two stages, avehicle stage and a fuel stage. The vehicle stage consisted ofeverything from mining minerals to recycling of the vehicles,every aspect that’s connected to the car. The fuel stage consistedof fuel production and use during the vehicle’s lifetime. The fuelconsist of electricity and hydrogen produced through electrolysis. The goal of the thesis was to understand what aspects of thelifecycle matters most in terms greenhouse gases for each of theelectric vehicles. Since there are no emissions in terms ofgreenhouse gases while driving the electric vehicles, only fuelproduction, electricity and hydrogen through electrolysis, countedtowards the fuel stage. For the vehicle with an internalcombustion engine the fuel stage consisted of gasoline productionand emissions from driving. The results showed that when comparing electric vehicles withinternal combustion vehicles, the most important aspect was theelectricity mix, with a Nordic electricity mix for most use casesthe electric vehicles where more climate friendly then theinternal combustion vehicles. The fuel cell powered vehicle usedmore electricity than the battery powered vehicle when usingelectrolysis to create hydrogen, and therefore was more sensitiveto increases in emissions from the electricity mix. When comparingthe vehicle stage, battery production causes the most emissionsfor the battery powered vehicle and the hydrogen tank caused themost emissions for the fuel cell powered vehicle.

Världen står inför utmaningen att minska sin klimatpåverkan som till en del beror på utsläpp av växthusgaser såsom koldioxid. Detta samtidigt som behovet av energi spås öka markant. Förnybara källor, företrädesvis vind- och solkraft, spås öka sin andel av den globala energiförsörjningen. Förnybar elkraftgenerering är dock inte oproblematisk då produktionen är svår att förutspå. När solen lyser eller vinden blåser sammanfaller dessutom inte alltid med när behovet av elektricitet finns vilket skapar stabilitetsproblem i elnätet. Att lagra energi för att sedan kunna återföra är ett sätt att både lösa stabilitetsproblem i elnätet och säkerställa att energi finns när den behövs. I den här studien undersöks möjligheten att, med el från vindkraft, genom elektrolys framställa vätgas som sedan lagras för att senare återföras som el via bränslecell eller säljas som råvara. Avsikten är att motverka negativa ekonomiska konsekvenser vid försäljning av intermittent vindkraft. I studien används modeller som gör simuleringar utifrån historiska data för 2019 från en vindpark. Detta för att undersöka om regleravgifter vid prognosavvikelser går att undvika eller delvis motverka samt om det går att flytta elproduktion i tid med en vätgasanläggning för att förbättra det ekonomiska utfallet för en vindkraftsproducent. Resultaten visar att detta i dagsläget inte är lönsamt utifrån de antaganden som gjorts. Detta främst för att alltför få drifttimmar uppnås i båda fallen. Studien visar att det dock kan vara lönsamt om syftet är att producera vätgas istället för att vara ett stöd för en vindkraftsproducent. / The world faces the challenge of reducing the emissions of greenhouse gases in order to mitigate climate change. At the same time, global energy demand is predicted to increase significantly. Renewable power generation like wind and solar power are believed to dominate the increase of needed power generation. These renewables power sources do not come without problems. Power fluctuations, due to their variable production causes grid stability problems and does not necessarily correspond to the demand for energy. Energy storage is a possible solution for both grid stability as well as for non-corresponding production/demand situations. This study investigates the feasability of hydrogen production by water electrolysis with electricity from a wind park. The produced hydrogen could either be sold or stored and used in a fuel cell to generate electricity at a later point in time. The aim is to mitigate negative economic consequenses from selling intermittent wind power. In the study simulations are made with historic data from 2019 from a wind park. Two models were created to investigate if imbalance costs due to forecast errors could be avoided or partially avioded and to investigate the possibility to move production of electricity in time and avoid unfavourable spot market prices. This in order to enhance the finacial results. The results from the study shows that at the present moment this is not a profitable approach with the assumptions made. The foremost reason for this is that too few system operating hours is obtained in each case. However, the results also shows that if the objective shifts from supporting wind power to producing hydrogen, the outcome could be profitable.

För att uppnå de globala målen för hållbar utveckling krävs en omställning i dagensenergisystem, där fossila resurser bör ersättas med förnybara energikällor såsom soloch vindkraft. Då dessa energikällor har en intermittent energiproduktion, krävsenergilager för att de ska kunna ta över som huvudsakliga energikällor. Vätgas harvisat sig vara ett bra alternativ till fossila resurser, då det är en lovande energibärareför energilagring, har hög energitäthet liksom att produktionen av vätgas kan skeutan skadliga utsläpp. Genom användandet av överskottsenergi från förnybaraenergikällor – såsom sol- och vindkraft – kan vätgas utvinnas genomvattenelektrolys. Stigande elpriser har resulterat i att såväl privatpersoner somföretag får betala ett högt pris för sin elförbrukning, samtidigt som det finns en riskatt elförsörjningen vid vissa tidpunkter inte klarar av elbehovet. Av den anledningenhar egenproduktion av elkraft – partiellt eller helt självförsörjande – blivit allt meraktuellt. Detta examensarbete utfördes som en energi- och systemanalys, där syftetvar att undersöka hur ett bränslecellsfordon med vätgas som energibärare kundeimplementeras och användas för lokal elproduktion på ett mikrobryggeri föröltillverkning i Mellansverige. Detta genom att genomföra en övergripandeenergikartläggning och beräkning av bryggeriets energianvändning i MicrosoftExcel. Ett vätgassystem modellerades för att därefter analyseras avseende totalsystemkostnad och systemverkningsgrad, och jämföras med en solcellsanläggningsom dimensionerades med mjukvaran Winsun.Det kunde konstateras att bryggeriets befintliga system medförde ett totaltenergibehov av 35 417 kWh och en total elkostnad på 110 179 kr/år, med ensystemverkningsgrad för elleverans via elnätet på 100%. Genom att integrera ettbränslecellsfordon till bryggeriet kunde 6043 kWh elektricitet och 4029 kWhvärme genereras per år. Då den totala kostnaden för inköpt el och vätgasberäknades, uppgick systemkostnaden för vätgassystemet till 139 635 kr/år, därsystemverkningsgraden varierade mellan 25–34%. Den dimensioneradesolcellsanläggningen medförde en systemkostnad på 78 758 kr/år och ensystemverkningsgrad på 92%, då en rak avskrivningstid på tio år antogs. Då dessasystem jämfördes avseende total systemkostnad och systemverkningsgrad, kundeslutsatsen dras att solcellsanläggningen var det mest ekonomiskt lönsammaalternativet vad gäller egenproduktion av elektricitet för denna tillämpning.Vätgassystemet konstaterades vara det dyraste alternativet och blev cirka 30 000 krdyrare per år än referenssystemet, men det bör dock tas i beaktande attvätgassystemet även medför en säkrad eltillgänglighet då det fungerar somreservkraft för eventuella avbrott på elnätet. / A transition in today’s energy system is required to achieve the global goals forsustainable development, where fossil resources should be replaced by renewableenergy sources such as solar and wind energy. As these energy sources have anintermittent energy production, energy storage is required for these to work asmain energy sources. Hydrogen has proven to be a good alternative to fossilresources as it is a promising energy carrier for energy storage, has a high energydensity as well as the production of hydrogen can take place without harmfulemissions. By using the surplus energy produced from renewable energy sources –such as solar and wind power – hydrogen can be extracted through waterelectrolysis. Rising electricity prices has resulted that both individuals andcompanies are paying a high price for their electricity consumption, while there is arisk that the electricity supply at certain times can not cope with the electricitydemand. For this reason, self-production of electric power – partially or completelyself-sufficient – has become increasingly relevant. The thesis was carried out as anenergy and systems analysis, where the purpose was to investigate how hydrogencan be used for electricity production at a microbrewery for beer production incentral Sweden. An overall energy audit and calculation of the breweries energy usewas carried out in Microsoft Excel. A hydrogen system was modeled, and thenanalyzed in terms of total cost and system efficiency. The hydrogen system was thencompared with a photovoltaic system dimensioned with the software Winsun.It could be stated that the breweries existing system entails a total energy demand of35 417 kWh and a total electricity cost of 110 179 SEK/year, with a systemefficiency for electricity supply via the electricity grid of 100%. By integrating a fuelcell vehicle into the brewery 6043 kWh of electricity and 4029 kWh of heat couldbe generated per year. When the total cost of purchased electricity and hydrogenwas calculated, the cost for the hydrogen system amounted to 139 635 SEK/year,where the system efficiency varied between 25–34%. The dimensioned photovoltaicsystem resulted in a cost of 78 758 SEK/year and a system efficiency of 92%, whena straight depreciation period of ten years was assumed. When these systems werecompared regarding total cost and system efficiency, it could be concluded that thephotocoltaic system was the most economically viable alternative for electricityproduction. The hydrogen system was the most expensive alternative and will beabout 30 000 SEK more expensive per year than the reference system, but it shouldbe taken into account that the hydrogensystem also provides a secured electricityavailability as it serves as backup power for any interruptions in the electricity grid.

Den globala ekonomin är idag starkt kopplad till utsläpp av växthusgaser samtidigt som det finns en stark enighet bland världens ledande länder att kraftigt minska de globala utsläppen i enlighet med Parisavtalet. Vätgas som produceras från förnyelsebara energikällor anses utgöra en nyckelroll för ett antal olika applikationsområden de kommande decennierna, där bland transportsektorn. Trots att framställningsprocessen bygger på väl utvecklad teknik finns det än idag väldigt få storskaliga produktionsanläggningar av grön vätgas, men teknikutvecklingen inom området är skyndsam. Rederi AB Gotland är idag Sveriges äldsta rederi och således en av de största aktörerna inom Gotlands transportsektorn. Företaget ser idag över möjligheten för att driftsätta Sveriges första storskaliga vätgasdrivna gods- och passagerarfartyg, GotlandHorizon, vilket är en viktig del i företagets miljöarbete. Huvudsakligen avser företaget attvätgasen produceras lokalt på Gotland, vilket föranleder till en rad olika tekniska utmaningarrelaterade till elproduktion, vätgasframställning och distributionssystem. Med bakgrund av detta har en förstudie tillsammans med Uppsala universitet och projektet “Vätgasbaserad färjetrafik” genomförts för att påvisa och kartlägga viktiga aspekter kring ett framtida produktionssystem av grön vätgas samt kartlägga vilka tekniska lösningar som inom tidsramen för projektet är tekniskt genomförbara. Resultatet av förstudien ska kunna användas som grund för utformning av framtida beräkningsmodeller. Av förstudien framgår det att vattenelektrolys i kombination med en utbyggnation av vindkraft teoretiskt kan möta både det efterfrågade elbehovet för elektricitet och således Gotland Horizons vätgasbehov. Det uppskattade elbehovet för framställning av vätgas genom vattenelektrolys motsvarar dock Gotlands idag totala energikonsumtion, vilket såldes utgör en storutmaning. En annan viktig faktor för processen är en tillförlitlig processvattenförsörjning. Gotland har de senaste åren haft en problematisk grundvattensituation samt att dricksvattenproduktionen på Gotland är begränsad. I studien har de viktiga aspekterna kring utformningen av produktionssystemets analyserats. De ekonomiska aspekterna har också redovisats för att ligga till grund för en optimeringsmodell för vidare analys och optimering av produktionssystemet. Av de beräkningsmodeller som genomförts påvisas att både havsbaserad- samt landbaserad vindkraft kan tillgodose behovet av elproduktion för vattenelektrolys, det är snarare en fråga om hur systemet ska optimeras samt vilka synergieffekter som respektive system kan medförasom bestämmer systemets utformning. Solenergi har ansetts vara tekniskt möjligt men till bakgrund av att efterfrågan på elektricitet året runt är hög anses anläggningen bli orealistiskt stor. Också aspekter gällande produktionssystemet utformning, centraliserat eller decentraliserats, har diskuterats. Till bakgrund av de stora ekonomiska storskalsfördelarna som uppskattas för elektrolysörer inom de kommande åren anses ett centraliserat produktionssystem vara det mest tänkbara utifrån ett ekonomiskt perspektiv. Det har också konstaterats att havsbaserade vätgaspipelines kan bli aktuellt vid havsbaserad vätgasproduktion, det för att minimera kapitalkostnaderna för distributionen av energivektor, vilket skulle kunna minska produktionskostnaderna för vätgas från havsbaserad vindkraft. / The global economy today is strongly linked to greenhouse gas emissions while there is a strong consensus among the world's leading countries to significantly reduce global emissions in accordance with the Paris Agreement. Hydrogen produced from renewable energy sources is considered to play a key role within a several different application areas in the coming decades, including the transport sector. Even though the production process is based on welldeveloped technology, there are still very few large-scale production facilities of green hydrogen, but technological development in the field is rapid. Rederi AB Gotland is today Sweden's oldest shipping company and thus one of the largest players in Gotland's transport sector. The company is currently reviewing the possibility of commissioning Sweden's first large-scale hydrogen-powered freight and passenger vessel, Gotland Horizon, which is an important part of the company's environmental work. Mainly, the company intends that the hydrogen is produced locally on Gotland, which leads to a variety of technical challenges related to electricity production, hydrogen production and distribution systems. With this background, a feasibility study together with Uppsala University and the project "Hydrogen-based ferry traffic" has been carried out to demonstrate and map important aspects of a future production system of green hydrogen and to map which technical solutions within the time frame of the project are technically feasible. The results of the feasibility study can be used as a basis for designing future calculation models. The feasibility study shows that water electrolysis in combination with an expansion of wind power can theoretically meet both the demanded electricity demand for electricity and thus Gotland Horizon's hydrogen needs. However, the estimated electricity demand to produce hydrogen through water electrolysis corresponds to Gotland's current total energy consumption, which was sold poses a major challenge. Another important factor for the process is a reliable process water supply. In recent years, Gotland has had a problematic groundwater situation and the drinking water production on Gotland is limited. In the study, the important aspects of the design of the production system have been analyzed. The economic aspects have also been accounted for to form the basis for an optimization model for further analysis and optimization of the production system. From the calculation models carried out, it is shown that both offshore and onshore wind power can meet the need for electricity production for water electrolysis, it is rather a question of how the system should be optimized and what synergies each system can bring that determine the design of the system. Solar energy has been considered technically possible, but given that the demand for electricity all year round is high, the plant is considered to be unrealistically large. Aspects of the design of the production system, centralised or decentralised, have also been discussed. Considering the large economic economies of scale appreciated for electrolysers in the coming years, a centralized production system is considered the most conceivable from an economic perspective. It has also been recognized that offshore hydrogen pipelines may be relevant in offshore hydrogen production, in order to minimize the capital costs of energy vector distribution, which could reduce the production costs of hydrogen from offshore wind.

Klimatförändringar är den enskilt största utmaningen som mänskligheten står inför under 2000-talet. För att ta itu med denna utmaning förutses förnybara energikällor en stor ökning av andelen primärenergi globalt. Den naturliga variabiliteten hos sol och vind kräver att energilagring används tillsammans med dem för en energisystemövergång. Power-to-Gas (PtG) -teknologier erbjuder en attraktiv lösning genom att möjliggöra omvandling av elektrisk energi till vätgas eller metan, vilket möjliggör integration över nätverk och sektorövergripande integration. Denna avhandling undersöker lönsamheten för en PtG-anläggning med enprimär applikation för att producera syntetisk metan (SNG) för injektion av naturgas(NG). En teknik-ekonomisk modell skapades för att simulera anläggningens drift under ett år och extrapolera resultaten för projektets livslängd. Modellen designades baserat på ett pilotprojekt som utvecklades i Frankrike med namnet HYCAUNAIS och har använt partner-samt litteraturdata för bearbetning. På grund av begränsningar i den lokala NG-nätkapaciteten undersöktes era scenarier som inkluderade att lägga till ytterligare investeringar som möjliggör ökad driftstid och intäktsströmmar, inklusive: fast elpris eller day-ahead (DA) marknadsdeltagande; nätuppgradering för ökad NG-nätkapacitet; och CH4 och H2 mobilitet. Elektrolysörers deltagande i frekvensbegränsningsreserven (FCR) ansågs också förökad lönsamhet. Resultaten visade att standardfallsscenariot (inga ytterligare investeringar) med deltagande på DA-elmarknaden var det mest attraktiva när det gäller tre undersökta mål: nettonuvärde (NPV), återbetalningsperiod (PBP) och nivåniserad metankostnad (LCOM). Driftstiden för standardfallet befanns vara cirka 90% av året; produktionen hindrades inte av begränsad nätkapacitet tillräckligt för att anse ytterligare investeringar nödvändiga. Vidare bör deltagande på DA-marknaden bestämmas av en upphörd betalningsvilja (WTP) för el i motsats till marginell vinst (MP). Att använda WTP som avgörande faktor tillät ökade driftstimmar och lägre LCOM. Men i alla undersökta scenarier var inga lönsamma; vilket innebär att marknadsförhållandena fortfarande måste förbättras kraftigt innan PtG kan få fart. En känslighetsanalys gjordes på standardfallsscenariot för att se vilka parametrar som påverkar lönsamheten mest och bör vara i fokus för vidare forskning och utveckling. SNG-taxan visade sig vara den mest inytelserika på NPV, vilket krävde att en tariff på minst 188 e=MWh (120 e=MWh användes för modellering) för att vara lönsam. Elpriset var det näst mest inytelserika och krävde ett genomsnittligt marknadspris på 25 e=MWh för att vara lönsamt. Eftersom PtG-teknik kan ge era externa fördelar som inte realiseras ekonomiskt av investerare, kan intäktsgenerering av dem ge ett sätt att förbättra lönsamheten. Detta inkluderar nätbalansering och exibilitet, avkolning, lägre nätkostnader ochförbättrad energisäkerhet. Sammanfattningsvis måste kapitalkostnaderna för utrustning,elpriser och avgifter i samband med dessa samt taxor för gröna gaser förbättras dramatiskt för att SNG-produktionen ska vara en attraktiv lösning för minskning och avkolning av el. / Climate change is the single largest challenge facing humanity in the 21st century. To tackle this challenge, renewable energies are seeing a large increase in primary energy share globally. The natural variableness of solar and wind requires energy storage to be used in conjuction with them for an energy system transition. Power-to-Gas (PtG) technologies offer an attractive solution by allowing conversion of electrical energy to hydrogen or methane, enabling cross-energy-network and cross-sectoral integration. This thesis investigates profitability of a PtG plant with a primary application of producing synthetic methane (SNG) for natural gas (NG) grid injection. A techno-economical model was created to simulate plant operation over one year and extrapolate the results for the project lifespan. The model was designed based off of a pilot project being developed in France named HYCAUNAIS and used partner as well as literature data for processing. Due to limitations inlocal NG grid capacity, several scenarios were investigated that included adding additional investments that allow increased operational time and revenue streams, including: fixed electrical price or day-ahead (DA) market participation; mesh upgrade for increased NG grid capacity; and CH4 and H2 mobility. Electrolyser participation in the frequency containment reserve (FCR) was also considered for increased profitability. The results determined the standard case scenario (no additional investments) with participation in the DA electricity market was the most attractive in terms of three objectives investigated: net present value (NPV), payback period (PBP) and levelized cost of methane (LCOM). The operational hours of the standard case was found to be approximately 90% of the year; production was not hindered by limited grid capacity sufficiently to deem additional investments necessary. Further, participation in the DA market should be determined by a cut-off willingness to pay (WTP) for electricity as opposed to marginal profit (MP). Using WTP as the determining factor allowed increased operational hours and lower LCOM. However, in all of the scenarios investigated, none were profitable; meaning that market conditions still need to greatly improve before PtG can gain momentum. A sensitivity analysis was done on the standard case scenario to see which parameters influence profitability the most and should be the focus of further research and development. The SNG tariff was found to be the most influential on NPV, requiring a tariff of at least 188 e=MWh (120 e=MWh was used for modeling) to be profitable. Electricity price was the second most inuential and required an average market price of 25 e=MWh to be profitable. As PtG technologies can provide several external benefits that are not economically realized by investors, monetization of them could provide a means of improving profitability. This includes, grid balancing and exibility, decarbonization, lower grid costs and improved energy security. Inconclusion, capital costs of equipment, electricity prices and fees associated to them, and tariffs for green gases all need to improve dramatically for SNG production tobe an attractive solution for electricity curtailment and decarbonization.

Många batteriers användningsområden kräver att batterierna har hög upp- och urladdningshastighet samt låg kostnad. För dessa användningsområden är vattenbaserade laddningsbara batterier (ARB) ett möjligt alternativ i och med att de är svårantändliga, har god jonledningsförmåga, lägre inre resistans, billigare elektrolytlösning och tillverkning och har potentiellt högre upp- och urladdningshastigheter.  Genom att utgå från en cell med LiMn2O4 och V2O5 som katod respektive anod, utvecklades en cell med en spänning på 1 V och prestanda för 2 mol/L LiTSFI i organisk respektive vattenlöslig lösning jämfördes i ett SEI-fritt system. Prestandan kvantifierades med avseende på urladdningskapaciteten vid olika urladdningshastigheter samt fördelningen av de interna överpotentialerna. Vid C/4 behöll den organiska elektrolyten 88,3% av den initiala kapaciteten efter 10 cykler medan den vattenlösliga behöll 98,8%. En gräns på 20 °C påvisades för den organiska elektrolyten och vid försök att gå över denna hastighet svällde pouch cellen upp. Den vattenlösliga elektrolyten, å andra sidan, bevarade 37 mAh/g vid 50 °C.  Skillnaden i potentialfördelning i de två systemen analyserades även genom att använda tunnare elektroder. Den organiska elektrolyten visade då en förbättring av prestandan vid höga hastigheter, med en urladdningskapacitet på 8,8 mAh/g vid 50 °C, jämfört med 30 mAh/g för den vattenlösliga elektrolyten. IR-fallet var 7 gånger högre för den organiska elektrolyten. Eventuell skillnad i laddningsöverföring och por-resistans kunde inte analyseras då flera processer ägde rum på samma gång i systemen, vilket gav ett impedansspektrum med en komplex associerad ekvivalent krets. / For several battery applications, high dis-/charge rate and low cost are imperatives. It is for these applications that aqueous rechargeable batteries (ARB) rise as potential candidates given the non-flammability, potentially higher ionic conductivity and dis-/charge rates, lower internal resistances and lower price of the electrolyte solvents and manufacture. By benchmarking a cell with LiMn2O4 and V2O5 as cathode and anode, respectively, a cell with an operating voltage window of 1 V was developed and the performance of 2 mol/L LiTFSI in organic and aqueous solvent compared in a SEI-free system. This performance was quantified in terms of discharge capacity at different rates of discharge and the distribution of internal overpotentials. At C/4, the organic electrolyte held 88.3% of the initial capacity after 10 cycles while the aqueous, 98.8%. A limit of 20 °C for the organic electrolyte was seen, and at the attempt of cycling above this rate, swelling of the pouch cell took place. The aqueous electrolyte, on the other hand, conserved 37 mAh/g at 50 °C. The difference of overpotentials distribution in both systems was also assessed by employing thinner electrodes. The organic electrolyte showed then an improvement on high-rate performance, reaching 50 °C, but with a discharge capacity of 8.8 mAh/g, against 30 mAh/g for the aqueous electrolyte. The IR-drop was 7 times higher for the organic electrolyte. The differentiation between charge-transfer and pore resistance, however, was not possible, because of the presence of several processes taking place at similar time-scales in both systems, yielding an impedance spectra with a complex associated equivalent circuit.

Alltmer intermittent elkraft byggs idag i Sverige för att öka andelen förnybar el i energisystemet. Detta leder till mer ojämn elproduktion, vilket skapar problem i form av mer volatila och oförutsägbara elpriser. Ett sätt att dämpa effekten av den ökande intermittenta kraften är att använda förnybar vätgasproduktion som lastutjämning. På detta sätt kan vätgasen potentiellt bli en viktig del i den fossilfria energimixen. Att använda vätgas som energilager i en Power-to-Power-applikation (P2P) möjliggör även utnyttjandet av prisarbitrage på elmarknaden. Ett ökat klimatfokus har återuppväckt intresset för hur vätgasproduktion kan göras lönsamt. Några tecken på att satsningar sker är att flera länder satsar stora pengar på vätgastekniker och infrastruktur, där flertalet samarbeten över nationella gränser har etablerats.Denna studie syftar till att undersöka de tekno-ekonomiska förutsättningarna för produktion av förnybar vätgas där lönsamheten av arbitragehandel på elmarknaden Elspot bedöms. Detta innefattar en gedigen granskning av kommersiella tekniker lämpade för Linköpings energisystem, däribland elektrolys, ångreformering och bränslecell. Tre fall konstruerades med olika uppsättningar av ingående komponenter. Sedan utfördes en driftoptimering som tog fram övre och undre prisgränser för produktion respektive konvertering av vätgas mot spotpriset. Optimeringsverktyget Problemlösaren i Excel användes för att få fram dessa gränser. Visual Basic (VBA) användes sedan för att genomföra en lagersimulering som visualiserar lagersaldot för alla årets timmar. För att få fram kostnaden för varje kilogram producerad vätgas användes nuvärdesberäkningen Levelised Cost of Energy (LCOE), vilket även underlättade jämförelsen av de tre fallen. Vilka effekter i form av växthusgasutsläpp de olika anläggningarna medför utvärderades också genom beräkningssättet konsekvensanalys. Där jämfördes effekten i form av nettoutsläpp i koldioxidekvivalenter för integrering av respektive anläggning. Resultaten visar på att det finns kommersiella tekniker som kan integreras med det befintliga energisystemet på ett resurseffektivt sätt, däremot är de ekonomiska förutsättningarna inte lika bra och P2P-lösningarna är idag långt ifrån lönsamma. Anledningen tros vara en kombination av otillräckliga elprisfluktuationer samt låg total systemverkningsgrad (som högst 14%) för samtliga konstruerade fall. De årliga intäkterna från elförsäljningen motsvarar cirka 1 procent av de årliga kostnaderna för anläggningen, och LCOE landade på cirka 1500 kronor. Resultaten från investeringskalkyleringen visar på att en högre utnyttjandegrad leder till en lägre LCOE. Lagersimuleringen visar på att säsongslagring krävs för denna typ av anläggning då fluktuationerna inte är tillräcklig stora på en daglig, veckovis eller månatlig basis. Känslighetsanalys på LCOE och driftoptimeringen visar inte heller på lönsamhetsmöjligheter i P2P-fallen även vid gynnsamma justeringar på parametrarna investeringskostnad, elpris och verkningsgrad. Ur ett klimatperspektiv visar samtliga fall, med ett undantag, på en minskade växthusgasutsläpp i regionen.  Slutsatsen som dras av resultaten från fallstudien är att, trots goda tekniska förutsättningar och positiv inverkan på lokala växthusgasutsläpp, kan en P2P-applikation med vätgaslagring inte göras lönsam i en svensk kontext inom en nära framtid. Däremot visar ett Power-to-Gas-fall potential för lönsamhet, då dess investeringskostnad är mindre samt att systemverkningsgraden är högre. / More and more intermittent electric power is being built in Sweden today to increase the share of renewable electricity in the energy system. This leads to more uneven electricity generation, which creates problems in terms of more volatile and unpredictable electricity prices. One way to dampen the effect of the increasing intermittent power is to use renewable hydrogen production as load shedding. In this way, the hydrogen gas can potentially become an important part of the fossil-free energy mix. Using hydrogen as energy storage in a Power-to-Power application (P2P) also enables the use of price arbitrage in the electricity market. An increased climate focus has rekindled interest in how hydrogen production can be made profitable. Some signs that investments are taking place are that several countries are investing big money on hydrogen technologies and infrastructure, and collaborations across national borders have been established. This study aims to investigate the techno-economic prerequisites for renewable hydrogen production where the profitability of arbitrage on the Elspot market is explored. This comprises a thorough investigation of commercial technologies suited for Linköping’s energy system. Three cases where constructed with different component constellations. Then the operational strategy was optimised which generated a lower and upper price limit for production and conversion of hydrogen with input price data from Elspot. The optimisation tool in Excel was used in order to obtain these price limits. Visual Basic (VBA) was then used for storage simulation in order to get a perception of the storage development through all the hours of the year. The cost of every kilogram of hydrogen produced was then calculated through Levelized Cost of Energy (LCOE), which made the comparison of the three cases easier. The resulting greenhouse gas emissions when integrating the facilities in each case were also evaluated with a so-called impact analysis. The effect was compared in net emissions in carbon dioxide equivalents for an integration of each facility.     The results show that there are commercial technologies that can be integrated with the existing energy system in a resource efficient manner, whereas the economic prerequisites are not as good, where today’s Power-to-Power (P2P) solutions are not profitable. The reason seems to be the combination of insufficient spot price fluctuations and a low system efficiency (14% at best) for each case. The annual revenues correspond to 1 percent of the annual costs and that LCOE lands at about 1500 SEK. A higher utilization percentage of the plant shows a lower LCOE in the investment calculation. The storage simulation indicates that a seasonal storage is needed for this type of facility because of that the spot price fluctuations are not big enough on a daily, weekly or monthly basis. The sensitivity analysis made on the investment calculation and operational strategy also shows that there is no profitability in the P2P cases where parameters regarding investment cost, efficiency and electricity price were set optimistically. The Power-to-Gas case on the other hand shows potential for profitability, all because of lower total investment costs and higher efficiency. All cases except the case with steam methane reforming shows reductions in greenhouse gas emissions when integrated in the regional energy system.   The conclusion that can be drawn from the results in the case study is that, in spite of good technological prerequisites and a positive effect on local greenhouse gas emissions, a P2P-application with hydrogen storage cannot be made profitable in a Swedish context in the near future. However, a Power-to-Gas case shows potential for profitability because of its lesser investment cost and that the system efficiency is higher.

Fuel cell electric vehicles, powered by hydrogen are an enticing alternative to fossil-fuel vehicles in order to reduce greenhouse gas emissions and consequently accomplish the environmental targets set to tackle the environmental crisis. It is crucial to develop the appropriate infrastructure if the FCEVs are to be successfully accepted as an alternative to fossil-fuel vehicles. This study aims to carry out a techno-economic analysis of different hydrogen supply chain designs, that are coupled with the Swedish electricity system in order to study the inter-dependencies between them. The supply chain designs comprehend centralised production, decentralised production and a combination of both. The outputs of the hydrogen supply chain model include the hydrogen refuelling stations’ locations, the electrolyser’s locations and their respective sizes as well as the operational schedule. Both the hydrogen supply chain designs and the electricity system were parameterized with data for 2030. The supply chain design is modelled to minimize the overall cost while ensuring the hydrogen demands are met. The mixed-integer linear programming problems were modelled using Python and the optimisation software was Gurobi. The hydrogen models were run for two different scenarios, one that considers seasonal variations in hydrogen demand, and another that does not. The results show that for the scenario with seasonal variation the supply chain costs are higher than for the scenario without seasonal variation, regardless of the supply chain design. In addition, the hydrogen supply chain design with the minimal cost is based on decentralised hydrogen production. / Bränslecellsdrivna elbilar, som drivs av vätgas, är ett lockande alternativ till fossildrivna fordon för att minska växthusgasutsläppen och därigenom uppnå de miljömål som satts för att tackla miljökrisen. Det är avgörande att utveckla lämplig infrastruktur om FCEV:er ska accepteras som ett alternativ till fossildrivna fordon. Denna studie syftar till att utföra en teknisk-ekonomisk analys av olika vätgas supply kedjedesign som är kopplade till det svenska elsystemet för att studera beroendeförhållandena mellan dem. Försörjningskedjans design omfattar centraliserad produktion, decentraliserad produktion och en kombination av båda. Resultaten från vätgas supply kedja modellen inkluderar vätgasmackarnas placeringar, elektrolysörernas placeringar och deras respektive storlekar samt den operationella schemat. Både vätgas supplykedjedesi och elsystemet parameteriserades med data för 2030. Supplykedjedesignen modellerades för att minimera de totala kostnaderna samtidigt som vätgasbehoven uppfylls. Mixed-integer lineära programmeringsproblem modellerades med hjälp av Python och optimeringsprogramvaran Gurobi. Vätgasmodellerna kördes för två olika scenarier, ett som tar hänsyn till säsongsvariationer i vätgasbehovet och ett annat som inte gör det. Resultaten visar att för scenariet med säsongsvariation är supply kedja kostnaderna högre än för scenariot utan säsongsvariation, oavsett supplykedjedesignen. Dessutom är vätgas supply kedjedesignen med minimal kostnad baserad på decentraliserad vätgasproduktion.

The European Energy system is currently transitioning towards a reduced use of fossil fuels and increasing use of renewable energy. Hydrogen as energy carrier for renewable electricity has a potential to play a significant role in this transition. It can be stored and transported in its gaseous or liquid state, and utilized in industries that require highprocess heat, which makes them difficult to decarbonize. Further, hydrogen storage canbe employed to store over‐produced renewable electricity in large scale and for long periods of time. This research aims to develop a methodology to conduct a layout and dispatch optimization for utilizing locally produced hydrogen. The objective is to find the least cost supply pathway for a defined demand. In this case study, hydrogen is produced by water electrolysis supplied by the local electricity grid and renewable electricity, such as solar PV, onshore and offshore wind turbines. The scope is limited to gaseous hydrogen thereby the distribution is also limited to pipelines or road trucks. The optimized supplychain comprises four main stages: I) electricity generation and storage; II) hydrogen production; III) hydrogen compression and storage; IV) hydrogen transportation to the end consumer. It results in the system's optimum hourly dispatch schedule and a proposed least‐cost layout. The developed methodology is finally applied to an industrial case study in Sweden, for which scenarios with varying boundary conditions are tested. The least cost supply chain for the case study resulted in a system solely supplied with electricity purchased from the grid, a PEM electrolyzer, a hydrogen storage in a Lined Rock Cavern, and hydrogen transport via pipeline. The lowest Levelized Cost of Hydrogen from electricity purchase until delivery is 5.17 EUR/kgH2. The study concludes that there is no one optimum solution for all and the constraints of the optimization problem need to be evaluated case by case.The study further highlights that intermittency and peaks of both electricity availability and hydrogen demand can lead to an increase in system cost owing to the oversizing and storage needs. / Det europeiska energisystemet är för närvarande i en övergångsprocess mot en minskande användning av fossila bränslen och en ökande användning av förnybar energi. Vätgas som energibärare för förnybar el har potential att spela en viktig roll i denna övergång. Vätgas kan lagras och transporteras i gasform eller flytande form, och användas i industrier som kräver hög processvärme vars koldioxidutsläpp därför är svåra att minska. Vidare kan vätgaslagring användas för att lagra överproducerad förnybar el istor skala och under långa perioder. Denna forskning syftar till att utveckla en metod för layout och distributions optimering för utnyttjandet av lokalt producerad vätgas. Målet är att hitta den minst kostsamma försörjningsvägen för en definierad efterfrågan. I den här fallstudien produceras vätgas genom vattenelektrolys som försörjs av det lokala elnätet och förnybar el, t.ex. solceller, vindkraftverk på land och till havs. Omfattningen är begränsad till gasformig vätgas och därmed är distributionen också begränsad till rörledningar eller lastbilar. Den optimerade försörjningskedjan består av fyra huvudsteg: I) elproduktion och lagring, II) vätgasproduktion, III) komprimering och lagring av vätgas, IV) transport av vätgas till slutkonsumenten. Metodens output är systemets optimala timplan och ett förslag till layout med den lägsta kostnaden.  Den utvecklade metoden tillämpas slutligen i en industriell fallstudie i Sverige, för vilken scenarier med varierande randvillkor testas. Den minst kostsamma försörjningskedjan för fallstudien resulterade i ett system som enbart försörjs med el som köps från nätet, en PEM‐elektrolyser, ett magasin för vätgaslagring i ett fodrat bergrum och vätgastransport via en rörledning. Den lägsta Levelized Cost för vätgas från el inköp till leverans är 5,17EUR/ kgH2. I studien dras slutsatsen att det inte finns någon optimal lösning i allmänhet och att begränsningarna i optimeringsproblemet måste utvärderas från fall till fall. Studien belyser vidare att ostadighet och toppar i både eltillgången och efterfrågan på vätgas kan leda till en ökning av systemkostnaderna på grund av överdimensionering och lagringsbehov.