<p><p>I Gävle finns det ett väl uppbyggt fjärrvärmenät som mestadels förses med värme från ett biokraftvärmeverk och spillvärme från en pappersfabrik. Under sommaren finns det ett överskott av spillvärme med följden att biokraftvärmeverket inte är i drift under denna period. Det finns gamla beredskapslager för olja utsprängda runt Gävles kust. För att kunna utnyttja Gävles produktionsanläggningar bättre är det därför av intresse att undersöka möjligheten att konvertera de gamla oljelager till värmelager. Syftet med det här examensarbetet har varit att utreda de ekonomiska och tekniska förutsättningarna för värmelagring i bergrum samt att presentera förslag på hur detta skulle kunna genomföras. Annuitetsberäkningar och optimeringar har utförts med ett systemtänkande där maximal inkomst för fjärrvärmesystemet är satt som mål. Optimeringar, annuitetsberäkningar och känslighetsanalyser visade att investeringar för konvertering av gamla oljelager till värmelager mindre än 200 000m</p><p>3 inte är lönsamma. Däremot är konvertering och utnyttjande av värmelager med en storlek av 200 000m3 eller större en bra investering även på korta avbetalningstider. Analyserna och optimeringarna gav en rätt angenäm bild över Gävles situation. Att producera värme och sälja den när priset är högre är inte möjligt utan ett värmelager och dessutom svårt då det är otroligt utrymmeskrävande. Eftersom bergrummen redan finns ser värmelagring ut att vara en god affär, både för miljön och för ekonomin. Genom att konvertera bergrummen till värmelager tas de inte bara i bruk på ett bra sätt, utan det bidrar även till saneringen av dem. Det här examensarbetet visar att det finns potential och möjligheter i Gävle för ett eller flera värmelager. Men det visar även att det inte är helt lätt att genomföra.</p></p>

I Gävle finns det ett väl uppbyggt fjärrvärmenät som mestadels förses med värme från ett biokraftvärmeverk och spillvärme från en pappersfabrik. Under sommaren finns det ett överskott av spillvärme med följden att biokraftvärmeverket inte är i drift under denna period. Det finns gamla beredskapslager för olja utsprängda runt Gävles kust. För att kunna utnyttja Gävles produktionsanläggningar bättre är det därför av intresse att undersöka möjligheten att konvertera de gamla oljelager till värmelager. Syftet med det här examensarbetet har varit att utreda de ekonomiska och tekniska förutsättningarna för värmelagring i bergrum samt att presentera förslag på hur detta skulle kunna genomföras. Annuitetsberäkningar och optimeringar har utförts med ett systemtänkande där maximal inkomst för fjärrvärmesystemet är satt som mål. Optimeringar, annuitetsberäkningar och känslighetsanalyser visade att investeringar för konvertering av gamla oljelager till värmelager mindre än 200 000m 3 inte är lönsamma. Däremot är konvertering och utnyttjande av värmelager med en storlek av 200 000m3 eller större en bra investering även på korta avbetalningstider. Analyserna och optimeringarna gav en rätt angenäm bild över Gävles situation. Att producera värme och sälja den när priset är högre är inte möjligt utan ett värmelager och dessutom svårt då det är otroligt utrymmeskrävande. Eftersom bergrummen redan finns ser värmelagring ut att vara en god affär, både för miljön och för ekonomin. Genom att konvertera bergrummen till värmelager tas de inte bara i bruk på ett bra sätt, utan det bidrar även till saneringen av dem. Det här examensarbetet visar att det finns potential och möjligheter i Gävle för ett eller flera värmelager. Men det visar även att det inte är helt lätt att genomföra.

I Skattkärr har en konstgräsplan projekterats med uppvärmning för att kunna användas vintertid då snö och kyla sätter stopp för aktiviteter på en ouppvärmd konstgräsplan. I Skattkärr finns inte möjligheten att ansluta anläggningen till ett fjärrvärmenätverk. Tekniken som valts för att värma planen är istället en typ av geoenergi där PVC-rör ligger under konstgräsplanens ytskikt. Intill planen finns totalt 31 borrhål. Ur borrhålen hämtas värmen från berget med kollektorslangar och leds ut till en rörslinga under planen. Till skillnad mot vanlig bergvärme används ingen värmepump. I stället utnyttjas i Skattkärr bergets och markens naturliga värme på uppskattningsvis 7 °C. Det förväntas räcka för att hålla snö och is borta från konstgräsplanen. Sommartid när det inte finns behov av uppvärmning, värms vätskan i rören. Värmen kan vidare lagras i berget till vintersäsongen. Planen kan med andra ord, i princip betraktas som en stor solfångare. Systemets största driftkostnad blir därför dess cirkulationspump. Driften i sig är projekterad att vara intermittent. Det innebär att systemet förväntas stå stilla tills behov av uppvärmning eller kylning finns. Systemet slås sedan av när behovet av uppvärmning eller kylning upphört. Syftet med arbetet är att undersöka hur konstgräsplanen ska värmas och kylas optimalt utan att planen blir obrukbar tack vare dess yttemperatur. Målet med arbetet är att skapa en matematisk modell för systemet som beskriver temperaturen på konstgräsplanens yta. För att studera konstgräsplanens yttemperatur görs en matematisk modell vars uppgift är att dynamiskt analysera energiflöden över tid. Modellen är uppbyggd i programmet Simulink, en del av MATLAB. Modellen av konstgräsplanen består utav flera delberäkningar som i sin tur ger olika energiflöden. Planen betraktas i balansen som en platta på mark med ett värmelager. På så vis kan generaliseringar göras för att underlätta olika beräkningar med ekvationer tillämpade för plattor på mark. Resultatet visar att uppvärmningssystemet har svårt att värma planen till erfordlig temperatur stora delar av vintern. Istället följer planens yttemperatur rådande lufttemperatur likt en ouppvärmd plan. Dessvärre råder okunskap om strömningstillstånd samt vätsketemperatur i systemets rörslinga. Därför krävs vidare arbete för att säkerställa dessa faktorer. På så vis kan värmetillförseln från uppvärmningssystemet, till planens yta säkerställas. Först då kan ett godtyckligt underlag till cirkulationspumpens styrning presenteras. / In Skattkärr has a heated turf field been projected to enable activities during the winter when snow and cold weather put a stop to activities in an unheated turf field. In Skattkärr it’s not possible to connect the system to a district heating network. The technique chosen to heat the field is instead a type of geothermal energy where PVC-pipes are located beneath the artificial turf’s surface. Next to the the field is a total of 31 boreholes located. From those boreholes heat is collected from the mountain and headed out to a coil under the plan. Unlike conventional geothermal, there is no use of a heat-pump. Instead the system in Skattkärr uses the natural heat from the soil, approximately 7 ° C. It is expected to be enough to keep snow and ice away from the artificial turf field. In summer when there is no need of heating, the fluid in the tubes is heated. This heat can later on be stored in the ground for the winter season. The field may, in other words, in principle, be regarded as a solar collector. The system's operating cost is therefore the circulation-pump. The operation itself is projected to be intermittent. This means that the system is expected to stand still until the need for heating or cooling. The system is then turned off when the need for heating or cooling is ceased. The aim of this work is to investigate how an artificial turf field can be heated and cooled optimally without becoming unusable due to its surface temperature. The goal of this work is to create a mathematical model of the system that describes the temperature on the artificial turf's surface. To study the artificial turf field's surface temperature is a mathematical model created, whose mission is to dynamically analyze energy flows over time. The model is built in Simulink, a part of MATLAB. The model of artificial grass field consists of several partial measurement exercises in turn gives different energy flows. The plan considered in the balance as a slab with a heat store. This allows generalizations to be made to facilitate various calculations with equations applied to slabs on ground. The result shows that the heating system has difficulties to heat the field to temperatures demanded during winter. Instead, the surface temperature follows the current air temperature, like an unheated field. Unfortunately, there is lack of knowledge about the flow conditions and fluid temperature in the pipe loop system. Therefore, further work to ensure these factors are needed. Only then can an arbitrary basis for the circulation pump control be presented.

PiteEnergi har anlagt ett nytt småskaligt fjärrvärmenät på Haraholmen utanför Piteå. Idag finns endast en kund på nätet, men då det i framtiden förväntas en exploatering av industrier förväntas det även fler kunder till nätet. Spillvärme från biodieselfabriken Sunpine förser fjärrvärmenätet med värme. PiteEnergi äger även en oljepanna på Haraholmen som förser en del lokaler och cisterner med värme. I nära anslutning till oljepannan finns det även fem stycken bergrum som tidigare har använts för lagring av eldningsolja och gasol. Dessa bergrum har tagits ur bruk och står i dagsläget vattenfyllda. Det här öppnar upp för idén om att lagra överskottsvärme i bergrum under sommaren för att sedan nyttja denna värme då värmebehov uppstår. En utredning av de tekniska och ekonomiska förutsättningarna för värmelagring i bergrum har utförts i det här arbetet. Inledningsvis utfördes en analys över den energimängd som är möjlig att lagra, detta gjordes genom att utföra en studie över bergrummens utformning och storlek samt över berggrundens termiska egenskaper. Vidare undersöktes värmeproduktionen och värmelastens variation över året för att utreda när och hur stora energimängder som är möjliga att lagra. Då den framtida värmelasten är okänd, sattes två olika scenarier upp för att utreda den maximala effekten i nätet vid ett optimalt användande av värmelager. I båda dessa scenarier ingick det även att ersätta den befintliga oljepannan. En CFD-analys över värmeförlusterna utfördes med programmet ANSYS, Fluent 18.0. Arbetet avgränsades till att enbart kolla på ett oljebergrum som rymmer 100 000 m3. En ekonomisk analys utfördes över investeringens lönsamhet dessutom gjordes en ekonomisk jämförelse med att investera i en pelletspanna.  Resultatet från simuleringen visar att värmeförlusterna stabiliserar sig efter 5 års lagringscykler med en verkningsgrad runt 85 %, sett till tillförd och bortförd energimängd i lagret. Resultaten från den ekonomiska analysen visar att en investering av ett värmelager har en ekonomisk bra potential med kort återbetalningstid på under 5 år.

In 2022, Sweden faced significant challenges in its energy landscape due to a combination of factors, including Russia's invasion of Ukraine, domestic disruptions in nuclear power production, low water reservoir levels, and the increasing reliance on intermittent energy sources. Consequently, the price of electricity in Sweden soared to unprecedented levels. According to the Swedish national bank, the high energy prices were a major contributor to the country's inflation woes during that period. To address this issue, the national bank highlighted the potential of electricity consumers in reducing electricity costs and mitigating inflation by adjusting or shifting their energy usage away from peak hours. This study focuses on exploring the utilization of demand side flexibility as a means for consumers to control their electricity consumption. Specifically, it aims to investigate the effectiveness of demand side flexibility in reducing energy costs within office buildings based on energy prices from 2022. The building is assumed to have heating system consisting of a heat pump for base heat and district heating for supplementery heating. Three demand side flexibility scenarios were analyzed: 1) Adjusting the heating setpoint to a lower temperature during periods of high energy prices, 2) Switching between heat pumps and district heating based on the production cost of 1 kWh, and 3) Utilizing heat storage to minimize energy consumption during peak hours. Through an examination of the outcomes of these strategies, this research aims to enhance our understanding of how demand side flexibility can optimize energy usage and minimize costs in office buildings. Additionally, the report will analyze the impact of demand side management actions on the overall energy performance of the buildings. The building's energy consumption for heating purposes was simulated using IDA ICE to assess its annual energy usage patterns. Moreover, models were developed in IDA ICE and Excel. The results of the study demonstrate that all investigated scenarios reduces the energy cost. The combination between measure (1) and (2) is the best alternative for minimizing energy cost. This case could reduce the yearly energy cost by 28,7% which over 15 years accumulate to savings of 360000 SEK. Furthermore, measures (2) and (3) resulted in a 20% increase in energy consumption, primarily due to the higher utilization of district heating. Measure (1) has no impact on the energy consumption.

This report aims to study how the indoor climate in a conference room can be improved by the use of phase change material (PCM). The study includes an experiment where 40 kg of salt hydrate based PCM was placed within a conference room located in an office in the city of Uppsala, Sweden. The experiment resulted in a decrease in the peak temperature with respect to the internal heat gains in the conference room and a slower temperature increase with PCM implemented. The report concludes that PCM can improve the indoor climate in regard to its ability to limit the temperature fluctuation. The study also contains modelling and simulation over the office and conference room in the program Trnsys. This was carried out to study how the temperature and cooling demand in the conference room and office respectively would change with a larger implementation of PCM. When 106 kg of PCM was simulated to be implemented in two of the conference room walls, the specific peak temperature was on average decreased with 0.17 °C/kW during the year. Furthermore, a decrease in the cooling demand with 16 % was achieved when implementing 1 208 kg of PCM in the internal walls of the office. This study shows that there is potential for reducing the cooling demand in the building through an implementation of PCM. Further studies with a more detailed model of the office is recommended before deciding upon if and where PCM should be implemented.

District heating is the most common source of heating in Sweden and has played a crucial part in the country’s substantial reductions of carbon dioxide emissions. This recycling technology is ideal in order to use thermal energy as efficiently as possible and makes the goals set for a sustainable future more achievable. The future potential of this technology is therefore huge. Today, a lot of the district heating systems have installed heat storages in order to improve the systems reliability and performance. These heat storages have the potential to be utilized even further in the future by acting as a balancing power for the power grid. However, there is currently no data available regarding the storage capacity available in the district heating systems. This thesis therefore seeks to quantify the installed storage capacity in Swedish district heating systems. The data gathered regarding this can then be utilized in research regarding potential future applications of heat storages, such as balancing the power grid. All collected data regarding heat storage capacity has also been analyzed in an effort to find any correlations between the relative storage capacity and the size, energy sources, customer prices and operational costs of each investigated system. This analysis has concluded that most of the district heating systems in Sweden have installed storage capacity and that it is more commonly used in larger systems. It is also concluded that most of the installed storage capacity is used to counteract daily heat load variations. The heat storages influence district heating systems by reducing their operational costs as well. / Den vanligaste formen av uppvärmning i Sverige är fjärrvärme. Sverige har minskat landets utsläpp av koldioxid kraftigt det senaste årtiondet och fjärrvärmen har bidragit stort till denna bedrift. Denna teknologi är ideal när det gäller att återvinna samt använda värme så effektivt som möjligt. Potentialen för den teknik i framtiden är därför stor. Många fjärrvärmesystem har idag värmelager i systemet för att öka dess effektivitet och pålitlighet. Dessa värmelager kan potentiellt utnyttjas ännu mer i framtiden genom att aggera som balanskraft för elnätet. Det finns dock ingen data tillgänglig gällande lagerkapaciteten som finns tillgänglig i fjärrvärmesystemen i dagsläget. Syftet med detta examensarbete är därför att kvantifiera och analysera den installerade lagerkapaciteten i Sveriges fjärrvärmesystem. Den insamlade datan kan sedan användas i studier för framtida applikationer för värmelager, så som att agera som balanskraft för elnätet. All insamlad informationen om värmelagernas kapacitet har även analyserats för att hitta samband mellan den relativa lagerkapaciteten för varje fjärrvärmesystem och dess storlek, energikällor, kundpriser samt driftkostnader. Slutsatser som har dragits från denna analys är att de flesta fjärrvämesystemen i Sverige har värmelager installerade, samt att värmelager är vanligare i större fjärrvärmesystem. De flesta värmelagren används till att balansera daliga variationer i värmelasten och värmelager sänker även driftkostnaderna för fjärrvärmesystemen.

Ett vanligt problem för fjärrvärmeföretag är svängningar i den dagliga efterfrågan på fjärrvärme. När efterfrågetoppar sker i fjärrvärmenätet behöver fjärrvärmeföretagen oftast använda sina topplastpannor, vilka vanligtvis drivs på både dyra och miljöovänliga bränslen. Ett sätt att åtgärda detta problem har traditionellt varit att använda en ackumulatortank som värmelager. Men med ny och billigare mät- och styrsystemteknik har kommersiella lösningar börjat växa fram där istället byggnader kan användas som värmelager. Syftet med examensarbetet är att undersöka de tekniska och ekonomiska möjligheterna för att använda byggnader som värmelager i ett fjärrvärmesystem och jämföra det med att använda en ackumulatortank som värmelager. Det förs en diskussion om hur ett samarbete skulle kunna se ut mellan fjärrvärmeföretag och fastighetsägare för att möjliggöra användningen av byggnader som värmelager. I examensarbetet genomförs en litteraturstudie och intervjuer för att både beskriva hur byggnader kan användas som värmelager och att beskriva intressenterna och deras relation. Det utförs även en fallstudie på Hudiksvalls fjärrvärmenät. I fallstudien används produktionsdata från Hudiksvalls fjärrvärmeproduktion och en analys utförs med hjälp av MATLAB och Microsoft Excel. I analysen besvaras frågan om hur stora kostnadsbesparingar och intäktsökningar som skulle kunna uppnås ifall Hudiksvalls fjärrvärmenät fick tillgång till värmelager i olika storlekar. Utifrån dessa kostnadsbesparingar och intäktsökningar görs en investeringsanalys. I investeringsanalysen jämförs de två alternativen för värmelager, det vill säga att använda byggnader som värmelager eller en ackumulatortank som värmelager. Utifrån de teoretiska studierna och fallstudien på Hudiksvalls fjärrvärmenät kan följande slutsatser dras: En investering i att använda byggnader som värmelager har en högre avkastning per investerad krona och kortare återbetalningstid än en investering i att använda en ackumulatortank. Skillnaderna är som störst vid små värmelager och minskar vid större storlek på värmelager. Detta beror på att den initiala investeringskostnaden för att använda byggnader som värmelager är lägre än den initiala investeringskostnaden för att använda en ackumulatortank som värmelager. En investering i att använda byggnader som värmelager har ett högre nettonuvärde vid små värmelagerstorlekar än en investering i att använda en ackumulatortank som värmelager. Men vid större storlekar på värmelagret ger en investeringen i en ackumulatortank ett högre nettonuvärde. Byggnader kan användas som värmelager utan att varken inomhuskomforten försämras nämnvärt eller att energiförbrukningen höjs beaktansvärt. Energiförbrukningen kan till och med sänkas ifall ett nytt värmestyrsystem installeras i en byggnad som ersätter ett äldre mindre effektivt värme-styrsystem. Både pengar och tid kan sparas ifall det redan finns en god relation mellan fjärrvärmeföretag och fastighetsägare, när byggnader ska användas som värmelager. Det mest fördelaktiga valet mellan att investera i byggnader som värmelager eller en ackumulatortank som värmelager skiftar alltså från fall till fall och inget av alternativen är alltid det bästa. För att ta ställning till vilken teknik som ska användas som värmelager behöver en analys göras för varje enskild situation. / A common problem for district heating companies is fluctuations in the daily demand for district heating. When peak demand occurs in the district heating network the district heating companies usually needs to use their peak load boilers, which are operated on both expensive and not sustainable fuels. One way to overcome this problem has traditionally been to use a storage tank as heat storage. But with new and cheaper measurements and control system technology has commercial solutions begun to emerge in which buildings can be used instead as heat storage. The aim of the thesis is to investigate the technical and economic feasibility of buildings as heat storage in a district heating system and compares it with the use of a storage tank as heat storage. There has also been a discussion of how collaboration might look like between the district heating company and the property owners to permit the use of buildings as heat storage. A literature review and interviews are conducted in the thesis in order to both describe how buildings can be used as heat storage and describe the stakeholders and their relationship. A case study is also carried out at Hudiksvall’s district heating network. The case study use production data from Hudiksvall’s district heating production and an analysis is carried out using MATLAB and Microsoft Excel. The analysis answers the question of how large cost savings and revenue increases that could be achieved if the district heating network had access to heat storage on various scales. Based on the cost savings and revenue increases, an investment analysis is carried out. In the investment analysis the two options, buildings as heat storage and storage tank as heat storage, are compared. Based on the theoretical studies and the case study at Hudiksvall’s district heating network it can be concluded that: An investment to use buildings as heat storage has a higher return per dollar invested and a shorter payback time than an investment to use a storage tank as a heat store. The differences are greatest for small size heat storages and approaching each other for large size heat storages. This is due to the lower initial investment cost when using buildings as heat storage compared to when using storage tanks as heat storage. An investment to use buildings as heat storage has a higher net present value for small heat storages compared to an investment to use a storage tank as heat storage. But for larger heat storage sizes an investment in storage tanks has a higher net present value. Buildings can be used as heat storage without a significant decrease in indoor comfort or a noteworthy increase in energy consumption. The energy consumption can even be reduced if a new heating control system is installed in a building to replace an older less efficient heat control system. Both money and time can be saved if there is already a good relationship between the district heating companies and the property owners, when the buildings should be used as heat storage. The best option for choosing between using buildings or a storage tank as heat storage depends on the situation and none of the options are always best. In order to decide which technology should be used as heat storage an analysis is required for each individual case.

Detta examensarbete utreder om det är möjligt att värma upp en planerad växthusutbyggnad av en 1,5-plans villa i Skåre utanför Karlstad. Uppvärmningen av växthuset ska ske enbart med värme från ett säsongsvärmelager, i form av ett markvärmelager. Värmelagret ska värmas upp med hjälp av solfångare som placeras på husets tak. Växthuset värms upp genom vattenburen golvvärme. Växthuset ska värmas upp under vintern och ska klara av att hålla 5 °C med detta värmesystem. Uppdraget blir att dimensionera värmelagret efter det värmebehov växthuset har och den effekt golvvärmen kräver. Värmebehovet för växthuset simuleras i IDA ICE där även vilken effekt som krävs av golvvärmen simuleras fram. De temperaturer som vätskan i golvvärmen behöver hålla beräknas i programmet Phoenix från Uponor. Värmelagret simuleras i COMSOL Multiphysics. Innan värmelagret kan simuleras beräknas det lokala värmemotståndet mellan kollektorslangen och omgivande mark i lagret. Detta för att veta vilken temperatur som säsongsvärmelagret behöver hålla. Det lokala värmemotståndet beräknas enligt de metoder som presenteras i Markvärme – En handbok om termiska analyser del II. Värmeproduktionen av solfångare beräknas enligt Björn Karlsson formel. Resultatet blir att det krävs en värmeproduktion på 12 150 kWh av solfångare, 30 m2 solfångare, för att ladda värmelagret. Jorden i marken byts ut mot lera för att värmelagret ska klara av att hålla tillräckligt hög temperatur under vintern för att värma växthuset. Simuleringarna visar att det är två stycken lager som klarar hålla tillräckligt hög temperatur för att golvvärmen ska kunna ge den värmeeffekt som krävs. Säsongsvärmelagret klarar att värma växthuset under vintern med golvvärme. Systemet blir dock relativt dyrt, vilket gör att projektet är svårt att försvara rent ekonomiskt. / This thesis investigates whether it is possible to heat a greenhouse planned expansion of a 1.5-storey house in Skåre outside of Karlstad. The warming of the greenhouse will be made exclusively with the heat from the seasonal heat storage which is in the form of ground heat storage. The warming of the seasonal heat storage will be done using solar panels that will be placed on the roof. The greenhouse is heated by floor heating. The greenhouse will be heated during the winter and should be able to keep 5 °C with the heating system. The mission is to design the heat storage after the heating requirements that the greenhouse has and the design power the floor heating demands. The heat demand of the greenhouse is simulated in IDA ICE, where also the design power required by the floor heating is simulated. The water temperature in the floor heating is calculated in the program Phoenix from Uponor. The seasonal heat storage is simulated in COMSOL Multiphysics. Before the heat storage can be simulated, the local thermal resistance between the collector and the surrounding soil is calculated. This is to know what temperature the seasonal heat storage needs to keep. The local thermal resistance is calculated using the methods presented in Markvärme – En handbok om termiska analyser del II. The heat production of solar panels is calculated according to Björn Karlsson formula. The result is that the heat generated by the solar panels to the seasonal heat storage needs to be 12 150 kWh, this is the heat generated by 30 m2 of solar panels. The soil in the ground needs to be replaced with clay in order to get the seasonal heat storage sufficient enough to be able to keep high enough temperatures during the winter to heat the greenhouse. The simulations show that there are two heat storages sufficient enough to maintain temperatures for the underfloor heating to be able to provide the heat output required. The seasonal heat storage is capable to heat the greenhouse during the winter with floor heating. The system is relatively expensive, which means that the project is difficult to justify in economic terms.

I takt med en ökande befolkning ökar användningen av energi. Samtidigt som energianvändandet ökar, avvecklas kärnkraftverken och därmed ökar kolkraftverkens användning vilket leder till utsläpp av främst koldioxid. Många industrier släpper ut mängder av överskottsvärme i naturen utan att den återanvänds. Ett sätt att ta tillvara på överskottsvärme, som annars går till spillo, är att lagra den. Om värme kan lagras och användas vid en annan tidpunkt kan den ersätta andra energikällor och onödiga utsläpp kan förhindras. Det finns idag tre olika metoder att lagra värmeenergi. Dessa är sensibelt värme, latent värme och kemisk värme. Inom varje metod finns olika system som beskrivs vidare i denna rapport. Bharat Forge Kilsta Kilsta är ett smidesföretag i Karlskoga. Deras smidesugn avger stora mängder värme som dels går till lokaluppvärmning men en del av värmen går till spillo. Skulle överskottsvärmen, som nu går till spillo, kunna lagras på ett effektivt sätt skulle både miljömässiga och kostnadsmässiga besparingar kunna göras. Syftet med rapporten är att redogöra och jämföra olika värmelagringsmetoder i en litteraturstudie för att se vilken typ som passar för industriell överskottsvärme i fallet med Bharat Forge Kilsta. Målet är att översiktligt redovisa olika lagringsmetoder samt olika system inom dessa med avseende på lagringskapacitet och kostnad. Utifrån simulering och reglering av bergrumslager och ackumulatortankar kan en passande metod, med avseende på energidistribution och energieffektivitet samt kostnad, för det specifika fallet väljas. Den mest utvecklade och kommersiellt använda metoden är sensibelt värme, den latenta och kemiska värmelagringen är fortfarande i forskning- och utvecklingsstadiet då de är mer kostsamma. Val av lagringsmetod avgörs utifrån lagringskapacitet, lagringstemperatur, kostnad, geografisk placering samt lagringslängd. Sensibelt värme passar bäst till långtidslagring, vid lägre temperaturer och där lagringskapaciteten måste vara stor till ett lågt pris. Latent och kemisk värme passar bäst för högre temperaturer då värmeförlusterna är små och energidensiteten är hög, kostnaden för dessa är dock hög och de tillämpas enbart i liten skala än så länge. Ur litteraturstudien kunde vissa system uteslutas, de system som skulle passa en industri som Bharat Forge Kilsta var bergrum och ackumulatortank. Resultatet visade att bergrummen har störst värmeförluster jämfört med den totala energin, däremot är lagringskapaciteten större. För att garanterat tillgodose värmebehovet vid extremdagar är det mest lämpligt att använda bergrummen. Kostnadsmässigt är de befintliga tankarna bäst lämpade, däremot klarar de enbart tillgodose värmebehovet i sex timmar vid extrembelastning. Om de befintliga tankarna används som system och 200 m3 tanken tilläggsisoleras kan omkring 100 000 kr per år sparas, räknat med att förlusterna skulle ersätta inköpt fjärrvärme och att skillnaden i värmeförluster enbart sker vinterhalvåret. Återbetalningstiden var kortast för de befintliga takarna, 1,4 år medan en ny ackumulatortank hade längst återbetalningstid, 3,2 år. / When the population increases also the energy use will rise. At the same time the nuclear power plants is decommissioned and the use of coal-fired power plants increases, which leads to large amount of mainly carbon dioxide emissions. Many industries get a lot of excess heat that is released in the nature instead of being reused. One way to reuse excess heat could be to store the heat in a suitable storage for later use. If the excess heat can be stored and be used at a different time it can replace other energy sources and decrease the emissions. Today there is three ways to storage heat, they are sensible heat, latent heat, and chemical heat. In each method there are different systems, these will be described further in this report. Bharat Fore is a large forging company in Karlskoga, Sweden. From their furnace a lot of heat is emitted, some of the heat is used to heat the buildings, but still a lot of excess heat goes to waste.  The aim of this report is to compare different heat storage systems and see which one is best suited to industrial excess heat. The goal is to investigate if there is any heat storage method that is effective and cost-saving that fits a larger industry. The purpose of this work is to do a literature study to account and compare different heat storage methods to find the best suitable system for the case with Bharat Forge Kilsta. The goal is to present different storage methods and the different system for each method with respect of cost and storage capacity. From simulation and regulation find the best fitting method for the real case with respect of cost, efficient and storage capacity. The most developed and commercially used method is the sensible heat. Latent heat and chemicals are very costly and still in the research and development stage. Geographic location, using area and operating temperature is parameters that need to be considered when choosing heat storage system. Sensible heat is best suited for long-term storage, at lower temperatures and when the storage capacity needs to be large to a small cost. Latent and chemical heat is best suited for higher temperatures because the heat losses are small and the energy density is high and they are only applied in small scale for now. The result of the literature study showed that storage tanks and cavern storage is most fitting for the case with Bharat Forge Kilsta. The cavern has much larger heat loss compared to the total energy, however the storage capacity is much larger. To guarantee that the heat requirements when there are extreme days it is most appropriate to use the cavern as heat storage. From a coast view it is most fitting to use the already existing tanks, however they could only cater the heat requirement for six hours of heat peak when the production is not running. If the existing tanks is used as heat storage, and the 200 m3 tank will be additional insulated, if the heat loss, in the winter, is replaced with purchased district heating as much as 100 000 SEK per year could be spared. The payback time is shortest for the existing tanks, 1.4 years and almost 3.2 years for the new storage tank.