Energibolaget Stockholm Exergi (SE) har satt upp målet att driva en klimatpositiv verksamhet till 2025. För att möta miljömålet planerar företaget att bygga en BECCS-anläggning (Bio Energy Carbon Capture and Storage) till kraftvärmeverket KVV8 där biogen koldioxid avskiljs med HPC-absorption (Hot Potasium Carbonates). Den avskilda koldioxiden ska därefter förvätskas, skeppas och lagras i en djuphavsbotten. I anslutning med BECCS-anläggningen byggs därför en kylanläggning för att förvätska och trycksätta den avskilda koldioxiden.  Förvätskningsanläggningen för koldioxid planeras inte vara i drift under sommarmånaderna juni till och med augusti då KVV8 är avstängd. Sommartid är högsäsong för fjärrkylaproduktionen på SE:s fjärrkylanät och under värmetopparna finns ett behov av extra redundans på nätet. Därför studeras möjligheten att nyttja förvätskningsanläggningen till fjärrkylaproduktion.  Utformningen av en förvätskningsanläggning med önskade slutvillkor om 7 bar och -50 ̊C är idag inte framtagen. Studien listar därför hur tre av de anläggningstyper som undersöks mest idag skulle kunna användas för fjärrkylaproduktion; dels en CO2-NH3-kaskadcykel (Fall 1), en NH3-extern cykel (Fall 2) och en CO2-intern cykel (Fall 3). Modellen för kaskadcykeln är framtagen i av Alabdulkarem et al. (2012) samt Dopazo och Fernández-Seara (2010). Modellerna för den NH3-externa och CO2-interna kylcyklerna är framtagna av Adhikari et al. (2014) och Øi et al. (2016). I det här arbetet har anläggningarna simulerats i Chemcad och anpassats till SE:s ingångs och produktvillkor på CO2-gasen. Enhetliga processvillkor har använts för simuleringarna av Fall 1-3. Därefter har förslag på hur Fall 1-3 kan nyttjats för fjärrkylaproduktion tagits fram och simulerats.  För Fall 1,2 och 3 framtogs kopplingsförslag som genererade kyleffekter till fjärrkylanätet om 22,2; 15,6 och 13,1 MW. COP för kylcyklerna beräknades till 4,6; 5,8 och 4,1.  Investeringsbehovet bedöms högt främst till följd av rördragning och markarbete för ett sjövattenledningspar som tillförser fjärrkylaanläggningens kylvattenbehov. Investeringsbehovet för Fall 1, 2 och 3 bedömdes till ungefär 52,7; 50,6 och 54,2 MSEK. Av det totala investeringsbehovet står sjövattenledningen för ungefär halva investeringsbehovet. I den här studien har höga påslagsfaktorer använts för bland annat oförutsedda kostnader eftersom att utredningen är i ett tidigt stadie.  Som alternativ till fjärrkylaproduktion med direkt anslutning mellan förvätskningsanläggningen och fjärrkylanätet diskuteras även användningen av en mellankrets (Fall 4). Ett förslag på hur mellankretsen kan utformas och dimensioneras har tagits fram av Energiingenjörspraktikant Nasim Rafieyan (2020) under handledning av Förbränningsingenjör Hans P. Larsson. Mellankretsen har tagits fram med tre olika köldbärare; etanol, metanol och en metanol/vattenlösning. / The energy company Stockholm Exergy (SE) has set the goal of running a climate positive business by 2025. To meet the environmental goal, the company plans to build a BECCS plant (Bio Energy Carbon Capture and Storage) for the combined heat and power plant KVV8. The carbon dioxide of the plants flue gases will then be separated with HPC absorption (Hot Potassium Carbonates). The separated carbon dioxide is then to be liquefied, shipped and stored in a deep sea bottom. To liquefy the separated carbon dioxide a cooling plant is being built in connection to the BECCS facility.  The liquefaction plant is expected to not be operating between the summer months of June through August. Summer time is also the when the demand on district cooling is at its highest. To increase the redundancy of cooling capacity during high demand periods the possibility of using the liquefaction plant for district cooling production has been investigated.  The design of a liquefaction plant with the final conditions of 7 bar and -50 ̊C is yet to be fully developed. The study therefore investigates how three of the most researched liquefaction types could be used for district cooling production which is a CO2-NH3 cascade cycle (Case 1), an NH3 external cycle (Case 2) and a CO2 internal cycle (Case 3). The model for the cascade cycle is developed in by Alabdulkarem et al. (2012) as well as Dopazo and Fernández-Seara (2010). The models for the NH3 external and CO2 internal cooling cycles has been developed by Adhikari et al. (2014) and Øi et al. (2016). The liquefaction plants have been simulated in Chemcad with uniform process conditions as well as SE’s CO2 input and product conditions. Subsequently, a proposal on how each of the three cases can be used for district cooling production were developed.  For proposals on district cooling production for Case 1-3 are expected to be generating a cooling effect of 22.2, 15.6 and 13.1 MW. The COP for the cooling cycles was calculated to be 4.6, 5.8 and 4.1.  The investment capital is expected to be high, mainly as a result of piping and ground work for a seawater pipeline to supply the district cooling plant with cooling water. The total investment capital for Case 1, 2 and 3 were estimated to be approximately 52.7, 50.6 and 54.2 MSEK. The sea water pipeline accounts for almost half of the total investment capital. Since the investment capital has been reviewed at an early stage typical percentages such as unforeseen costs were set high for the project.  As an alternative to district cooling production where the liquefaction plant and the district cooling network are directly connected, an intermediate circuit has also been reviewed (Case 4). A proposal on how the intermediate circuit could be designed and dimensioned has been developed by Energy Engineering trainee Nasim Rafieyan (2020) under the supervision of Combustion Engineer Hans P. Larsson (SE). The intermediate circuit has been dimensioned using three different refrigerants; ethanol, methanol and a methanol/water solution.