The city of Uppsala is suffering from power shortage, which is creating issues for Region Uppsala, which manages the new city bus depot. Gamla Uppsala Buss (GUB), the operator of the city busses, has bought 12 electrical busses and is planning to increase that number up to 60, which is a political goal. Charging of the electrical busses occurs mostly in the nights, but also during lunch time. In this thesis, scenarios of how different number of buses (12, 36 and 60) relates to the power subscription limit at the depot is studied. The study was made through interviews with industry experts and by creating different scenarios in an Excel-model which was produced in this work. One main conclusion from the interview study was that the regulation control of all the technical components of the system, and foremost the regulation control of the charging of the busses, is a vital component to handle the charging properly. Optimal regulation control requires accurate planning and advanced calculations which relies upon access of data, i.e., charging cycles, battery range and electric energy consumption. The simulations in the Excel-model showed that the bus depot could handle 12 electrical buses with the available power subscription that is today. For 36 or 60 electrical busses additional power had to be added behind-the-meter, which could be obtained with energy storage (batteries), a biogas engine linked to a generator or a combination of those two. The simulations showed that either an energy storage or a biogas engine could compensate for the lack of power, with reasonable proportions. The two technical solutions could also be combined in infinite ways, depending on the goal of Region Uppsala, to fulfill the task. The technical solution that is most feasible for Region Uppsala depends on their priorities. The economics of the solution will of course be a big factor, which has not been included in this work. Another feasible priority could be to choose a technical solution that creates utility for the power system of Uppsala, i.e., mitigating power shortage, with a solution that has a high selfproduction of electric energy and a power consumption profile of the bus depot that is inverted to the rest of the city’s.

Samhällets beroende av fossila bränslen leder till en varmare atmosfär och högre havsnivåer. För att bromsa utvecklingen måste utsläppen minska. En lösning är att implementera förnybara elproduktionsanläggningar och energilagring i större utsträckning. Då Sveriges vattenkraftsutbyggnad har stannat av de senaste 30 åren behövs en implementering av andra förnybara metoder, i kombination med den redan utbyggda vattenkraften, för att förse framtidens elbehov. För arbetet ligger fyra olika orter med redan installerade vattenkraftverk i fokus, nämligen Fredriksberg, Hällefors, Grythyttan och Sävenfors. Syftet med arbetet är att se hur man kan integrera solcellsanläggningar med och utan batterienergilagring i redan installerade vattenkraftsystem för energiproduktion i mindre lokala elnät. Målet med arbetet är indelat i två olika delmål. Det första målet är att få fram hur stora solcellsanläggningar som är implementerbara i mindre orter utifrån ett ekonomiskt perspektiv, det vill säga hur stor kapacitet som är möjligt att installera samtidigt som anläggningen är ekonomiskt lönsam. Det andra delmålet är att få fram hur stor del av orternas egna elbehov som kan täckas med vattenkraft, solceller och med eller utan batterilagring. En modell för systemet byggdes i Simulink, där vattenkraften antogs producera kontinuerligt över året vid vissa tider på dygnet. En känslighetsanalys gjordes på solcellsanläggningarnas ekonomiska lönsamhet vid olika framtidsscenarier gällande elprisutveckling i Sverige fram till år 2050. Resultat från simuleringar visar på att orterna får olika hög grad ekonomisk lönsamhet vid olika mängd installerad kapacitet solceller. Generellt ger ett högre elbehov och ett lägre förhållande mellan producerad el från vattenkraft och elbehov ekonomisk möjlighet att installera större solcellsanläggningar. Gällande de olika framtidsscenarierna finns det vissa scenarier som kan förlänga solcellsanläggningarnas återbetalningstid. Ett scenario, med stor implementering av småskalig förnybar energi i Sverige, medför att mindre kapacitet solceller bör installeras för att garantera ekonomisk säkerhet för investeringen. Batterilagring bidrar till ett ökat försett behov då det finns ett överskott på producerad el från solcellerna. Andelen egenförsett behov ökar dock mer på orter där vattenkraften är mindre dominerande. Det kan bero på att det finns fler tillfällen då det kan förse ett elbehov på orten, vilket vattenkraften annars tagit över i andra orter. En viktig grundpelare till att batterilagringen inte resulterar i en ekonomisk förlust är multifunktionen att förse eget behov och vara kopplad till en stödtjänst. Stödtjänsten är en uppreglering av nätets frekvensvariation vilket behöver prioriteras över stora delar av dygnet. Över de tre olika orterna resulterade förhållandet installerad MWp solceller genom MWh batterier på cirka 3. / Society's dependency on fossil fuels leads to a warmer atmosphere and rising sea levels.  Emission levels need to be reduced to slow down this development. One solution is to implement renewable energy and renewable energy storage systems on a wider scale. Sweden’s expansion of hydro power has come to a stop 30 years ago, which leads the focus to other methods of renewable energy generation in combination with the already built hydro power plants for future energy supply. This work focuses on already built-in hydro power plants in smaller communities as Fredriksberg, Hällefors, Grythyttan and Sävenfors. The scope of this work is to investigate the possibilities of integrating photovoltaic systems, with and without battery energy storage, in operating hydro power plants in smaller local grids. The goal of this work is divided into two sub-goals. The first sub-goal is to find out what size of photovoltaic systems can be implemented in smaller communities from an economic perspective, that is, how much capacity is possible to install at the same time as the plant is economically profitable. The other sub-goal is to find out how much of the communities’ own electrical demands are covered with hydro power, photovoltaics and with or without battery energy storage. A model was built in Simulink, where the hydro power was assumed to produce electricity continuously throughout the year at certain times of the day. A sensitivity analysis was performed on the profitability of the photovoltaic systems using different scenarios for the future electrical price in Sweden until the year of 2050. Results from the simulations show that different communities have different degrees of profitability for varying capacities of photovoltaics. A higher electricity demand and a lower ratio between produced electricity from hydro power and electricity demand provides financial opportunities to install larger capacities of photovoltaic systems. Regarding the future price scenarios, there are some scenarios that will prolong the photovoltaics payback-time. One scenario, with a great implementation of small-scale renewable systems, results in a recommendation to install lower capacities of photovoltaics to ensure financial security on the investment. Battery energy storage contributes to increased provided demands because of the surplus electricity produced from the photovoltaics. The proportion of provided demands is increasing more in communities where hydro power is less available. It can be a result of opportunities where the hydro usually is providing needs in those timeframes in other communities. An important pillar in the positive result of the economy of battery energy storage is its multifunction to supply demands and provide a support service, where the service of regulating frequency on the main grid needs to be prioritized over large parts of the day. The ratio between installed MWp photovoltaics and MWh battery energy storage resulted in approximately three across three different communities.

Groundwater is potentially a useful source for storing and providing thermal energy to the built environment. In a nordic context, aquifer thermal energy storage, (ATES) has not been subject to a wider extent of research concerning environmental impact. This thesis intends to study the impact on groundwater chemistry from an ATES that has been operational since 2016 and is located in the northern part of Stockholm, on a glaciofluvial deposit called the Stockholm esker. Analysis of groundwater sampling included a period of 9 months prior to ATES operation as well as a 7 month period after operation and sampling was conducted in a group of wells in vicinity of the installation and within the system as ATES operation began. Means of evaluation constituted a statistical approach which included Kruskal-Wallis test by ranks, to compare the ATES wells with the wells in the surroundings and principal component analysis, (PCA), to study the chemical parameters that could be related to ATES. In addition, a geophysical survey comprising 2D-resistivity and induced polarization, (IP) was done to elucidate whether the origin of high salinity could be traced to nearby possible sources. The analysis was based on foremost the cycle of cold energy storage. The results showed large variations in redox potential, particularly at the cold wells which likely was due to the mixing of groundwater considering the different depths of groundwater being abstracted/injected from different redox zones. Arsenic, which has shown to be sensitive to high temperatures in other research showed a decrease in concentration compared to surrounding wells. There were found to be a lower specific conductivity and total hardness at the ATES well compared to their vicinity. That indicates that they are less subject to salinization and that no accumulation has occurred to date.  It is evident that the environmental impact from ATES is governed by the pre-conditions in  soil- and groundwater. / Grundvatten har förutsättningen att utgöra en värdefull resurs för att lagra och förse byggnader med termisk energi. I en nordisk kontext har termisk energilagring i akviferer, (ATES)  inte varit föremål för någon bredare forskning angående miljöpåverkan. Denna uppsats syftar till att studera kemisk grundvattenpåverkan från ett ATES som togs i drift 2016 i norra Stockholm, i en isälvsavlagring vid namn Stockholmsåsen. Analysen omfattar grundvattenprovtagning 9 månader före ATES driften samt 7 månader efter driftstart och provtagningen genomfördes i ett antal brunnar i närheten av installationen samt i ATES systemet då driften startade. Utvärderingsmetoden bestod av ett statistiskt tillvägagångssätt och omfattade Kruskal-Wallis test by ranks, för att jämföra ATES brunnarna med omgivande brunnar och principal component analysis, (PCA), för att studera kemiska parametrar som kan kopplas till ATES. I tillägg genomfördes en geofysisk undersökning som omfattar 2D-resistivitet samt inducerad polarisation, (IP) för att klarlägga huruvida källan till den höga saliniteten kunde spåras. Analysen baseras på främst på cykeln då kyld energi lagras. Resultaten visar stor variation i redoxpotential, i synnerhet vid de kalla brunnarna vilket sannolikt beror på omblandning av grundvatten med tanke på en differens i djup som grundvattnet infiltrerar/pumpas från med tillhörande skillnad i redox zon. Arsenik vilket har visat sig känsligt för höga temperaturer i annan forskning visade minskade koncentrationer jämfört med omgivande brunnar. ATES brunnarna uppvisade även lägre specifik konduktivitet och totalhårdhet i jämförelse. Det pekar mot att brunnarna är mindre utsatta för salinitet och att ingen ackumulering har skett till dags dato. Det framgår tydligt att miljömässig påverkan från ATES styrs av grundförutsättningarna i mark och grundvatten.

As renewable, intermittent energy sources are expected to increasingly replace fossil based energy, energy storage technologies are crucially important in achieving the goal of fossil free energy, a cornerstone of sustainable development. Liquid air energy storage (LAES) is a novel technology that liquefies air when excess electricity is available. The liquid air is stored and, when electricity is needed, expanded in a turbine to generate electricity. The purpose of the project is to present the round trip efficiency of LAES, discuss how it can be improved and how it depends on relevant parameters and to evaluate LAES compared to other energy storage technologies. A literary review of existing energy storage methods and LAES research is presented. The efficiency is calculated using a model of a combined Linde (liquefaction) and Rankine (discharge) cycle built in Excel. We found that the efficiency of LAES is 21,6% without heat and cold recycle and above 50% with more than 60% recycle. Access to waste heat and cold can further increase the efficiency. A heat pump affects the efficiency very little, but is useful to protect the turbines from low working temperatures that can damage them. The biggest advantage of LAES is its high energy density, comparable to batteries and chemical energy storage. It is much higher than pumped hydro and compressed air energy storage (CAES). No toxic materials are used and it has reasonably cheap and long lasting components. It uses air, which is free as an energy carrier. The biggest disadvantage of LAES is its low round trip efficiency, probably under 50%, which is much lower than that of batteries and pumped hydro. It is similar to CAES and other chemical storage. LAES is only practical on a relatively large scale. Also, concentration of oxygen and cold working temperatures pose some safety risks. / Eftersom förnyelsebara, intermittenta energikällor i allt större utsträckning förväntas ersätta fossil energi är energilagring av avgörande betydelse för att nå målet om fossilfri energi, en hörnsten i hållbar utveckling. Energilagring i flytande luft (LAES) är en ny teknologi som tillverkar flytande luft när det finns ett elöverskott. Den flytande luften lagras sedan och när elektricitet behövs expanderas den i en turbin för att generera elektricitet. Syftet med detta projekt är att presentera den totala verkningsgraden för LAES, diskutera hur den kan förbättras och hur den beror på relevanta parametrar och utvärdera LAES jämfört med andra energilagringstekniker. En litteraturstudie om existerande energilagringsmetoder och LAES presenteras. Verkningsgraden beräknas med en modell konstruerad i Excel över en kombinerad Linde (överföring till vätskeform) och Rankine (expansion). Vi fann att verkningsgraden hos LAES är 21,6% utan återvinning av värme och kyla och över 50% med mer än 60% återvinning. En värmepump har endast marginell inverkan på verkningsgraden men är nödvändig för att skydda turbinerna från låga temperaturer som kan skada dem. Den största fördelen med LAES är dess höga energidensitet, jämförbar med batterier och kemisk energilagring och mycket högre än pumpvattenkraft och tryckluftslagring. LAES använder inga giftiga material och relativt billiga och robusta komponenter. Det använder gratis luft som energibärare. Den största nackdelen med LAES är dess låga verkningsgrad, troligen under 50% vilket är mycket lägre än för batterier och pumpvattenkraft och jämförbart med tryckluftslagring och kemisk energilagring. LAES är endast rimligt i relativt stor skala. Dessutom medför koncentration av syre och låga temperaturer vissa säkerhetsrisker.

One of the most important sources of the world development is energy and Battery energy storage systems (BESS) have emerged as crucial components in transitioning from conventional energy systems to more sustainable and environmentally friendly alternatives. Despite BESS’s importance, the dissemination of knowledge about how this technology function has not kept pace with its market development. Bridging this knowledge gap has become imperative, and addressing this challenge, battery diagnostics emerges as a viable solution. In this way, by investigating alternative sales channels, specifically the utilization of resellers, the current study aims to enhance the market penetration strategy for the optimal integration of battery diagnostics software within specific ecosystems. It was explored both the potential benefits and challenges associated with this business model resulting on the design of such strategy though literature investigation combined with market experts interviews. Additionally, it was evaluated the financial implications by considering the Total Cost of Ownership (TCO) for electric bus owners, which sector showed a high degree of readiness for such technological integration. As a result, it was revealed up to 33.24% in TCO reduction through the implementation of this solution, with maintenance costs playing a pivotal role on this process reaching up to 19.72% on one of the simulated cases, while the battery life extension achieved a reduction of up to 15.17% in another case, confirming the substantial advantages of adopting battery diagnostics technology, reaffirming its favorable impact. / En av de viktigaste källorna till världens utveckling är energi och BESS har dykt upp som avgörande komponenter i övergången från konventionella energisystem till mer hållbara och miljövänliga alternativ. Trots BESS betydelse har spridningen av kunskap om hur denna teknik fungerar inte hängt med i marknadsutvecklingen. Att överbrygga denna kunskapsklyfta har blivit absolut nödvändigt, och för att ta itu med denna utmaning framstår batteridiagnostik som en hållbar lösning. På detta sätt, genom att undersöka alternativa försäljningskanaler, särskilt utnyttjandet av återförsäljare, syftar den aktuella studien till att förbättra marknadspenetrationsstrategin för optimal integration av batteridiagnostikprogramvara inom specifika ekosystem. Det undersöktes både de potentiella fördelarna och utmaningarna förknippade med denna affärsmodell, vilket resulterade i utformningen av en sådan strategi genom litteraturundersökningar i kombination med intervjuer med marknadsexperter. Dessutom utvärderades de ekonomiska konsekvenserna genom att överväga den totala ägandekostnaden (TCO) för elbussägare, vilken sektor visade en hög grad av beredskap för sådan teknisk integration. Som ett resultat avslöjades det upp till 33,14% i TCO minskning genom implementeringen av denna lösning, med underhållskostnader som spelade en avgörande roll i denna process och nådde upp till 19,72% i ett av de simulerade fallen, medan batterilivslängden förlängdes uppnådde en minskning med upp till 15,17% i ett annat fall, vilket bekräftar de betydande fördelarna med att använda batteridiagnostiksteknik, vilket bekräftar dess positiva effekt.

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

The project has been about the exploration of using abandoned mines in the SE3 area in Sweden about the ability of using them as a lower reservoir in PHS application. The main purpose of this work was to investigate the profitability of different ESS and mainly focusing on PHS technology and focusing on an economical model called LCOE. LCOE measured cost during lifetime per energy during lifetime which is a good value to compare different ESS technologies. The comparison was between PHS, CAES, GES & Lithium-ion battery. Furthermore, an investigation about selection of potential mines in SE3 area with profitable head was made as a part of the result. The methodology for this degree work was a current- and literature study, mostly the method focusing on found good information for our research question from a source-critical and scientific perspective. One of this degree works delamination was to look at mines for PHS down to 300 meters, a result of this according to the assumptions show that the maximum power output was 27 MW from Pershytte övre gruvfält with a head of 300 m. The lowest power outputs from this selection of mines were 5 MW in Grängesberg with a head of 55 m. Another part of the result was to show the potential energy in the upper reservoir with different potential volumes assumed that the volume flow is constant. The maximum useful energy value was 321 MWh, from 12 hours discharge time from a head of 300 meters, the minimum value was only 19,4 MWh, from 4 hours discharge time and a head of 55 meters. Different ESS have different lifetime, efficiency, generation time and capital cost. The result between PHS and CAES, which have the same cycles and generation time, show that the LCOE value is slightly more profitable for CAES. But the PHS technology have better efficiency than CAES which lead to better possibilities during operation linked to electricity price during discharge and recharge. In this work, every studied technology has their own graph for LCOE which is the price that the electricity should be sold for to break-even and get back the investment cost during the lifetime according to the definition of LCOE.

This thesis is part of a joint thermochemical heat storage (TCS) research project named Neutrons for Heat Storage (NHS), involving three Nordic research institutes. The project isfunded by Nordforsk and KTH Royal Institute of Technology for the project partner KTH. KTH´s objective in the NHS project is to design, build and operate a bench-scale TCS system using strontium chloride (SrCl2) and ammonia (NH3) as a solid-gas reaction system for low temperature heat storage (40-100 ℃). Here, absorption of NH3 into SrCl2⋅NH3 (monoammine) to form SrCl2⋅8NH3 (octaammine) is used for heat release, and desorption (of NH3 from SrCl2⋅8NH3 to form SrCl2⋅NH3) for heat storage. This thesis initially aimed to conduct commissioning, operation and experimental data acquisition, and performance evaluation of the bench-scale TCS system. However, due to various delays in equipment delivery and shortcomings discovered during the project timeline, its objectives were then redefined to partially commission the system with NH3 and carry out the first absorption cycle in one of the reactors. This thesis project was partly a joint project, where Hjörtur Brynjarsson performed various tasks in the overarching NHS project as part of his thesis project, alongside the work described in this report. Brynjarsson’s work involved reviewing and adapting the design of this bench-scale TCS system. For further details about the shortcomings discovered and corresponding design adaptations, readers are referred to Brynjarsson’s report. In this thesis project, to understand the design of the TCS system, background research on the current project and the SrCl2-NH3 reaction pair was conducted. This includes comprehending the evolution of the project carried out by the previous students and project researchers to the current thesis project. Following this, the maximum theoretical volume of composites in the reactor-heat exchanger (R-HEX) was determined. This was found to be 5262 cm3, and the corresponding SrCl2 in the R-HEX is 1631 g for an average salt density in the composite of 0.31g/cm3. Thereupon, a literature review was conducted on the performance evaluation of Thermal energy storage (TES) systems. The final report of International Energy Agency (IEA) Annex 30 (on Applications of TES in the Energy Transition: Benchmarks and Developments) presents numerous Key Performance Indicators (KPIs) relevant to TES systems and are classified into technical, economic, and lifetime performance indicators. These KPIs are used as the basis for the current thesis work and are compared to examples from other metalhalide-NH3 TCS systems. Finally, for the current thesis project, it was decided to focus the KPIs on technical performance indicators, such as energy storage capacity [kJ] and reaction advancement [-]. As one of the main tasks within the project, the data acquisition system (for measuring temperature, pressure, and mass flow rate parameters), as well as the system components and many final connections, were commissioned herein. A data acquisition manual is thus provided for future use. It considers all the data measuring instruments and their respective locations in the system and the data logger. Also, explanations are provided for the calibration of these instruments. As the next main task, a thermal homogeneity test of the reactors (to compare the heat transfer similarity of reactors before the first reaction) was performed, to investigate the underlying assumption that the reactors were identical was valid. After conducting the test, it was found that reactor A had slightly better heat transfer than reactor B. However, this inhomogeneity is not significant enough to affect the system’s overall performance. As the final main task, partial commissioning of the system (i.e., for the first absorption reaction in reactor B) with N2 (as a mock-test to troubleshoot the procedure forNH3) and then with NH3 were carried out. During the partial commissioning of the system using NH3, the NH3 was added in short pressure pulses (between 5-8 bar(a)) with idling between each pulse due to some practical reasons. In addition to this, the absorption reaction was carried out under less than ideal (still not unfavourable) absorption conditions by deliberately setting the heat transfer fluid (HTF) at high temperatures (e.g., at 105, 90, and 65 °C) to avoid a drastic pressure drop in the reactor between each NH3 pulse. At the end of the NH3 commissioning (possible completion of absorption), it was found that 1541 g of NH3 passed through the mass flow meter. The most likely scenario is that 1521 g of NH3 reacted with the SrCl2 salt in the reactor (the rest, 20 g, is in the dead space, comprised of, e.g., the voids in composite, voids in the R-HEX, and the volume in the gas lines). The heat released from the absorption reaction, in this case, is 3774 kJ (or 1.05 kWh), considering all eight ammines. The heat released from the absorption reaction of SrCl2∙NH3 (monoammine) to SrCl2∙8NH3 (octaammine) is 3224 kJ (or 0.89 kWh). The discharge power calculation is excluded here due to the special approach used in this first absorption, with long idling steps, making that irrelevant. In addition, the sustainability aspects of this TCS technology (SrCl2-NH3) used in this project were analyzed. Based on the analysis, it was found that this technology is environmentally friendly, economically feasible, and can aid in social development. Hence, this technology is considered sustainable, and the designed TCS system has an overall positive impact on sustainable development. To conclude, within this project, the designed TCS system was successfully operated for the first absorption in one reactor and is found to meet the design storage capacity (0.89 kWh). As this TCS system was mainly operated for data acquisition, and since the first absorption was performed at less-than ideal conditions, better absorption conditions are recommended for the subsequent cycles, accommodating better temperature and pressure conditions for both absorption and desorption reactions. Finally, evaluation of the system's technical performance at different reaction conditions (pressure, temperature) and optimizing the system for energy and economics are some of the key follow-up tasks for future work that will benefit the system. / Detta exjobbsprojekt är en del av ett forskningsprojekt Neutrons for Heat Storage (NHS), som handlar om termokemisk energilagring (TCS) och genomfördes med hjälp av tre nordiska forskningsinstitut. Projektet finansieras av Nordforsk och KTH Kungliga Tekniska Högskolan för KTH. I NHS-projektet, KTH:s mål är att utforma, bygga och driva ett TCS-system i bänkskala med ett fast-gasreaktionssystem som använder reaktionsparet strontiumklorid (SrCl2) och ammoniak (NH3), för värmelagring vid låg temperatur (t.ex. 40-100 ℃). Här används specifikt absorption av NH3 i SrCl2⋅NH3 (monoammin) till SrCl2⋅8NH3 (oktaammin) för värmeavgivning och desorption av NH3 från SrCl2⋅8NH3 till SrCl2⋅NH3 för värmelagring. Detta projekt syftade inledningsvis till att genomföra driftsättning, drift och insamling av experimentella data samt utvärdering av prestanda för TCS-systemet i bänkskala. På grund av olika förseningar i leveransen av flertal utrustningar och brister som upptäcktes under projektets gång, omdefinierades målen till att ta en partiell driftsättning av systemet med NH3 och genomföra den första absorptionscykeln i en av reaktorerna. Detta exjobbsprojekt var delvis ett gemensamt projekt, där Hjörtur Brynjarsson utförde olika uppgifter i det övergripande NHS-projektet som en del av sitt exjobbsprojekt, parallelt med arbetet som beskrivs i denna rapport. Brynjarsson’s arbete bestod i att granska och anpassa utformningen av denna bänkskala i TCS-system. För ytterligare detaljer om de brister som upptäcktes och motsvarande anpassningar av utformningen hänvisas läsarna till Brynjarsson’s rapport. I detta exjobbsprojekt, för att förstå TCS-systemets utformning, genomfördes bakgrundsforskning om det aktuella NHS projektet och reaktionsparet SrCl2-NH3. Detta innefattar att förstå utvecklingen av NHS projektet från tidigare projekt utförda av studenter och projektforskare för att sammanställa detta exjobbsprojekt. Därefter fastställdes i detta projekt den maximala teoretiska volymen kompositer i reaktor-värmeväxlare enheten (RHEX). Den visade sig vara 5262 cm3 och att motsvarande SrCl2 i R-HEX är 1631 g för en genomsnittlig salttäthet i kompositen på 0,31 g/cm3. Därefter gjordes en litteraturstudie om utvärdering av prestanda för system för termisk energilagring (TES). Slutrapporten om bilaga 30 från International Energy Agency (IEA) (om tillämpningar av TES i energiomställningen: Benchmarks och Utvecklingar) presenterar ett flertal nyckelindikatorer (KPI:er) för prestandaanalys som är relevanta för TES-system och som är klassificerade i tekniska, ekonomiska och livslängdsindikatorer. Dessa KPI:er används som grund för den aktuella exjobben och jämförs med exempel från andra metallhalogenid-NH3- TCS-system. För detta exjobbprojektet beslutades slutligen att fokusera KPI:erna på tekniska prestandaindikatorer, t.ex. energilagringskapacitet [kJ] och reaktionsframsteg [-]. Som en av huvuduppgifterna inom detta projekt togs datainsamlingssystemet (för mätning av temperatur, tryck och massflödesparametrar) samt systemkomponenterna och många slutliga anslutningar i drift här. En användarmanual för datainsamling tillhandahålls därför för framtida användning. Den gäller alla instrument för datamätning och deras respektive placering i systemet samt dataloggern. Dessutom ges här förklaringar till kalibreringen av dessa instrument. Som nästa huvuduppgift utfördes ett test av reaktorernas termiska homogenitet (för att jämföra reaktorernas likhet i värmeöverföring före den första reaktionen), för att undersöka om det underliggande antagandet att reaktorerna var identiska var giltigt. Efter att ha utfört testet konstaterades det att reaktor A hade en något bättre värmeöverföring än reaktor B. Denna inhomogenitet är dock inte tillräckligt betydande för att påverka systemets totala prestanda. Som sista huvuduppgift genomfördes en partielldriftsättning av systemet (dvs. för den första absorptionsreaktionen i reaktor B) med N2 (som ett simuleringstest för att felsöka förfarandet för NH3) och sedan med NH3. Under den partiella idrifttagningen av systemet med NH3 tillsattes NH3 i korta tryckpulser (mellan 5-8 bar(a)) med tomgång mellan varje puls av praktiska skäl. Dessutom utfördes absorptionsreaktionen under mindre än ideala (men ändå inte ogynnsamma) absorptionsförhållanden genom att värmeöverföringsvätskan medvetet ställdes in på höga temperaturer (t.ex. 105, 90 och 65 °C) för att undvika en drastisk tryckminskning i reaktorn mellan varje NH3-puls. I slutet av NH3-installationen (eventuellt avslutad absorption) konstaterades att 1541 g NH3 passerade genom massflödesmätaren. Det mest sannolika scenariot är att 1521 g NH3 reagerade med SrCl2-saltet i reaktorn (resten dvs., 20 g, finns i det döda utrymmet, som t.ex.består av hålrummen i kompositen, hålrummen i R-HEX och volymen i gasledningarna). Den värme som frigörs från absorptionsreaktionen är i detta fall 3774 kJ (eller 1,05 kWh), om man beaktar alla åtta aminer. Den värme som frigörs från absorptionsreaktionen av SrCl2∙NH3 (monoammin) till SrCl2∙8NH3 (oktaammin) är 3224 kJ (eller 0,89 kWh). Beräkningen av utmatningseffekten är utesluten här på grund av det speciella tillvägagångssätt som används vid denna första absorption, med långa tomgångssteg, vilket gör att den är irrelevant. Dessutom analyserades hållbarhetsaspekterna av denna TCS-teknik (SrCl2-NH3) som användes i detta projekt. På grundval av analysen konstaterades det att denna teknik är miljövänlig, ekonomiskt genomförbar och kan bidra till social utveckling. Tekniken anses därför vara hållbar och det konstruerade TCS-systemet har en övergripande positiv inverkan på hållbar utveckling. Sammanfattningsvis kan man konstatera att det konstruerade TCS-systemet inom ramen för detta projekt används på ett framgångsrikt sätt för den första absorptionen i en reaktor och att det uppfyller den avsedda lagringskapaciteten (0,89 kWh). Eftersom detta TCS-system huvudsakligen användes för datainsamling och eftersom den första absorptionen utfördes under mindre än ideala förhållanden, rekommenderas bättre absorptionsförhållanden för de efterföljande cyklerna, med bättre temperatur- och tryckförhållanden för både absorptions och desorptionsreaktioner. Slutligen är utvärdering av systemets tekniska prestanda vid olika reaktionsförhållanden (tryck, temperatur) och optimering av systemet med avseende på energi och ekonomi några av de viktigaste uppföljningsuppgifterna för framtida arbete som kommer att gynna systemet.

As the renewable energy sources are finding more place in the energy generation technologies,the Swedish energy market is also undergoing transformations. Renewable energy sources inthe energy generation system brings more volatility and price fluctuations which can mean challenges and opportunities. Svenska Kraftnät, as the authority responsible for safety and stability of Swedish transmission system, addresses the challenges with higher shares of renewable energy sources to some extent with more frequency stabilizing solutions but the electricity prices are controlled by free market which is led by NordPool. Växjö Energi is a state-owned company with energy generation facility of combined heat and power, operating in SE4 area of electricity market. As SE4 is the region affected the most with the price fluctuations, Växjö Energi is interested in analyzing the possibility of increasing their profit by utilizing the available energy storage technologies in the market in long term energy storage applications. The available energy storage solutions and the ones under development have each, their own pros and cons that this project attempts to go through from economical, technical, and sustainability perspective. Technologies such as compressed air energy storage and pumped hydro are more mature and there are more data available about them with less uncertainty. However, technologies such as gravity power module are new and there is not much information so the uncertainty of data is higher. A model has been developed in this project from earlier work of other researchers, to measure the highest possible profit for each energy storage technology in a specific price time series through electricity storage. The result suggests the compressed air energy storage, gravity power module, and pumped thermal electricity storage are the interesting technologies for further study. We show through this work that their costs and possible revenues are comparable. The future work on this subject is to include the suggested technologies with more details and adaptation to Växjö Energi conditions for more detailed and reliable results. / Förnybara energikällor får en större andel av energiproduktionsteknikerna samtidigt som den svenska energimarknaden genomgår förändringar. Förnybara energikällor i energiproduktionssystemet ger mer volatilitet och prisfluktuationer som kan innebära både utmaningar och möjligheter. Svenska Kraftnät, den ansvariga myndigheten för säkerhet och stabilitet i det svenska överföringssystemet, hanterar utmaningarna relaterade till högre andel förnybara energikällor med mer frekvensstabiliserande lösningar men samtidigt styrs elpriserna av den fria marknaden som leds av NordPool. Växjö Energi är ett statligt företag med energiproduktionsanläggning för kraftvärme som verkar inom SE4-området på elmarknaden. Eftersom SE4 är den region som drabbas mest av prisfluktuationerna, är Växjö Energi intresserad av att analysera möjligheten att öka deras vinst genom att använda tillgängliga energilagringsteknologier på marknaden för energibitrageapplikationer. De tillgängliga energilagringslösningarna och de som är under utveckling har alla sina egna fördelar och nackdelar som detta projekt analyserar ur ett ekonomiskt-, tekniskt- och hållbarhetsperspektiv. Teknik som tryckluft, energilagring och vattenkraft är mer mogna och det finns mer information om dem samt mindre osäkerhet. Däremot, energilagringsystem såsom gravitationskraftmodul är ny vilket gör att den tillgängliga informationen är begränsad och följaktligen mer osäker. Detta projekt har utvecklat en modell utifrån tidigare forskning i området, för att mäta högsta möjliga vinst för varje energilagringsteknik under en specifik tid genom ellagring. Resultatet antyder att lagring av tryckluft, tyngdkraftsmodul och pumpad termisk ellagring är de intressanta teknikerna för vidare studier. Genom detta arbete visar vi att deras kostnader och eventuella intäkter är jämförbara. Vidare studier utifrån detta projekt är att studera de föreslagna teknikerna djupare med hänsyn till Växjö Energis förhållanden för mer detaljerade och tillförlitliga resultat.

This report is a thesis for BTH in collaboration with the company Saab Kockums AB. In order to meet future environmental and economical demands, a vessel must reduce its fuel consumption to have a smaller climate impact and save money. Waste heat recovery systems (WHRS) captures the thermal energy generated from a process that is not used but dumped into the environment and transfers it back to the system. Thermal energy storage (TES) is the method of storing thermal energy which allows heat to be used whenever necessary. Some applications of TES are seasonal storage, where summer heat is stored for use in the winter or when ice is produced during off-peak periods and used for cooling later. The purpose of this study is to investigate the possibilities of utilising a vessel’s waste heat by converting thermal energy into electrical energy. This thesis also aims to investigate conditions for SaltX Technology’s nano-coated salt as a potential solution for thermal energy storage. Initially, the expectations and requirements a future WHRS were investigated in a function analysis. Continuously, the method consisted of a combination of a literature review and dialogue with stakeholders. The literature review was used as a tool to identify, select and study concepts of interest built on scientifically proven facts. Dialogues with stake holders were held as a complement to the literature study to find information. The study showed that an organic Rankine cycle has the highest efficiency for low-medium temperature heat and is therefore most suitable to recover thermal energy from the cooling water. The concept of a steam Rankine cycle is most suitable for recovering thermal energy from the exhaust gases for direct use.The study obtained conditions and important properties for storing thermal energy in salt for later use. Finally, the result showed that a Stirling engine is the most efficient concept for conversion of stored energy into electrical energy. The conclusions are that there are great possibilities for waste heat recovery on marine defence platforms. A Stirling engine for energy conversion in combinations with thermal energy storage shows most promise as a future waste heat recovery system on this type of marine platform. / Denna rapport är ett examensarbete för BTH i samarbete med företaget Saab Kockums AB. Arbetet utforskar möjligheterna att möta framtida miljömässiga och ekonomiska krav genom att låta fartyg minska sin bränsleförbrukning. System för återvinning av spillvärme (WHRS) fångar upp värmeenergi som vanligtvis kyls ner eller släpps ut i naturen och för den tillbaka till systemet. Termisk energilagring (TES) är metoder för lagring av värme som gör det möjligt att använda termisk energi när det behövs. Vissa applikationer av TES är säsongslagring, där sommarvärme lagras för användning på vintern eller när is produceras under vintern och används för kylning senare. Syftet med denna studie är att undersöka möjligheterna att utnyttja ett fartygs spillvärme genom att omvandla termisk energi till elektrisk energi. Detta examensarbete syftar också till att undersöka förhållandena för hur SaltX Technology’s nanobelagda salt kan användas som en potentiell lösning för lagring av termisk energi. Inledningsvis undersöktes WHRS:s förväntningar och krav i en funktionsanalys. Fortsättningsvis bestod metoden av en kombination av en litteraturstudie och dialoger med intressenter. Litteraturstudien användes som ett verktyg för att identifiera, välja och studera intressanta koncept baserade på vetenskapligt beprövade fakta. Dialoger hölls som ett komplement till litteraturstudien för att hitta information. Studien visade att en organisk Rankine-cykel har den högsta verkningsgraden för låg-medelhög temperatur och därför är bäst lämpad för att återvinna energi buren i kylvattnet samt att en ång-Rankine-cykel är bäst lämpad för att utnyttja energin från avgaserna för direkt användning. Studien erhöll förhållanden för termisk energilagring i salt samt viktiga parametrar för systemet. Slutligen visade resultatet att en Stirlingmotor är det mest effektiva konceptet för omvandling av lagrad energi till elektrisk energi. Slutsatserna är att det finns stora möjligheter för återvinning av restvärme på marina försvarsplattformar. En Stirlingmotor för energiomvandling i kombination med termisk energilagring visar störst potential som ett framtida system för återvinning av spillvärme på denna typen av plattformar.