District heating is today the most common way of providing a building with heat and hot water in Sweden. It is an environmentally friendly product mostly used with renewable fuel. However, at power peaks most companies use production units that are more expensive and worse for the environment and should therefore be avoided as much as possible. This can be done with a method called load management. When a power peak occurs, the heat supply to buildings connected to the district heating system can be temporarily reduced. The heat energy can later be returned when the heat demand is lower. Thanks to the heat inertia of the buildings, the indoor temperature will not fall within the time frame for the load management. Historical data has been analysed to identify when and why power peaks occur in the district heating network. Power peaks throughout the district heating network have proved difficult to identify. However, for individual consumers clear patterns of power peaks have emerged. These power peaks mainly occur because of large use of hot water but also because of the shifting outdoor temperature. In order to see how the production cost would differ from the actual outcome load management was applied for Gävle's district heating 2018. The load management was calculated manually by identifying the most expensive production unit on an hourly basis. If a cheaper production unit had the potential to deliver higher power the next hour, the production was moved to the cheaper production unit. The process was repeated for each hour during 2018. After carrying out load management for Gävle's district heating network, 1 457 MWh had been shifted to a cheaper production unit. This resulted in a financial saving of 1,0 % of the total production cost. The environmental savings showed a reduction from 6.1 to 5.9 g CO2eq /kWh a total of 197 tonne CO2eq. In the exact same way, a load management was performed for a scenario where Gävle and Sandviken's district heating network were connected. The gain for a load management with Sandviken will be considerably larger, a reduced production cost of 3.6 % is possible. The environmental savings showed a reduction from 8.4 to 7.8 CO2eq /kWh a total of 575 tonne CO2eq. For future efficient load management, buildings should be divided into different classes depending on the building's time constant. User patterns for the entire district heating network have proved difficult to detect. Artificial intelligence can be an option for short-term forecasting of the power output / Fjärrvärme är idag det vanligaste sättet att förse en bostad med värme och tappvarmvatten i Sverige. Fjärrvärmen är ofta en miljövänlig produkt som kan produceras av till exempel biobränsle- och avfallseldade kraftvärmeverk eller spillvärme från industrier. Vid tillfälligt högt effektbehov, effekttoppar, använder sig merparten av bolagen av dyrare produktionsenheter med större miljöpåverkan. Dyrare produktionsenheter bör undvikas i största möjliga mån och i detta syfte används metoden laststyrning. Vid en effekttopp kan värmetillförseln till byggnader sänkas temporärt för att återföras några timmar senare när effektbehovet är lägre. Tack vare värmetrögheten i byggnaderna bör inomhustemperaturen inte sjunka inom tidsramen för laststyrning. Statistik från Gävles fjärrvärmanvändning på timbasis under 2018 har analyserats för att identifiera när och varför effekttoppar sker. Effekttoppar i hela fjärrvärmenätet har visat sig svåra att identifiera. På lokal nivå har däremot tydliga mönster för effekttoppar framkommit. Dessa effekttoppar beror till största del av tappvarmvattenanvändning men även förändringar i utomhustemperaturen. För att se hur produktion och last kunde skiljt sig från det verkliga utfallet tillämpades laststyrning för Gävles fjärrvärmeproduktion 2018. Laststyrningen beräknades manuellt genom att den dyraste produktionsenheten identifierades på timbasis. Om en billigare produktionsenhet hade potential att leverera högre effekt nästkommande timmar försköts produktionen. Därefter upprepades processen för varje timme under 2018. Efter utförd laststyrning för Gävles fjärrvärmenät hade ca 1 457 MWh förskjutits till en billigare produktionsenhet. Det gav en ekonomisk besparing på 1,0 % av Gävles totala produktionskostnad. Den miljömässiga besparingen visade på en sänkning från 6,1 till 5,9 [g CO2ekv /kWh] sammanlagt 197 ton CO2ekv. På samma sätt utfördes en laststyrning för ett scenario där Gävle och Sandvikens fjärrvärmenät sammankopplats. Vinsten för en laststyrning med Sandviken blev betydligt större med en minskad produktionskostnaden på 3,6 %. Den miljömässiga påverkan sjönk från 8,4 till 7,8 g CO2ekv /kWh sammanlagt 575 ton CO2ekv. För en framtida effektiv laststyrning bör byggnader delas in i olika klasser beroende på byggnadens tidskonstant. Användarmönster för hela fjärrvärmenätet har visat sig svårt att identifiera. Artificiell intelligens kan vara ett alternativ i framtiden för att prognostisera effektuttaget

Uppsala County has ambitious environmental aims for the planned residential area inÖstra Sala backe. In this thesis different energy sources have been evaluated todetermine which system that would be most favorable given currently availableinformation about the project. Planned energy usage has been divided into tap waterheating, space heating and power. Three base case scenarios were made with districtheating, small scale bio fuel and heat pump. Solar power and solar heating were thensimulated and the production from the two could individually be deducted from theenergy need in the base cases, constituting 9 different scenarios. Net energy demandwas then multiplied by factors for primary energy use and carbon dioxide equivalents,and life cycle costs were calculated. The results showed that different energy sourceswere favorable regarding different aspects. In terms of carbon emissions the scenariowith combined bio fuel and solar power had the lowest. District heating and solarpower was the most favorable solution regarding primary energy. The bestinvestment was heat pump together with solar power modules. One of the mainconclusions was that solar power improved the results for each of the three basicheat supplier systems. Solar heating was also a good option, just not at the samemagnitude. The calculations made in this project are made with assumptions on someaspects. If the premises, laws or energy properties were to change before the projectis completed, the actual outcome may differ from the results presented in this report. / Uppsala kommun har ambitiösa mål i uppförandet av en hållbar stadsdel i Östra Sala backe. Dekommande 10-15 åren ska totalt fyra etapper genomföras och resultera i 2 000 nya bostäder. Åttabyggherrar har valts ut för att bygga bostäder, förskola och äldreboende i en omfattning om 55 000 m2i Etapp 1. I detta arbete har områdets energisystem modellerats där bedömningsparametrarnakoldioxidekvivalenter, primärenergianvändning och ekonomi har analyserats.Planerad energianvändning har delats upp på behov för tappvarmvatten, uppvärmning och el för entypisk dag i månaderna mars, juni, september och december. Dessa valdes för att begränsaomfattningen av beräkningar och samtidigt få med Uppsalaklimatets säsongsvariationer. För atttillgodose behoven har olika energitekniker analyserats med hänsyn till deras miljöprestanda ochmedförda kostnader.De energikällor som studerades var fjärrvärme, värmepump, biobränsle, solceller, solfångare ochsmåskalig vindkraft. Fjärrvärme, värmepump och biobränsle i pelletsform utgjorde basen till trereferensscenarier för värmeförsörjning. Energiutbyte från solceller och solfångare simulerades iprogramvarorna PVsyst respektive ScenoCalc för att erhålla produktion av el och värme medtimupplösning för de fyra dagarna. Till varje referensscenario lades solceller och solfångare till en åtgången, vilket totalt gav nio olika scenarier som låg till grund för resultatet. Vindförhållandena inomUppsala stadsgränser visade sig vara otillräckliga för att småskalig vindkraft skulle vara aktuellt, varpåden tekniken uteslöts från vidare beräkningar i ett tidigt skede.Värme- och elbehov räknades även de fram på timbasis för de fyra dagarna varpå produktion frånsolenergi kunde användas för att beräkna nettobehov för bostäderna. De olika energislagens kostnaderoch miljöprestandafaktorer multiplicerades med antal kWh och värden kunde fås för totalprimärenergianvändning, koldioxidutsläpp och livscykelkostnad.De flesta byggherrarna har angivit att fjärrvärme är deras förstahandsval som värmesystem. Resultatetindikerar på att detta inte nödvändigtvis är det bästa alternativet inom de tre bedömningskategorierna.Tillsammans med solceller är just fjärrvärme mest fördelaktigt gällande primärenergianvändning.Inom kategorin koldioxidekvivalenter ger biobränsle med solceller lägst utsläpp. Mestkostnadseffektivt visade sig värmepump kombinerat med solceller vara. Energisystem för en hållbarstadsdel bör, enligt resultatet i denna rapport, väljas utifrån vilken eller vilka parameter man anserviktigast. En av slutsatserna är att solceller är lönsamt ur alla perspektiv och rekommenderas oavsettvärmesystem.Beräkningar i detta arbete är delvis beroende av olika antaganden. Ändras förutsättningarna frånbyggherrarnas sida, lagar eller egenskaper hos de olika energislagen kan det verkliga utfallet kommaatt skilja sig från resultatet i denna rapport.

The installation of variable renewable energy sources has rapidly increased during the last decade in several countries. It is likely that it will also increase in Sweden. Such a development could lead to periods of very high power production. In order to keep the stability of the electric grid, curtailment is the most common feed-in management method. This study examines how Power-to-Heat can utilize this surplus power in Swedish district heating systems instead of using curtailments and thereby facilitate the development of installed variable renewable energy sources. During this study a model was developed in MatLab where the capacity utilization was simulated for Power-to-Heat. The study indicates that the capacity utilization varies from 1,1–4,2 TWh electricity. In this scenario a share of the base load is substituted with new installed wind and solar power; 50 TWh respectively 10 TWh. The parameter that showed greatest sensitivity for the analysis were how the net power profile was simulated.

För att pådriva utvecklingen mot ett mer hållbart Gävle kommer Gävle Energi AB implementera en ny säsongsbaserad kapacitetsmodell ifrån årsskiftet 2019. Som ska skapa ekonomiska incitament för energieffektivisering i fastigheter inom Gävles fjärrvärmenät. Denna studie kartlägger värmeenergianvändningen i en fastighet som riskerar en förhöjd totalkostnad för fjärrvärmen till följd av den nya prismodellen. Målet med studien är att reducera värmeenergianvändningen utan att investera i fastigheten, vilket möjliggörs genom att värmeenergitillförseln till fastigheten regleras. Genom att programmera ett års historisk data av temperaturer, solinstrålning, el- och värmeeffekter så prognostiseras värmetillförseln på samma sätt som fastighetens styrsystem Kabona Eco-pilot. Styrsystemet tillämpar en flytande inomhustemperatur vilket bidrar till att fastighetens värmetröghet inkluderas i värmeregleringen. Studien inkluderar två prognoser som jämförs med den verkliga värmeenergianvändningen och den nya kapacitetsprismodellen. Prognos 1 är baserad på en årscykel och prognos 2 baseras på intervallet november 2017 till mars 2018. Syftet med prognos 2 är att tillämpa en strategisk värmelaststyrning för att sänka värmekapacitetsbehovet vid -10˚C. Prognos 1 indikerar att en värmeenergibesparing på 26% kan uppnås. Prognosen tar hänsyn till solinstrålning och vissa delar utav den interna värmegenereringen. Utan att Diös fastigheter AB investerat i några energibesparingsåtgärder prognostiseras en besparing på 44 700SEK under ett års drift. Fastigheten har idag energiprestanda energiklass D och kommer efter besparingen att kunna uppnå energiklass C. Prognos 2 indikerar att en kapacitetsreducering kan uppnås motsvarande 46,1% samtidigt som den rörliga värmeenergianvändningen minskar. Totalt sett finns en besparingspotential på 47,8% och 216 700 SEK under perioden 2017-11-01 till 2018-03-31, dock med följd att inomhustemperaturen sjunker. / In order to continue the development towards a more sustainable city of Gävle, Gävle Energi AB will implement a new season-based capacity model by the year 2019. It creates economic incentives for energy efficiency in real estate’s within Gävle's district heating network. This report investigates how the heat energy is used for a building that risks an increased heat energy cost, due to the new pricing model. The aim of the study is to reduce the heat energy usage without investing in the building, which is made possible by regulating the thermal energy supply to the building. By programming one year of historical data of temperatures, solar radiation, power- and heat effects the heat supply is forecasted the same way as the building's control system Kabona Eco-pilot is working. The control system applies a floating indoor temperature, which contribute that the thermal inertia of the building is included in the heat load control. The study includes two forecasts that are compared to the actual heat energy use and the new capacity price model. Forecast 1 is based on an annual cycle and forecast 2 is based on the range of November 2017 to Mars 2018. The aim of forecast 2 is to apply a strategic heat load control to reduce the heat capacity needed at -10˚C. Forecast 1 indicates a potential heat energy saving of 26% even though Diös Fastigheter AB does not invest in any energy saving technology. A saving of approximately 44 700 SEK is forecasted for the annual cycle. The building has an energy class D and has the potential to achieve energy class C after the change of control system parameters. Forecast 2 indicates a potential capacity reduction corresponding to 46,1% while the variable heat energy consumption decreases. Overall, there is an approximated heat energy saving potential of 47,8%, which corresponds to 216 700 SEK, during the range of 2017-11-01 to 2018-03-31. Due to the consequence of a lower indoor temperature.

The purpose of this thesis is to simulate different scenarios where all vehicles are replaced by electric vehicles in the future.   An addition of electric vehicles to the electric grid is not easy to handle, especially not if the consumers choose to charge their vehicles with higher power. As can be seen in the results of this report, flexible demand through power management is a good option to reduce overall power consumption. Of course, customers will have to agree to that their consumption is controlled in this manner.   Using solar cells during the summer works well, but it’s harder wintertime as the largest electric demands arise during the night, when there is close to no sunlight. However, in the case of batteries, they may be helpful. Possibly by letting the solar cells charge the battery during the day and then use it to help charge the electric vehicle during the night. Unfortunately, it was not possible to include this scenario as the used software was unable to handle batteries in that way.   By completely replacing the heat source, in this case with district heating, and thus releasing available power in the transformer, turned out to be the best option. In this way, virtually all predicted amounts of electric cars could be charged with optional charging strength between 3.7 and 11 kW.   As for the T422 transformer, there is no choice but to replace it if a larger number of electric vehicles wants to start charging there. At present, it can handle a maximum of 10-20 electric vehicles that charge at the lowest power as there is only about 50 kW available there winter time. District heating cannot be applied either as the connected customers do not use electric heating. / Detta arbete har till syfte att simulera olika scenarier i ett område där samtliga fordon ersätts av elbilar i framtiden.   En tillkomst av elbilar i elnätet är inte lätt att hantera, speciellt inte om kunderna i nätet väljer att ladda med högre effekt. Vilket kan ses i resultatet i denna rapport, är flexibel förbrukning genom effektstyrning ett bra alternativ för att sänka den totala effektförbrukningen. Fast det gäller då givetvis att kunderna går med på att förbrukningen styrs på detta sätt.   Att använda solceller fungerar bra sommartid, men vintertid är det värre, då det största elbehovet uppstår på natten, när det inte är lika stor solljustillgång. I samband med batterier kan de dock vara till hjälp. Möjligen genom att låta solcellerna ladda upp batteriet under dagen och sedan använda det för att hjälpa till att ladda elbilen under natten. Dessvärre var det inte möjligt att simulera detta scenario på grund av brister i mjukvaran som användes.   Att helt ersätta värmekällan, i detta fall med fjärrvärme, och därmed frigöra effekt i transformatorn visade sig däremot vara det bästa alternativet. På så sätt kunde i stort sett samtliga mängder elbilar laddas med valfri laddningsstyrka mellan 3,7 och 11 kW.   Vad gäller transformator T422, ses inget annat val än att byta ut den om ett flertal elbilar ska börja ladda där. I nuläget klarar den av högst 10-20 elbilar som laddar på lägsta effekt eftersom det endast finns ca 50 kV tillgängligt vintertid. Fjärrvärme kan inte användas där heller som komplement då de tillkopplade kunderna inte använder elektrisk uppvärmning.

EUs direktiv för energiprestanda innebär att alla nya byggnader från och med 2021 ska vara nära-nollenergibyggnader. De stundande kraven innebär att beställare måste skärpa sina energikrav vid upphandling av flerbostadshus. Vidare spelar lågenergibyggnader som koncept en viktig roll för att nå hållbar utveckling och det är av högsta vikt att kommande byggprojekt blir effektiva både i byggprocess och vidare i driftskedet.  Nybyggnation av lågenergibyggnader har visat sig problematisk i många aspekter, där den uppmätta energianvändningen i många fall visat sig väsentligt högre än vad som projekterats. I och med den ny byggpraxis med bättre isolation, lufttäthet och ventilation med återvinning blir tappvarmvatten och hushållsel de största energiposterna i en byggnads energibalans.  Syftet med arbetet är att konkretisera problemen som finns för nyproducerade flerbostadshus med energikrav för lågenergibyggnader. Utifrån det har fokus lagts på två byggnader som AB Bostäder låtit bygga – båda projekterade för att uppnå lågenergikrav.  Likt befarat visar Examensarbetet att det är svårt att härleda problemet till specifika poster. Byggprocessen i sig kan vara en bidragande faktor, där tidsbrist, bristfällig kommunikation och okunskap kring ny byggpraxis är förekommande i en bransch som har svårt att hinna med den efterfrågade volymen av nybyggnation. Vad gäller specifika felkällor till försämrad energiprestanda stödjer vår rapport tidigare publicerade rapporter i ämnet där bristfällig indata vid energiberäkningar, byggprocessens inverkan, oaktsamhet av VVC-förluster och betydelsen av brukare har belysts. / The energy performance of buildings directive means that all new buildings must be nearly zero energy buildings by 31 December 2020. The current requirements mean that constructor companies must tighten their energy requirements when procuring multi-family houses. Lowenergy buildings as concepts play an important role in achieving sustainable development, and it is of the utmost importance that future construction projects become effective both in the construction process and on further operation.  New construction of low-energy buildings has proved to be quite problematic in many aspects, where the measured energy performance in many cases proved to be significantly higher than projected. With the new building practice with better insulation, air tightness and ventilation with recycling – hot water supply and household appliances become the largest energy posts in a building's energy balance.  The purpose of this master thesis is to concretize the problems that exist for newly produced multi-family houses with energy requirements for low-energy buildings. Based on this, focus has been on two building that AB Bostäder Borås recently has built – both built to achieve low energy requirements.  As expected, this master thesis shows the difficulty to deduce the problem to specific aspects. The construction process itself may be the source of error, where time shortages, inadequate communication and lack of knowledge concerning low energy buildings are present in an industry with difficulties catching up with the demanded volume of new construction. Regarding specific sources of vulnerability to energy performance, our report supports previously published reports where the lack of input data for energy calculations, the impact of the construction process, negligence of losses due to recirculation of hot water and the importance of user behaviour have been highlighted.

Detta arbete har utförts på uppdrag givet av Sundsvall Energi AB med syftet att skapa en koppling mellan Sundsvall Energi AB:s ackumulator i Granloholm och stadsnätet med temperatur- och därmed volymbas, samt använda denna koppling för att få en bättre förståelse för deras läckage. Under Projektets gång genomfördes en litteraturstudie och en undersökning av företagets nuvarande system, för att få en förståelse över systemet och uppdraget. Avsaknaden av liknande arbeten tvingade mig att titta på läckage detektionsmetoder som var relevanta även fast de inte hanterade samma område helt och hållet. Handledarna och personal på plats hjälpte däremot till med att få fram den information som efterfrågades samt gav råd och tips om aspekter angående uppdraget som inte hade tagits i betänkande tidigare. Modellen utvecklades fram bit för bit under arbetes period, då inget annat arbete hittades som kunde ge någon riktig ram för arbetet. Modellen har visat sig vara noggrannare än dess företrädare men också svårare att implementera då den behöver behandla mycket mer indata.   Examensarbetet har visat hur annorlunda energisystem kan vara från varandra och hur olika, de olika metoderna som finns att titta och åtgärda problem i systemet är. Användning av existerande mätare och instrument är inte alltid pålitligt eller tillgängligt och antaganden och föreklingar måste ibland göras för att få en översiktsbild och en fungerande grund att utgå ifrån. / This work has been carried out on behalf of Sundsvall Energi AB, with the purpose of establishing a link between Sundsvall Energi AB:s accumulator in Granloholm and the urban network with a temperature base, and using this connection to get a better understanding of their leakage. During the project, a literature study and a survey of the company's current system, was conducted to gain an understanding of the system and the mission. The lack of similar work forced me to look at leak detection methods that were relevant even though they did not handle the same area altogether. On the other hand, counselors and staff members assisted in obtaining the information requested and gave advice and tips on aspects of the assignment that had not been included in the report before. The model was developed piece by piece during the work period, when no other work was found that could provide a proper framework for the work. The model has proven to be more accurate than its predecessor but also more difficult to implement. The thesis has shown how different energy systems can be from each other and how different, the different methods that are available to look and solve problems in the system are. The use of existing meters and instruments is not always reliable or available, and assumptions and occurrences must sometimes be made to get an overview picture and a valid basis.

Det råder koncensus bland klimatforskare världen över att en omställning från fossila bränslen till mer klimatneutrala alternativ måste ske i energiproduktionen om det ska gå att hejda den globala uppvärmningen. Ett alternativ för att lyckas med detta är att producera energin från förnybara energikällor som vind och solkraft. Detta är också något som utnyttjas i allt högre grad runt om i världen, men problem uppstår dock när en stor del av en regions andel av energiproduktionen kommer från dessa källor. Det skapas en prisvolatilitet på marknaden, med priser som varierar lika mycket som vindstyrkan eller solinstrålningen. Ibland sjunker priserna så lågt att det är svårt att nå en lönsamhet för kraftverken. För att komma till bukt med denna obalans på energimarknaden kommer det att behöva byggas ett energilagringssystem som lagrar energin de förnybara källorna producerar. Ett alternativ för att lagra energi är att utvinna vätgas genom elektrolys när priserna på elmarknaden är låga för att sälja detta till olika aktörer. Tanken är att prisdalar ska jämnas ut om en överproduktion av el motverkas av en ökande elförbrukning genom vätgasframställning. På samma sätt jämnas pristopparna ut genom att upphöra med denna framställning när elproduktionen minskar. De aktörer som kan tänkas använda den producerade vätgasen kan vara allt från förbrukare inom industrin, vätgasbilar i transportsektorn, stationära bränsleceller för reservkraftverk, omvandling av koldioxid till biogas med hjälp av vätgas och konvertering av oljeeldade värmepannor. Vätgas är en skrymmande gas vid normalt tryck och temperatur, varför lagring måste ske i högt tryck eller i vätskefas. Detta göra att lagring och transport är två av de kostsammaste aspekterna i vätgashanteringen. Elpriset är också en stor kostnadsdrivare när vätgas framställs genom elektrolys. Dock kan en del av kostnaden för inköp av elenergi till en sådan här elektrolysanläggning undvikas om den placeras inom ett så kallat icke konscessionspliktigt nät, där ingen överföringsavgift behöver betalas. Exempel på sådana områden är vindkraftsparken på berget Uljabuouda utanför Arjeplog och fjärrvärmeverket på Hedensbyn i Skellefteå. Det huvudsakliga syftet med denna rapport har varit att undersöka om det är ekonomiskt försvarbart att lagra energi i form av vätgas genom elektrolysframställning. För att undersöka detta valdes att placera två tänkta elektrolysörer på Uljabuouda och Hedensbyn tillsammans med en jämförelseanläggning i Arjeplogs samhälle. Dessutom valdes två olika storlekar på elektrolysörerna, en som producerar 150 Nm3 vätgas i timmen, kallad C150, och en annan som producerar 300 Nm3, kallad C300. Förutom det huvudsakliga syftet har rapporten undersökt vilket snittpris på el det varit under de senaste fyra åren. Det presenteras också några beräkningar för olika marknadsaktörers möjligheter att använda vätgas. Undersökningens resultat Lönsamheten för elektrolysören styrs i första hand av om all vätgas som produceras kan säljas, givet att anläggningen placeras inom icke koncessionspliktigt nät. Placeras den utanför sagda område är lönsamheten betydligt sämre. Placering av elektrolysören på Hedensbyn ger lite bättre ekonomiskt resultat och kortare återbetalningstid i jämförelse med en placering på Uljabuouda. Det här beror till största del på de stordriftsfördelar som antas erhållas i anslutning till ett bemannat fjärrvärmeverk. Återbetalningstiden i år för en elektrolysör som producerar 150 Nm3/h, med en drifttid på 4000 h/år och ett försäljningspris för vätgasen på 90 kr/kg är följandeUljabuouda: 11,3 år Arjeplog: 14,4 år Hedensbyn: 10,8 år Återbetalningstiden i år för en elektrolysör som producerar 300 Nm3/h, med en drifttid på 4000 h/år och ett försäljningspris för vätgasen på 90 kr/kg är följandeUljabuouda: 7,92 år Arjeplog: 9,25 år Hedensbyn: 7,75 år Det är osäkert om det går få tillstånd att bygga en elektrolysör på Uljabuouda. Detta gör att det kanske inte ens är lönt att överväga byggnation av en elektrolysör på detta ställe. De senaste fyra åren har snittpriset på el har varit 274 kr/MWh. Vid ett så lågt elpris kan vindkraftverk få problem med lönsamhet för sin elproduktion. Marknadsundersökningen visar att marknaden för vätgas i Västerbotten och Norrbotten inte är speciellt stor i nuläget. Den kan dock komma att växa. Biltestverksamheten i Arjeplog kan inom en snar framtid förbruka en väsentlig del av det som en elektrolysör i storlek C150 producerar. Fjärrvärmeverket på Hedensbyn är också en möjlig förbrukare av vätgas i sina uppstartsbrännare. / There is a consensus amongst climate scientists around the world that a shift from fossil fuels to more climate-neutral alternatives must take place in the energy production in order to cope with global warming. One way to succeed with this is to produce energy from renewable sources such as wind and solar power. This is also something that is increasingly being utilized around the world, but problems arise when a large part of a region's share of energy production comes from these sources. There can be price volatility in the market, with prices that vary as much as wind or solar radiation. Sometimes prices drop so low that it is difficult to achieve profitability for power plants. In order to overcome this imbalance in the energy market, an energy storage system will need to be built that stores the energy the renewable sources produce. An alternative to storing energy is to extract hydrogen through electrolysis when prices in the electricity market are low to sell this to different players. The idea is that price valleys will be leveled out if an overproduction of electricity is counteracted by increasing electricity consumption through hydrogen production. Similarly, pricing peaks are leveled by ending this production when power generation decreases. The operators who may use the hydrogen produced may range from industrial users, hydrogen vehicles in the transport sector, stationary fuel cells for reserve power plants, conversion of carbon dioxide to biogas by hydrogen and conversion of oil-fired boilers. Hydrogen is a bulky gas at normal pressure and temperature, so storage must take place in high pressure or in liquid phase. This means that storage and transportation are two of the most expensive aspects of hydropower management. Electricity price is also a major cost driver when hydrogen is produced by electrolysis. However, part of the cost of purchasing electricity for such an electrolysis plant can be avoided if it is placed within a so-called non-licensed network, where no transfer fee is required. Examples of such areas are the wind farm on the Uljabuouda mountain outside Arjeplog and the district heating plant at Hedensbyn in Skellefteå. The main purpose of this report has been to investigate whether it is economically justifiable to store energy in the form of hydrogen through electrolysis production. To investigate this, it was decided to place two thought electrolysers on Uljabuouda and Hedensbyn together with a comparison facility in Arjeplog's society. In addition, two different sizes were selected on the electrolysis tubes, one that produces 150 Nm3 hydrogen per hour, called C150, and another that produces 300 Nm3, called the C300. In addition to the main purpose, the report has examined the average price of electricity for the last four years. It also presents some estimates for the potential of various market participants to use hydrogen. Survey results: The profitability of the electrolyzer is primarily governed by the fact that all hydrogen produced can be sold, given that the plant is placed within non-concessionary networks. Placed outside the stated area, profitability is significantly reduced. Placement of the electrolyzer on Hedensbyn gives a little better financial performance and a shorter payback time compared to a location on Uljabuouda. This is largely due to the economies of scale assumed to be obtained in connection with a manned district heating plant. The payback time in figures for an electrolyzer that produces 150 Nm3/h, with a running time of 4000 h/year and a sales price of 90 kr/kg of hydrogen is the followingUljabuouda: 11,3 år Arjeplog: 14,4 år Hedensbyn: 10,8 år The payback time in figures for an electrolyzer producing 300 Nm3 / h, with a running time of 4000 h / year and a sales price of 90 kr / kg of hydrogen is the followingUljabuouda: 7,92 år Arjeplog: 9,25 år Hedensbyn: 7,75 år It is uncertain whether permission is being given to build an electrolyzer on Uljabuouda. This may make the construction of an electrolytic tube there not even worth to consider. In the past four years, the average electricity price has been 274 kr / MWh. This is a low electricity price due to overproduction of electricity. At such a low electricity price, wind turbines can have problems with profitability for their production. The market survey shows that the market for hydrogen in Västerbotten and Norrbotten is not particularly high at present. However, it may grow. The car test business in Arjeplog can in the near future consume an essential part of what an electrolytic tube in size C150 produces. The district heating plant at Hedensbyn is also a potential hydrogen source in its boot burner.

The purpose of this study is to describe how companies on the district heating market implements their investment analysis, identify which risks and uncertainties exists within investments in district heating and define the implementation of risk management. The theoretical framework includes two main sections: Financial theory and District heating theory. Some of the introduced theories are: Knight’s definition of risk and uncertainty, Lygnerud’s risk management model, discounted cash flow methods, discount rate, sensitivity and risk analysis, solidity, risk areas in district heating, price dialogue and Nils Holgersson investigation. Before companies on the district heating market make an investment there are various methods to assess the investment’s most important factors; economic value and environmental benefit. Every investment involves risks and uncertainties that must be managed by accepting, minimizing, avoiding or eliminating with different interventions. It is essential for companies to implement risk management to remain active on the district heating market. Companies use discounted cash flow methods, discount rate, sensitivity and risk analysis and solidity when making investment analysis. The primary risks are costly main investments, maintenance costs, production breakdown, competition, demand, price and politics. The risk interventions most frequently used are diversification, continuous maintenance, participate in planning, price dialogue, Nils Holgersson investigation, agreement construction and attend to political decisions.

In the fall of 2019, a comprehensive idea study was conducted on heat storage in two rock caverns located at Näsudden in Skelleftehamn and was part of the project course "Energiteknik, huvudkurs" at Luleå University of Technology. This idea study investigated the conditions of using waste heat from Boliden AB:s copper smeltery (Rönnskär) and storing this waste heat in two rock caverns and use them as seasonal thermal storage tanks, with the purpose of using the heat in the nearby district heating network, thus replacing some of the oil burned at Rönnskär. To investigate this, the authors of the idea study looked at two different storage cycles of seasonal storage and modeled this in ANSYS Fluent to simulate the heat storage and the heat losses. The results from this idea study showed promising results for using these caverns as heat storage and this work is therefore a continuation of the idea study. Since the study provided a good understanding of the conditions for seasonal storage, some questions arose about how the rock caverns will behave during an intermittent operation, which is the planned mode of operating the caverns in case of deployment. In this thesis, intermittent operation of these caverns are explored and how this effects the temperature in the caverns and its surrondings, the charge/discharge speed, how insulated walls affect the operation and how much oil is replaced. At the beginning of this project a review of the idea study and similar projects was done to gain deeper knowledge about the subject, but also to get a wider grasp on the different problems that could arise during the thesis. Relevant data for the caverns was collected and acquired to get a deeper understanding of its geometry, layout and what kind of modifications are really possible. Further data from the district heating networks of Boliden AB and Skellefteå Kraft was acquired. The available waste heat from Rönnskär was examined and used to calculate the chargeable energy by hour for the caverns, with the limits of Skelleftehamn district heating network in mind. By examining the different steam boiler patterns, the discharge pattern could be calculated. Using CFD, the unknown global heat transfer coefficient between the cavern water and the cavern wall can be determined. This data was then used with a set of differential equations to model the behavior of the caverns in Simulink. This allowed to determine the behavior for the caverns during normal operation, such as how the heat losses evolve, how the temperatures fluctuate, how much heat the caverns can be charged with and how much they can discharge. The results from the simulations showed that the caverns discharge a higher amount of energy when operating intermittently than when operating seasonally. Depending on how the caverns are utilized, different amounts of discharged energy are obtained. This range from 2224,7MWh to 7846,1MWh for the different discharging patterns. The usage also affects the efficiency of the cavern giving the efficiency a range between 19% to 53,9%. The heat losses range from around 20kW to 1000kW, depending on operation. Insulating the cavern walls reduces on average the heat losses by a factor of 5. Operating the caverns intermittently would on average remove a total of 29 ktonne CO2 and 88,74 tonne NOx for its expected lifespan of 30 years. Economically, the rock caverns have good economic potential as they would save about 80 million SEK during their lifetime just from buying less oil. / Hösten 2019 genomfördes en omfattande idéstudie om värmelagring i två bergrum vid Näsudden i Skelleftehamn och var en del av projektkursen "\textit {Energiteknik, huvudkurs}" vid Luleå tekniska universitet. Denna idéstudie undersökte villkoren för att använda spillvärme från Boliden AB:s kopparsmältverk (Rönnskär) och lagra denna värme i bergrummen och använda dem som säsongslagrade ackumulatortankar. Syftet med detta var att använda värmen i det närliggande fjärrvärmenätverket och därmed ersätta en del av den förbrända oljan hos Rönnskär. Författarna utforskade detta genom att undersöka två olika lagringscykler för säsongslagring och modellerade detta i ANSYS Fluent för att simulera värmelagring och värmeförluster. Resultaten från idéstudien visade lovande resultat för säsongsbaserad värmelagring i dessa bergrum och detta arbete är därför en fortsättning av idéstudien. Eftersom studien gav en god förståelse för förhållandena för säsongslagring, uppstod några frågor om hur bergrummen kommer att bete sig under en intermittent drift, vilket är den planerade driften av bergrummen vid en framtida användning. I detta projekt undersöks intermittent drift av dessa bergrum och hur detta påverkar temperaturen i bergrummen och dess omgivning, laddnings- / urladdningshastigheten, hur isolerade väggar påverkar driften och hur oljeförbrukningen reduceras. I början av detta projekt gjordes en genomgång av idéstudien och liknande projekt för att få djupare kunskap om ämnet, men också för att få ett bredare grepp om de olika problem som kan uppstå under arbetets gång. Relevant data för bergrummen samlades in och anskaffades för att få en djupare förståelse för dess geometri, layout och vilken typ av ändringar som verkligen är möjliga. Ytterligare data från fjärrvärmenätverket för Boliden AB och Skellefteå Kraft förvärvades. Den tillgängliga spillvärme från Rönnskär undersöktes och användes för att beräkna den urladdningsbara energin per timme för bergrummen, med begränsningarna i Skelleftehamns fjärrvärmenät i åtanke. Genom att undersöka de olika ångpannmönstren kan urladdningsmönstret beräknas. Med hjälp av CFD kan den okända globala värmeöverföringskoefficienten mellan bergrumsvattnet och bergväggen bestämmas. Denna data användes sedan med en uppsättning differentialekvationer för att modellera driften av bergrummen i Simulink. Detta gjorde det möjligt att bestämma beteendet för bergrummen under normal drift, till exempel hur värmeförlusterna utvecklas, hur temperaturen fluktuerar, hur mycket värme bergrummen kan laddas med och hur mycket de kan ladda ur. Resultaten från simuleringarna visade att bergrummen kan ladda ur en större mängd energi än vid en säsongsbetonad drift. Beroende på hur grottorna utnyttjas erhålls olika mängder urladdad energi. Detta sträcker sig från 2224,7MWh till 7846,1MWh för de olika urladdningsmönstren. Användningen påverkar också grottans effektivitet vilket ger en effektivitet mellan 19% och 53,9%. Värmeförlusterna sträcker sig från cirka 1000 kW till 20kw, beroende på drift. Isolering av bergväggarna minskar i genomsnitt värmeförlusten med en faktor 5. Att använda grottorna intermittent skulle i genomsnitt ersätta totalt 29 kton CO2 och 88,74 ton NOx för den förväntade livslängden på 30 år. Bergrummen har även god ekonomisk potential eftersom de skulle spara cirka 80 miljoner SEK under sin livstid bara från minskade oljekostnader.