This project proposes a hybrid system for hydrogen production, which includes a connection to the grid, a source of renewable energies, namely photovoltaic (PV), a Battery Energy Storage System (BESS), and a PEM (Proton Exchange Membrane) electrolyzer modelled from commercial technologies available. A dispatch optimization algorithm will evaluate the price of the energy inputs and the power available from the solar PV system and will decide the operation on an hourly basis to maximize net profit in a year timeframe. This algorithm will have a daily hydrogen production constraint. When the price of electricity is low, the energy is used for two purposes. First, to electrolyze water in the electrolyzer system and second, to store it in the BESS. The stored energy will be used to produce hydrogen when electricity prices are high or inject back to the grid when it is economically sound to do. The PV input will be used to alleviate the need for energy from the grid, therefore, it can be used to feed the electrolyzer or to store in the batteries or to inject back to the grid. In this study, a multi-energy system is modelled and its operation strategy for green hydrogen production is analyzed. Four topological scenarios were chosen, which include Scenario 1 (Grid + PEM), Scenario 2 (Scenario 1 + BESS), Scenario 3 (Scenario 2 + Grid injection), and Scenario 4 (Scenario 3 + Solar PV). These scenarios facilitate a comprehensive assessment of the system's economic and environmental performance contingent on the installed assets. In addition to the scenario analysis, the study broadens its scope by exploring two diverse geographical regions, Sweden and Spain, as case studies. This comparative approach offers invaluable insights into the role of factors like lower electricity prices and reduced solar energy availability, as observed in the Swedish case, versus the dynamics of higher electricity prices and abundant solar energy in the Spanish context. Lastly, the research undertakes a thorough sensitivity analysis, considering two pivotal factors with great influence over the system's behavior: hydrogen pricing and BESS capacity. This exploration enriches our understanding of how variations in these factors can impact the system's operational and economic viability. / Detta arbete presenterar ett hybridsystem för produktion av vätgas som integrerar elnätsanslutning, förnybar energiförsörjning genom solceller (PV), ett batterilager (BESS) och en PEM-elektrolysör. För detta energisystem har en optimeringsalgoritm för systemdrift skapats. Denna algoritm utvärderar energipriser och tillgänglig kapacitet från PV-systemet, och driftar systemet på timbasis för att optimera nettovinsten över ett år, med dagliga produktionsgränser för vätgas. När elpriset är lågt används energin för två ändamål: Att elektrolysera vatten i elektrolyssystemet, och att lagra det i batterilagret (BESS). Den lagrade energin från BESS kommer att användas för att producera vätgas när elpriserna är höga eller för att injicera tillbaka i elnätet när det är ekonomiskt försvarbart. Energin från PV-systemet används för att lindra behovet av energi från elnätet och kan användas för att driva elektrolysören, eller för att lagra i batterierna, eller för att injicera tillbaka i elnätet. I denna studie modelleras en elektrolysör, baserat på kommersiellt tillgängliga teknologier, och en driftsstrategi utvecklas för produktionen av grön vätgas. Fyra unika scenarier valdes ut: Scenario 1 (Nät + PEM), Scenario 2 (Scenario 1 + BESS), Scenario 3 (Scenario 2 + Injektion till Elnät) och Scenario 4 (Scenario 3 + Solenergi från PV). Dessa scenarier underlättar en omfattande bedömning av systemets ekonomiska och miljömässiga prestanda beroende på installeradetillgångar. Utöver scenarioanalysen vidgar studien sin omfattning genom att utforska två olika geografiska regioner, Sverige och Spanien, som fallstudier. Denna jämförelse ger värdefulla insikter i systemfaktorernas roll, där det Svenska fallet (med lägre elpriser och minskad tillgänglighet av solenergi) ställs emot the Spanska fallet (med högre elpriser och rikligt med solenergi). Slutligen genomför forskningen en noggrann känslighetsanalys och beaktar två avgörande faktorer med stor påverkan över systemets beteende: Priset på såld vätgas och BESS-kapaciteten. Denna utforskning berikar vår förståelse för hur variationer i dessa faktorer kan påverka systemets operativa och ekonomiska livskraft.

Planer finns till att bygga ett mikronät på Hemsön, i Härnösand. Denna studie syftar till att utreda möjligheter till detta och om möjligt identifiera var kostnadsbesparingar kan göras inför byggnationen och implementeringen av denna energigemenskap. Mikronätet kommer innefatta 18 tomter varvid sommarstugor förväntas byggas och enligt kontrakt även ska inkludera en produktionsanläggning för egenproducerad el, vilka förväntas bli solceller. En utredning har även gjorts för att finna svar på om energilagring via elfordon kan utnyttjas i stället för ett batterilager. Studien har funnit att denna typ av energilagring har potential att eliminera behovet av inköpt el under sommarmånader då solel produceras. Vidare har studien tydliggjort att implementering av detta mikronät ej tillåter en högre total produktion än 44,1 kW, vilket är betydligt lägre än först var väntat. Studiens resultat visar på att kabelskåpets impedans bör reduceras om högre produktion är önskat. Detta kräver vidare dialog med elnätsföretaget och en fortsatt utredning för detta är rekommenderat i framtiden. / Plans have arisen to build a micro grid in Hemsön, Härnösand. The purpose of this study is to evaluate possibilities for solutions and identify ways to save on costs during the building and implementation of the micro grid. The grid will contain 18 building plots where vacation homes may be built, which by contract shall include energy production assumingly solar panels. An investigation has also been conducted regarding if electric vehicles can be used for energy storage instead of batteries. During the study it has been found that energy storage through electric vehicles has the potential to eliminate the need to buy electricity during the summer months when solar power is produced. Furthermore, the study has shown that the maximum total production of solar power for the micro grid is 44,1 kW which is less than first expected. It has been found that the impedance needs to be reduced if a higher production is wanted. To resolute this, a dialogue needs to be held with the power supplier which is recommended going forward.

The potential of hydrogen as a clean energy carrier is hotly debated, but it promises to significantly contribute to a sustainable energy future. Hydrogen can replace fossil fuels in carbon-intensive industries, heavy transport and aviation, and support a renewable energysystem by acting as energy storage to balance intermittent supply. With increasing investment, high demand projections and the promise of hydrogen to reduce carbon emissions, it is becoming increasingly important to include hydrogen in energy models. While some studies include hydrogen in their energy models, they don’t comprehensively analyse the effects of uncertainty, which is significant in the hydrogen sector. This thesis addresses this gap by developing a Nordic energy model that includes hydrogen supply and storage using OSeMOSYS, based on the European OSeMBE model. In addition to a scenario analysis, a global sensitivity analysis is performed to identify the most influential uncertainties and key interactions between the hydrogen and electricity sectors. The study identifies hydrogen demand and carbon pricing as key uncertain drivers of change, affecting system costs and emissions levels. Uncertainty about the efficiency of carbon capture and the potential for biomass technology with carbon capture and storage also significantly impact emissions. While the share of renewables is projected to be robust, the technologies used for hydrogen production are susceptible to uncertainties. Steam reforming dominates in the absence of a strong carbon price. Electricity and hydrogen from biomass can provide negative emissions and have the potential to play an important role in decarbonisation. However, biomass availability is limited and policy support like carbon pricing is needed to make these technologies competitive in the market. A key link between the electricity and the hydrogen system is electrolysers. However, while cheaper electricity makes electrolysers more attractive, the cost and performance of hydrogen production technologies, such as steam reforming or biomass gasification, are more relevant in determining which hydrogen technologies will dominate. Hydrogen storage and fuel cells aren’t used in the study, except in small amounts for some of the runs in the sensitivity analysis. However, this may change with a specified time-dependent hydrogen demand or a finer time representation in the model. The thesis shows that uncertainties around hydrogen have a much larger impact on emissions than uncertainties around the electricity system. Hydrogen technologies are in close competition, with steam reforming difficult to displace. While in the Nordic countries, the advance of renewables in electricity generation seems unstoppable, the hydrogen sector needs public policy support to become an ally in decarbonisation rather than a burden. / Vätgasens potential som en ren energibärare är omdiskuterad, men den kan bidra avsevärt till en hållbar energiframtid. Vätgas kan ersätta fossila bränslen i koldioxidintensiva industrier, tunga transporter och luftfart, och stödja ett förnybart energisystem genom att fungera som energilagring för att balansera intermittenta leveranser. Med ökande investeringar, prognoser om hög efterfrågan och löftet om att vätgas kan minska koldioxidutsläppen blir det allt viktigare att inkludera vätgas i energimodeller. Vissa studier inkluderar vätgas i sina energimodeller, men de analyserar inte effekterna av osäkerhet på ett heltäckande sätt, vilket är betydande inom vätgassektorn. Den här avhandlingen adresserar detta gap genom att utveckla en nordisk energimodell som inkluderar vätgasförsörjning och lagring med hjälp av OSeMOSYS, baserat på den europeiska OSeMBE-modellen. Förutom en scenarioanalys utförs en global känslighetsanalys för att identifiera de mest inflytelserika osäkerheterna och viktiga interaktioner mellan vätgas- och elsektorerna. Studien identifierar efterfrågan på vätgas och prissättningen på koldioxid som viktiga osäkra drivkrafter för förändring, vilket påverkar systemkostnader och utsläppsnivåer. Osäkerheten kring koldioxidavskiljningens effektivitet och potentialen för biomassateknik med koldioxidavskiljning och lagring påverkar också utsläppen avsevärt. Även om andelen förnybara energikällor förväntas vara robust, är de tekniker som används för vätgasproduktion känsliga för osäkerheter. Ångreformering dominerar i avsaknad av ett starkt koldioxidpris. Elektricitet och vätgas från biomassa kan ge negativa utsläpp och har potential att spela enviktig roll i utfasningen av fossila bränslen. Tillgången på biomassa är dock begränsad och politiskt stöd i form av t.ex. koldioxidpriser behövs för att göra dessa tekniker konkurrenskraftiga på marknaden. En viktig länk mellan el- och vätgassystemet är elektrolysörer. Men även om billigare el gör elektrolysörer mer attraktiva, är kostnaden och prestandan för vätgasproduktionstekniker såsom ångreformering eller förgasning av biomassa mer relevanta för att avgöra vilka vätgastekniker som kommer att dominera. Vätgaslagring och bränsleceller används inte i studien, förutom i små mängder för några av körningarna i känslighetsanalysen. Detta kan dock förändras med en specificerad tidsberoende vätgasefterfrågan eller en finare tidsrepresentation i modellen. Avhandlingen visar att osäkerheter kring vätgas har en mycket större inverkan på utsläppen än osäkerheter kring elsystemet. Vätgasteknikerna konkurrerar nära varandra, men ångreformering är svår att ersätta. I de nordiska länderna verkar framstegen för förnybara energikällor inom elproduktion vara ostoppbara, men vätgassektorn behöver offentligt politiskt stöd för att bli en allierad i utfasningen av fossila bränslen snarare än en börda.

Arbetet Tillämpning av batterilager som energitjänsten lastutjämnare är en litteraturstudie och en kvantitativ studie. I studien har driftkarakteristiken år 2015 hos en matvarubutik legat till grunden. Arbetet har syftat i att besvara frågan kring ett batterilagers lämplighet som agerade för lastutjämning. För att ta reda på det har batterilagersegenskaper kartlagts och dimensionering gjorts utifrån två olika driftfall. En ekonomisk besparingspotential har även beräknats utifrån de bägge driftfallen. Driftfallen har valts att kallas teknisk dimensionering och ekonomisk dimensionering. De tekniska dimensionerade lagerna har en lager storlek om 617 kWh och 555kWh vilket motsvarar 7,1% respektive 5,8% av den dagliga energianvändningen. För de ekonomiskt dimensionerade lagerna har en lager storlek om 597 kWh och 233kWh vilket motsvarar 6,8% respektive 2,8% av den dagliga energianvändningen. Den ekonomiska besparingspotentialen blir som störst för en blandad körning av de bägge driftfallen. Trotts att besparingspotentialen är uppskattade under ideala förhållanden med varken förluster eller degraderad prestanda lönar det inte sig att investera i ett batterilager för att enbart utföra tjänsten effektutjämning idag. Investering i ett batterilager för effektutjämning har potential att bli lönsam först när den kan tillgodose fler energitjänster eller när alternativkostnaden är förhöjd. / This thesis, is a study of battery energy storage and its use as energy source and smoothening of power fluctuation. Studies have been made as a systematic review and a quantitative study. The study has consisted of analysing the power characteristic from a supermarket in the city of Varberg during year 2015. The object has been to evaluate the energy storage and the power smoothing qualities. Therefore the battery energy storages characteristics have been evaluated in this systematic review. For the quantitative study, calculations of the energy storage sizes were made for two separate operation modes. The two different operation modes were named technical dimensioning and economic dimensioning. The function of the technical dimensioning was to smooth the power outlet from the grid, while the function of the economic dimensioning was to enable the supermarket to buy more energy during low-price hours. Based on monthly power characteristics, each dimensioning gave as a result two energy storage possibilities, one in medium and one in small size. The technical dimensioning resulted in battery energy storage of the sizes 617 kWh and 555kWh which is comparable to 7,1% and 5,8% of the daily energy usage of the supermarket. The economic dimensioning resulted in battery energy storage of the sizes 597 kWh and 233kWh which is comparable to 6,8% and 2,8% of the daily energy usage of the supermarket. For optimizing the economic savings, a variation of technical and economic operation mode are needed, depending on calculated power usage through the day and elspot prices. The study shows that a battery storage is difficult to finance. The calculated economic savings were estimated during ideal conditions and without power loss or loss in performance. As a conclusion from this study a battery storage may have a good payback if there are several energy services to be filled.

The energy consumption in the world continues to increase, which makes energy saving measures important. In Sweden, where buildings account for a large part of total energy use, heat exchangers in ventilation are important to reduce energy consumption. However, Sweden's winters are often cold over large parts of the country, causing frost in the heat exchanger and high and uneven heating power requirements for ventilation units. The heating system in the building is required to manage the biggest power demand that may arise. From the ventilation unit, the greatest heating power requirement is arise in the event of frost conditions, as the power requirement from the heating coil increases during defrosting. By installing an accumulator tank together with the ventilation unit, the power requirement can be evened out. Power requirement for three different scenarios where the storage tank is used has been calculated. By using thermodynamic equations and measurements from Swegon counter flow heat exchanger results were accomplished. Optimal defrosting cycle times were evaluated by theory and equations. Other defrosting methods have been calculated to be compared to the solution with the accumulator tank. In a case with 600 litres per seconds supply and exhaust air flow, outdoor temperature at -10 ° C, the power requirement to the unit could be reduced by 67 % using an accumulator tank. An accumulator tank with a volume of 73 litres was required. By using an accumulator tank with the ventilation unit, investment costs could decrease by approximately 18 000 SEK when district heating is used as energy source. However, the solution with the storage tank will not be able to reduce district heating costs more than reduced flow cost for the district heating. If a heat pump I used approximately 95 000 SEK in investment cost could be saved when using an accumulator tank. Electricity cost could also be reduced but not much. Compared to other defrosting methods, the solution with accumulator tank will require the lowest power requirement for the ventilation unit, heat recover  most energy in the heat exchanger and at the same time create an even heat power requirement at frost conditions. / Energianvändningen i världen fortsätter öka vilket gör energisparåtgärder viktiga. I Sverige där byggnader står för en stor del av den totala energianvändningen är värmeväxlare inom ventilation viktiga för att minska energiförbrukningen. Dock är Sveriges vintrar ofta kalla över stora delar av landet vilket orsakar frostproblem i värmeväxlaren och högt och ojämnt värmeeffektbehov till ventilationsaggregat. Byggnadens värmesystem måste dimensioneras efter det största effektbehov som kan uppstå. Från ventilationsaggregatet sker det största värmeeffektbehovet vid frostförhållanden eftersom effektbehovet från värmebatteriet ökar vid avfrostning. Genom att installera en ackumulatortank tillsammans med ventilationsaggregatet skulle effektbehovet kunna jämnas ut. Effektbehov för tre olika scenarion där ackumulatortank används har beräknats. Det skedde genom användande av termodynamiska ekvationer och mätningar från Swegons motströmsvärmeväxlare. Tiden för hur lång avfrostningscykel som är optimal har utvärderas genom teori och ekvationer. Andra avfrostnings metoder har beräknats för att kunna jämföras med lösningen med ackumulatortank. I ett fall med till-och frånluftflöde på 600 l/s och dimensionerande utomhustemperatur på -10 °C kunde effektbehovet fram till aggregatet minskas med 67% genom att använda en ackumulatortank. En ackumulatortank med volymen 73 liter krävdes. Genom att använda en ackumulatortank tillsammans med ventilationsaggregatet kunde investeringskostnaden kunna minskamed cirka 18000 kr när fjärrvärme används som energikälla. Lösningen med ackumulatortank kommer dock inte kunna minska fjärrvärmekostnaden mer än att minska eventuell flödeskostnad för fjärrvärmen. Vid användande av bergvärmepump skulle cirka 95000 kr i investeringskostnad kunna sparas vid användande av ackumulatortank. Eleffektkostnaden kunde även minskas men relativt lite. Jämfört med andra avfrostningsmetoder kommer en lösning med ackumulatortank kräva lägst effektbehov till ventilationsaggregatet, återvinna mest energi i värmeväxlaren och samtidigt skapa ett jämt värmeeffektbehov under frostförhållanden.

För att en kvalitativ och driftsäker kraftomvandling från vind till elkraft skall erhållas ställs krav på en mängd olika faktorer. Klimatologiska och tekniska faktorer kräver korrekt dimensionering och anpassning av omvandlingstekniken för att största möjliga energimängd skall kunna omvandlas på ett driftsäkert och energieffektivt vis som vindkraftsägare, nätägare kräver. Vinden är som bekant en oberäknelig kraftkälla. Variationerna i styrka och tid kan innebära en hel del driftoptimeringsproblematik med efterverkningar för vindkraftsverket, nätet och belastningen. Konsekvenserna kan bero på vilken typ av teknik som är installerad i de olika delarna av energisystemet och i områdets elnät. Varierande effektbehov och effektfaktor i tiden har också en signifikant betydelse för elnätets stabilitet.  Anpassning av drift i elnätet mot den turbulenta vinden ger ofta avvikelser på spänning och effektflöden, speciellt i extrema situationer där svaga elnät existerar. God samverkan med vindkraftverket och nätets varierande aktiva och reaktiva effektbehov till energianvändaren kan ge förutsättningar för god elkvalitet och därmed optimerad och säker drift med få avbrott över tiden. Ofta kan och är det mekaniska, elektrotekniska val i vindkraftverket och tillhörande elsystem som spelar en avgörande roll för hur lönsam investeringen blir under verkets tekniska livslängd. Nätägaren eftersträvar en god interagering mellan elnät och elproduktion som ger upphov till få medeltalsfel mellan avbrott och elfel, detta kallas i branschen för ”Mean time between failures” MTBF.  Enligt Svensk energi skall långsamma och snabba spänningsvariationer samt övertoner och erforderlig kortslutningseffekt utredas och jämföras mot de krav och villkor som råder vid elektrisk integrering av elproduktion i elnätet. Förstudien har kommit fram till två lämpliga anslutningsförslag med vindkraftsprojektering. Det beskrivs senare i rapporten förslag på två tillhörande Smart Grid varianter med energilagring för anslutningsförslagen i det befintligt svaga lokala elnätet. / To achieve a reliable and qualitative power conversion from the wind into electric power, a variety of factors and demands need to be obtained. Climatological and technological factors requires proper dimensioning and adjustment of the conversion technology, to harvest the greatest possible amount of energy and to be converted in a reliable and energy efficient way, that windmill owners, power grid owners require. The wind is as familiar an unpredictable power supply. The variations in intensity over time could mean a number of drive optimization problems with after-effects of the wind turbine, power grid and load. The consequences may depend on which type of technology that is installed in the different parts of the energy system. The area's power grid and varying power needs with characteristics over time, also has a significant importance. The turbulent wind gives deviations of voltage and power flow, especially in various extreme situations in weak power grids. Good interaction between the wind turbine and power grid with varying active and reactive power demand for the energy users, provides conditions for a good power quality and thus, an optimal and safe operation with few interruptions over time. It can be, and often is the mechanics, electro-technical choices in the wind turbine and associated electrical systems that play a critical role in how profitable installation is during the wind turbines technological life. The power grid owner strives for a good interaction between the power grid and electrical generation which rise for few faults between interruptions and errors. In the branch this is known as "Mean time between failures" MTBF.  According to the Swedenergy, harmonics, slow and fast voltage variations including required short-circuit power should be investigated and compared with those requirements and terms that prevails with electrical integration of power into the grid. The feasibility study has concluded two suitable power connection proposals including wind mapping research, later in this report it is described and suggested two related Smart Grid variants with energy storage for the two power connection proposals in the existing weak local grid. / Judith Saari var betygsättare på muntlig presentation.

In this thesis the potential benefits of combining a photovoltaic (PV) system with a battery storage are investigated. The thesis is conducted at the company WSP in Uppsala and the aim is to design a PV system for the new city bus depot that is planned to be built in Uppsala, estimate the PV system capacity and investigate whether a battery storage can increase the self-consumption of the system. The results of this study are that the most appropriate installation of the PV modules is to place them horizontally on the roof and by that one can achieve an installed power of 715 kWp and a total annual electricity production of 871 MWh. This corresponds to a self-sufficiency of 29 % and a self-consumption of 92 %, which indicate that overproduction of electricity sometimes occurs. How different battery storages, based on both lead-acid and lithium-ion batteries, affect the system is evaluated by developing a battery model in MATLAB. From the results of the battery model it is concluded that battery storages with a capacity of 0.3–0.8 kWh/kWp are most suitable to combine with the PV system and this applies to both lead-acid and lithium-ion batteries. The interval 0.3–0.8 kWh/kWp corresponds to battery capacities of 200–600 kWh and the self-consumption increases to 93–94 % for the lead-acid battery storages and to 93–95 % for the lithium-ion battery storages. The economic analysis show that it is generally more profitable to increase self-consumption of self-produced PV power than to sell it to the grid. However, the high costs that are associated with the battery storages eliminates the economic benefits of the increased self-consumption of PV power. Therefore, it is not considered possible to justify the installation of a battery storage at the bus depot.

With increasing intermittency from renewable energy production, such as solar and wind power, the need for increased flexibility is quickly arising. The Åland Islands have an ambitious energy transition agenda with the goal of having a 100 % renewable energy system. Since there is no possibility of hydropower acting as regulatory power on Åland, reaching the goal is a challenging task. Increasing flexibility can be achieved by either implementing energy storage in the system or by matching the demand with the production.   The purpose of this study was to estimate and evaluate the technical potential of demand response (DR) on Åland, both in 2019 and for a scenario in 2030 when domestic production of wind and solar have increased. Six areas of interest were identified; electric heating, refrigeration processes, lighting, ventilation and air conditioning, electric vehicles and industries. Electricity import from Sweden to Åland was examined since high import coincides with either low domestic renewable production or high consumption. Import is therefore a good indicator for when flexibility is most required.  The results show that the technical potential of DR on Åland can lower the maximum electricity import from Sweden by 18 % in 2019. 4.3 % of the total import can be moved to times when there is less stress on the grid. Electric heating is the biggest contributor, and can by itself lower the import with three fourths of the total reduction. The domestic renewable production for 2019 is too low for DR to have an effect on the self-sufficiency. In 2030, the self-sufficiency and utilization of domestic renewable production could be increased with 4.2-9.9 % and 5.4-12 % respectively when using DR, depending on if vehicle-to-grid is implemented on a large scale or not. The cost of implementing DR is still uncertain, and varies between different resources. Nonetheless, DR in electric heating is presumably a less expensive alternative in comparison to batteries, while providing a similar service.

Utilizing Phase Change Materials (PCM) for Latent Thermal Energy Storage (LTES) applications have previously been extensively researched as a measure to reduce greenhouse gas emissions from energy consumption. In order to make use of the waste heat from industrial processes for LTES purposes, a new demand emerged for PCMs capable of phase change in mid-temperature ranges of 100 °C - 200 °C. This higher temperature requirement made most of the previously studied material inapplicable as they had much lower melting and solidification temperatures. With this in mind, a new generation of PCMs consisting of Sugar Alcohols (SA) has been proposed. Erythritol is seen as an especially promising SA with good thermophysical properties for LTES purposes. However, it has been shown to suffer from severe supercooling, which makes it unreliable in real applications. To eradicate this issue, two additives, Graphene Oxide (GO) and Polyvinylpyrrolidone (PVP) at varying mass fractions were mixed with pure erythritol to form a composite which was studied using the Temperature-history (T-history) method to determine its effectiveness in reducing supercooling. Results show that at its most effective mass fraction, GO reduces supercooling by 28 o C and a 31 o C reduction is seen by the addition of PVP. The impacts on the duration of crystallization was also documented and analyzed using the same method. It was observed that the duration of crystallization was increased with increasing mass fractions of the additives. Other important properties of the composites were also studied in order to determine the overall feasibility for industrial applications. It includes analysis of the storage capacity through latent heat, changes in viscosity along with impacts on thermal diffusivity of the composites. / Att använda fasändringsmaterial (PCM) för termisk energilagring i form av latent värme (LTES) har tidigare extensivt forskats och undersökts som en lösning för att minska utsläppen av växthusgaser från energiförbrukning. För att utnyttja spillvärme från industriella processer för LTES-ändamål uppstod en efterfrågan på PCM som ändrar fas i temperaturer mellan 100 °C - 200 °C. Detta krav på högre temperatur gjorde att de flesta av de tidigare aktuella materialen inte kunde tillämpas eftersom de hade mycket lägre smält- och kristalliseringstemperaturer. Med detta i åtanke har en ny generation av PCM bestående av sockeralkoholer (SA) föreslagits. Erytritol ses som ett särskilt lovande SA med goda egenskaper för LTES-ändamål. Den har dock visat sig drabbas av svår underkylning, vilket gör den opålitligt i verkliga tillämpningar. För att utrota detta problem blandades två tillsatser, Graphene Oxide (GO) och Polyvinylpyrrolidone (PVP) vid olika massfraktioner med ren erytritol för att bilda en komposit som studerades med metoden Temperature-history (T-history) för att bestämma dess effektivitet på att minska underkylningen. Resultaten visar att GO på sin mest effektiva massfraktion minskar underkylningen med 28 o C och tillsats av PVP lyckats minska den med som mest 31 o C. Påverkningarna på varaktighet av kristallisering dokumenterades och analyserades med samma metod. Det var observerad att varaktigheten av kristallisering ökades med ökande massfraktioner av tillsatserna. Även andra viktiga egenskaper hos kompositerna studerades för att avgöra rimligheten att använda dessa för industriella tillämpningar. Det inkluderar analys av lagringskapaciteten genom latent värme, förändringar i viskositet tillsammans med påverkan på kompositernas termiska diffusivitet.

The potential for electrical energy storage to both provide services to the electrical grid and help to better integrate renewable energies in the electrical system is promising. This report investigates one type of storage, compressed air energy storage (CAES), where energy is stored by compressing air during hours of low electricity demand and later expanding the air to generate electricity during high demand hours. To this day it exists two large plants, but small facilities have yet to be implemented, raising the question whether it could be viable to use CAES on a smaller scale as well. By creating a model of a CAES system based on the principles of thermodynamics and applying it to a hypothetical group of residences, its ability to balance daily fluctuations in electricity demand is explored. The result show that the system is able to cover some of the demand but there is no economic profit to be gained. The results of this report suggest that a CAES system of this size is not a viable option during current price market for electricity in Sweden but during other circumstances it could be relevant. / Dagens energisystem kräver vissa tjänster för att kunna behålla stabilitet och tillgodose energibehovet. Energilagring är ett sätt att förse systemet med dessa tjänster samtidigt som det också skapar möjlighet att bättre utnyttja förnyelsebara energiresurser, som vind och sol, som annars kan vara för oförutsägbara för att kunna utnyttjas maximalt. I denna studie undersöks komprimerad luft som energilagring (CAES). Sammanfattningsvis används billig elektricitet under timmar då elförbrukningen är låg för att komprimera luft och lagra denna för att sedan expandera luften igen och på så vis generera elektricitet vid behov eller då det finns ekonomisk vinstmöjlighet. CAES systemet kan vara uppbyggt och dimensionerat på flera olika sätt vilket undersöks samt beskrivs i närmare detalj. Möjligheten att använda CAES i liten skala för att tillgodose ett dagligen varierande energibehov undersöks och det utrönas ifall detta är ekonomiskt gynnsamt eller inte. Detta undersöks genom att skapa en modell över ett CAES-system som appliceras på energibehovet för en grupp bostäder. Resultatet visar att systemet kan täcka en del av energibehovet men ekonomisk vinning är inte möjligt. Utifrån dessa resultat konstateras att CAES i liten skala inte är ett ekonomiskt försvarbart alternativ för att täcka toppar i ett varierande energibehov vid det rådande energipriset i Sverige men under andra omständigheter skulle det kunna vara möjligt.