Vätgas är en energibärare som kan vara en av pusselbitarna i omställningen till en mer klimatneutral värld. Infrastrukturen byggs ut, industrin växer och vätgasfordon blir vanligare. Vätgas är ett ämne med de bra egenskaperna att det kan lagra kemisk energi och från förnybar el tillverkas med elektrolys, men det har också den riskabla egenskapen att det är mycket brandfarligt. Vid läckage av vätgas finns risken att en jetflamma med höga temperaturer uppstår vilket påverkar omgivningen där det sker. Standarder för jetbrandtester är idag baserade på tester med propan, men då vätgas har andra egenskaper behövs ökad kunskap för att minska riskerna vid olyckor. Studien syftar till att via litteraturstudier samla information om storskaliga jetbrandtester, vilken utrustning som används, hur material påverkas av jetflammor och vilka standarder som finns för jetflammor och jetbrandtester. Ett av syftena är också att med intervjustudie ta reda på hur räddningstjänsten i Luleå ser på utvecklingen av vätgasinfrastruktur och om de har några rutiner för olyckor med vätgas. Det finns en vision vid Luleå tekniska universitet att det i framtiden ska finnas en anläggning för att utföra jetbrandtester av vätgas och andra bränslen i Luleå. Studien syftar därför också till att via intervju ta reda på om räddningstjänsten i Luleå skulle ha någon användning för en sådan anläggning. Jetbrandtester kan enligt standarden SS-ISO 22899-1:2021 utföras i mindre skala med propan som bränsle och ändå ge liknande resultat som vid storskaliga jetbrandtester med naturgas. Jetbrandtestet utförs för att testa brandmotstånd genom integritet (E) och isolerande förmåga (I) för passiva brandskyddsmaterial som används till rör, paneler, konstruktionsstål och rör- och kabelgenomföringar. Testerna utförs enligt standarden med utrustning såsom munstycke, åter-cirkuleringskammare, skyddskammare, med mera. Enligt standarden SS-ISO 22899-1:2021 träffas testobjektet vid ett jetbrandtest med en jetflamma av propan på 1 meters avstånd. Det korta avståndet medför att propanet inte fullt hinner förbrännas vilket skapar temperaturskillnader på testobjektets yta när det träffas av flamman. Det bildas en ”kall” och en ”varm” zon på ytan där den ”kalla” zonen är den punkt som i direkt kontakt med jetflamman utsätts för mekanisk kraft i form av erosion. För vätgas hinner flamman stabilisera sig på en meters avstånd vilket gör att testobjektet träffas av en fullt utvecklad flamma och därför både utsätts för termiska laster i form av en enhetlig ”varm” zon och mekaniska laster i form av erosion. Denna skillnad kan göra att passiva brandskyddsmaterial vid jetflammor av vätgas inte klarar av att upprätthålla det krav på brandmotstånd som ställs. Detta är främst aktuellt att undersöka för reaktiva passiva brandskyddamaterial då de är mer känsliga för erosion än icke-reaktiva passiva brandskyddsmaterial. Om så är fallet att passiva brandskyddsmaterial inte klarar av att motstå jetflammor av vätgas lika bra som för propan kanske en standard för jetbrandtester med vätgas skulle behöva tas fram. Det kan vid intervjun med PärJohan Fredrickson som är sektionschef för myndighetsutövningen vid Luleå räddningstjänst konstateras att de verkar vara väl informerade om utvecklingen av vätgasinfrastrukturen och att de har varit delaktiga i vätgasfrågor sedan några år tillbaka. De har samarbeten med andra räddningstjänster och de försöker tidigt vara med i dialogen när nya processer och verksamheter utvecklas. De har i dagsläget inte några operativa övningar med jetflammor av vätgas men de arbetar förebyggande genom att ta fram insatsplaner tillsammans med de industriella verksamheter som hanterar vätgas. De kan från ett förebyggande perspektiv se hur räddningstjänsten kanske skulle kunna ha användning av en anläggning för att genomföra jetbrandtester med vätgas. Men om det finns något operativt behov behöver vidare utredas med personal på räddningstjänsten som arbetar inom de operativa resurserna. / Hydrogen is an energy-carrier that can be a piece in the change for a climate neutral world. The infrastructure and industry expand, and hydrogen vehicles becomes more common. Some good characteristics with hydrogen are that it from renewable energy can be produced through electrolysis and store chemical energy, but it also has the risky characteristic that its very flammable. If hydrogen gas would leak from a container there is the risk of a jet flame with high temperatures that can affect the surroundings. Today’s standards for jet fire testing are based on propane gas, but because hydrogen has so many different characteristics there might be a need for more knowledge to prevent risks and accidents. Through a literature study this report aims to gather information about large scale jet fire testing, what equipment that is used, how materials react to jet flames, and what standards that are current for jet fire testing and jet flames. A purpose is to through an interview-study figure out how the rescue service in Luleå sees on the development in hydrogen infrastructure and if they have any routines for accidents with hydrogen. Luleå University of Technology has a vision to in the future have a facility in Luleå where they can perform jet fire testing with hydrogen and other flammable fuels. One purpose of the study is therefore to interview the rescue service in Luleå to investigate if they would have any interest in such facility and what use they could have of it. According to the standard SS-ISO 22899-1:2021, jet fire tests with propane gas can be performed in a smaller scale and still give similar results as for large scale jet fire tests with natural gas. The jet fire test is performed to determine the fire resistance regarding integrity (E) and isolating capacity (I) for passive fire protection materials that are used for pipes, panels, structural steelwork, and pipe penetration seals. The gear that is used for the tests are a nozzle, flame re-circulation chamber, protective chamber etc. A propane flame hits the object of testing from 1 meter according to the standard. Because of the short distance, the propane flame does not reach full combustion which leads to a temperature difference on the object of testing that is encountered with the jet flame. A “cold” and “hot” zone is therefore created at the surface where the “cold” zone appears at the center core of the jet flame. At this core, the object of testing is exposed to a higher mechanical force in terms of erosion than other parts of the object. For hydrogen the jet flame stabilizes in 1 meter which changes how the flame affects the object of testing. The object is instead hit by a fully combusted jet flame that exposes it to high thermal load with a uniform “hot” zone and mechanical load of erosion. That difference could change how passive fire protection (PFP) materials are able to resist jet flames with hydrogen as the tests for PFP materials are done with propane. This would mainly be topical for reactive PFP materials as they are more sensitive to erosion than non-reactive PFP materials and a standard for jet fire tests with hydrogen may become relevant if PFP materials fail to maintain the requirements that are set for propane. The interview with section manager PärJohan Fredrickson that works at Luleå rescue service shows that Luleå rescue service seems to be well informed about the development of hydrogen infrastructure. Since a few years back they have been involved with questions relating to hydrogen, they have collaborations with other rescue services around the country and they try to get involved as early as possible when new processes and operations are formed. They do not seem to do any exercises where they train for jet fire accidents with hydrogen involved but they are working to prevent accidents with hydrogen. Action plans has been and are being developed together with the operations that are handling the hydrogen. The rescue service could from a preventive perspective have a use of a facility for jet fire testing with hydrogen. But it must be further investigated if there is an operative need to use such a facility.

No description available.

Uppsala is growing at a fast rate and todays powergrid cannot support the increase in population hence the power grid must be relieved. We can accomplish this through peak shaving.  The mobility house Dansmästaren in Rosendal was built with the purpose of serving as a test bed for technical systems that have the task of relieving the power grid. It does this by applying the peak shaving technique to reduce the energy use, which mainly comes from the electric car chargers that is in Dansmästaren. Uppsala Parkering AB (UPAB), which runs Dansmästren is currently building a second mobility house in Rosendal called Brandmästaren. This report presents a comprehensive analysis of what kind of energy storage system Brandmästaren should have to streamline it's peak shaving.  The results showed that there are many ways to improve the energy storage system. But a detailed cost estimate is needed to know which of the alternatives is the most cost-effective.

Variable renewable energy and green hydrogen demand is expected to increase within the European union in attempts to mitigate climate change. A high penetration of variable renewable energy can result in volatile power prices affecting the profitability of such actors. At the same time southern Sweden suffers from high power prices and could benefit from additional generation. If offshore wind power is used for hydrogen production during low price hours and sold to the market during high price hours, it may be beneficial to invest in electrolysis. This thesis investigates the profitability and conditions of green hydrogen production in the south of Sweden, together with social and economic benefits that comes with it. A model consisting of electrolysis powered directly from an offshore wind farm is analyzed for maximum profit. A linear optimization program is used to investigate the optimal setup of installed electrolysis together with 500MW offshore wind power, subjected to investment costs, market limitations and constraints. Results show that investing in electrolysis according to hydrogen demand and price can increase the overall profitability, while at the same time keeping the production cost of green hydrogen at similar levels as hydrogen produced from natural gas. / Målet att minska klimatpåverkan förväntas öka efterfrågan på förnybar energi och grön vätgas inom den Europeiska Unionen. En hög andel av varierbar energi kan resultera i volatila energipriser som påverkar lönsamheten för sådana aktörer. Samtidigt lider södra Sverige av höga elpriser och kan dra nytta av ytterligare produktion. Om energin från havsbaserad vindkraft används för vätgasproduktion under lågpristimmar och säljs till marknaden under högpristimmar kan det vara fördelaktigt att investera i elektrolys för vätgasproduktion. Detta examensarbete undersöker lönsamheten och förutsättningarna för att producera grön vätgas i södra Sverige, tillsammans med de sociala och ekonomiska fördelar som kan medfölja. En modell bestående av elektrolys som drivs direkt från en havsbaserad vindkraftspark analyseras för maximal vinst. Ett linjärt optimeringsprogram används för att undersöka den bästa kombinationen av installerad elektrolys tillsammans med 500MW havsbaserad vindkraft. Begränsningar i from av investeringskostnader, energibehov och efterfrågan avgör lönsamheten. Resultatet visar att investeringar i elektrolys kan öka den totala lönsamheten samtidigt som produktionskostnaden för grön vätgas hamnar i nivå med kostnader för vätgas framställt ur naturgas.

In connection to the increase of emissions of greenhouse gases, electrification of the society is pointed out as absolute necessary to achieve the climate goals. To succeed with this, a substantial proportion of the intermittent electricity production needs, with the help from technical solutions, be used as a buffer for this production. The production of renewable hydrogen gas is seen as one of the solutions. The purpose of this study is to function as a foundation for a pilot study for establishment of production of renewable hydrogen which Jämtkraft will conduct during 2023. The study is compiled with information from updated science reports and studies, authorities or equate sources, Jämtkraft and workshops. The production cost of hydrogen gas has been set to price of electricity, three sizes of electrolysers and two types of electrolysers. The selling price has been divided into the transport sector and the industry sector. The calculations have been made with help from calculation methods from Jämtkraft and according to levelized cost of hydrogen formula. It is clear the production cost of hydrogen strongly correlates with the electricity price. The size of the electrolyser also affects, a larger electrolyser decreases the production costs of hydrogen. The difference between types of electrolysers do not affect the cost significantly, rather the placement and energy source to the hydrogen production. In comparison to 2020, the competitiveness for hydrogen within the transport sector has increased. The increase of the electricity cost has decreased the competitiveness within the industry sector. For economic success of an establishment of hydrogen production in Jämtland a careful analyse of customer interest must be made and an adjustment of selling price according to the electricity price. An investment rather towards the transport sector rather than the industry sector is to recommend. / I samband med de ökade utsläppen av växthusgaser, anses elektrifiering av samhället vara absolut nödvändigt för att uppnå klimatmålen. För att lyckas med detta, krävs det att en storandel av den intermittenta elproduktionen genom tekniska lösningar kan nyttjas som en buffert för denna produktion. Där ses produktion av förnyelsebar vätgas som en avlösningarna. Syftet med studien är att fungera som underlag för den förstudie för etableringav produktion av förnyelsebar vätgas som Jämtkraft genomför under 2023. Studien har sammanställts med information från uppdaterade forskningsstudier, myndigheter ellerl ikställda källor, Jämtkraft samt workshops. Vätgasproduktionskostanden har ställts mot elpris, tre storlekar på elektrolysör samt två typer av elektrolysör. Försäljningspriset har fördelats på transport-, och industrisektor. Beräkningarna har gjort med kalkylmetoder från Jämtkraft samt enligt Levelized Cost of Hydrogen- modellen. Det är tydligt är att vätgasproduktionskostanden korrelerar stark med elpriset. Även storleken på elektrolysör påverkar, en större elektrolysör minskar vätgasproduktionskostnaden. Typ av elektrolysör påverkar inte kostnaden nämnvärt, utan mer placering och vilken energityp som är källa till vätgasen. Sett mot 2020 har konkurrenskraften för vätgas inom transportsektorn ökat. Ökningen av elkostnaden, sett mot 2020, har bidragit till en minskad konkurrenskraft mot industrisektorn. För att ekonomiskt lyckas med en etablering av förnyelsebar vätgasproduktion i Jämtlands län måste en noggrann kundintressenanalys göras samt anpassa försäljningspriset efter elpriset. En satsning mot transportsektorn snarare än industrisektorn är att rekommendera. / <p>2023-08-22</p>

Den globala ekonomin är idag starkt kopplad till utsläpp av växthusgaser samtidigt som det finns en stark enighet bland världens ledande länder att kraftigt minska de globala utsläppen i enlighet med Parisavtalet. Vätgas som produceras från förnyelsebara energikällor anses utgöra en nyckelroll för ett antal olika applikationsområden de kommande decennierna, där bland transportsektorn. Trots att framställningsprocessen bygger på väl utvecklad teknik finns det än idag väldigt få storskaliga produktionsanläggningar av grön vätgas, men teknikutvecklingen inom området är skyndsam. Rederi AB Gotland är idag Sveriges äldsta rederi och således en av de största aktörerna inom Gotlands transportsektorn. Företaget ser idag över möjligheten för att driftsätta Sveriges första storskaliga vätgasdrivna gods- och passagerarfartyg, GotlandHorizon, vilket är en viktig del i företagets miljöarbete. Huvudsakligen avser företaget attvätgasen produceras lokalt på Gotland, vilket föranleder till en rad olika tekniska utmaningarrelaterade till elproduktion, vätgasframställning och distributionssystem. Med bakgrund av detta har en förstudie tillsammans med Uppsala universitet och projektet “Vätgasbaserad färjetrafik” genomförts för att påvisa och kartlägga viktiga aspekter kring ett framtida produktionssystem av grön vätgas samt kartlägga vilka tekniska lösningar som inom tidsramen för projektet är tekniskt genomförbara. Resultatet av förstudien ska kunna användas som grund för utformning av framtida beräkningsmodeller. Av förstudien framgår det att vattenelektrolys i kombination med en utbyggnation av vindkraft teoretiskt kan möta både det efterfrågade elbehovet för elektricitet och således Gotland Horizons vätgasbehov. Det uppskattade elbehovet för framställning av vätgas genom vattenelektrolys motsvarar dock Gotlands idag totala energikonsumtion, vilket såldes utgör en storutmaning. En annan viktig faktor för processen är en tillförlitlig processvattenförsörjning. Gotland har de senaste åren haft en problematisk grundvattensituation samt att dricksvattenproduktionen på Gotland är begränsad. I studien har de viktiga aspekterna kring utformningen av produktionssystemets analyserats. De ekonomiska aspekterna har också redovisats för att ligga till grund för en optimeringsmodell för vidare analys och optimering av produktionssystemet. Av de beräkningsmodeller som genomförts påvisas att både havsbaserad- samt landbaserad vindkraft kan tillgodose behovet av elproduktion för vattenelektrolys, det är snarare en fråga om hur systemet ska optimeras samt vilka synergieffekter som respektive system kan medförasom bestämmer systemets utformning. Solenergi har ansetts vara tekniskt möjligt men till bakgrund av att efterfrågan på elektricitet året runt är hög anses anläggningen bli orealistiskt stor. Också aspekter gällande produktionssystemet utformning, centraliserat eller decentraliserats, har diskuterats. Till bakgrund av de stora ekonomiska storskalsfördelarna som uppskattas för elektrolysörer inom de kommande åren anses ett centraliserat produktionssystem vara det mest tänkbara utifrån ett ekonomiskt perspektiv. Det har också konstaterats att havsbaserade vätgaspipelines kan bli aktuellt vid havsbaserad vätgasproduktion, det för att minimera kapitalkostnaderna för distributionen av energivektor, vilket skulle kunna minska produktionskostnaderna för vätgas från havsbaserad vindkraft. / The global economy today is strongly linked to greenhouse gas emissions while there is a strong consensus among the world's leading countries to significantly reduce global emissions in accordance with the Paris Agreement. Hydrogen produced from renewable energy sources is considered to play a key role within a several different application areas in the coming decades, including the transport sector. Even though the production process is based on welldeveloped technology, there are still very few large-scale production facilities of green hydrogen, but technological development in the field is rapid. Rederi AB Gotland is today Sweden's oldest shipping company and thus one of the largest players in Gotland's transport sector. The company is currently reviewing the possibility of commissioning Sweden's first large-scale hydrogen-powered freight and passenger vessel, Gotland Horizon, which is an important part of the company's environmental work. Mainly, the company intends that the hydrogen is produced locally on Gotland, which leads to a variety of technical challenges related to electricity production, hydrogen production and distribution systems. With this background, a feasibility study together with Uppsala University and the project "Hydrogen-based ferry traffic" has been carried out to demonstrate and map important aspects of a future production system of green hydrogen and to map which technical solutions within the time frame of the project are technically feasible. The results of the feasibility study can be used as a basis for designing future calculation models. The feasibility study shows that water electrolysis in combination with an expansion of wind power can theoretically meet both the demanded electricity demand for electricity and thus Gotland Horizon's hydrogen needs. However, the estimated electricity demand to produce hydrogen through water electrolysis corresponds to Gotland's current total energy consumption, which was sold poses a major challenge. Another important factor for the process is a reliable process water supply. In recent years, Gotland has had a problematic groundwater situation and the drinking water production on Gotland is limited. In the study, the important aspects of the design of the production system have been analyzed. The economic aspects have also been accounted for to form the basis for an optimization model for further analysis and optimization of the production system. From the calculation models carried out, it is shown that both offshore and onshore wind power can meet the need for electricity production for water electrolysis, it is rather a question of how the system should be optimized and what synergies each system can bring that determine the design of the system. Solar energy has been considered technically possible, but given that the demand for electricity all year round is high, the plant is considered to be unrealistically large. Aspects of the design of the production system, centralised or decentralised, have also been discussed. Considering the large economic economies of scale appreciated for electrolysers in the coming years, a centralized production system is considered the most conceivable from an economic perspective. It has also been recognized that offshore hydrogen pipelines may be relevant in offshore hydrogen production, in order to minimize the capital costs of energy vector distribution, which could reduce the production costs of hydrogen from offshore wind.

Green hydrogen produced through electrolysis of excess renewable energy is a promising seasonal energy storage solution with the potential to decarbonize the energy sector. However, it has physical properties that make it difficult to store and transport on a large scale for grid scale storage applications. An alternative to storing excess renewable energy in hydrogen is converting the hydrogen to synthetic fuel that has an industrially mature production process and an established transportation, storage and distribution infrastructure. This study aims to conduct a feasibility analysis to compare the cost and compatibility of green hydrogen, ammonia, methane and methanol as seasonal energy storage. The production of each fuel and the barriers to their commercialization as energy vectors is discussed. The hydrogen storage technologies holding the most potential are identified as salt cavern and lined rock cavern storage however type I-IV pressure vessel storage is also included in the analysis due to its prevalence within the industry The outcome of the study is a conceptual model calculating the levelized cost of storage of each fuel considering the storage system size, compression energy required and annualized CAPEX and OPEX of compression and storage. Three cases are developed to analyse the storage system, A- seasonal discharging, B-weekly discharging and C- daily discharging. The results identify that the most feasible seasonal storage option for hydrogen is utilizing a salt cavern. If building a salt cavern is infeasible due to geographical constraints, a lined rock cavern is more cost-effective as compared to utilizing pressure vessel storage. For shorter storage periods or smaller scale applications it is more beneficial to employ low pressure (200-300 bar) pressure vessel storage since geological storage becomes expensive as compared to the seasonal case. Low pressure storage is better suited for smaller applications as compression costs account for a significant share of the total annual cost of each storage system in the weekly and daily cases. The most suitable hydrogen storage option is highly dependent on the end use application. Overall, methanol storage provided the lowest levelized cost of storage in all scenarios. / Grönt väte som produceras genom elektrolys av överskott av förnybar energi är en lovande säsongsbaserad energilagringslösning med potential att koldioxidutlösa energisektorn. Det har dock fysiska egenskaper som gör det svårt att lagra och transportera i stor skala för lagringsapplikationer i nätskala. Ett alternativ till att lagra överskott av förnybar energi i väte är att omvandla vätgas till syntetiskt bränsle som har en industriellt mogen produktionsprocess och en etablerad transport-, lagrings- och distributionsinfrastruktur. Denna studie syftar till att genomföra en genomförbarhetsanalys för att jämföra kostnaden och kompatibiliteten för grönt väte, ammoniak, metan och metanol som säsongsbetonad energilagring. Produktionen av varje bränsle och hindren för deras kommersialisering som energivektorer diskuteras. De tekniker för lagring av väte som har störst potential identifieras som lagring av saltrum och fodrad bergrum, men lagring av tryckkärl av typ I-IV ingår också i analysen på grund av dess förekomst inom industrin Resultatet av studien är en konceptuell modell som beräknar den utjämnade kostnaden för lagring av varje bränsle med hänsyn till lagringssystemets storlek, kompressionsenergi som krävs och årlig CAPEX och OPEX för kompression och lagring. Tre fall är utvecklade för att analysera lagringssystemet, A-säsongsurladdning, B-veckotursning och C-daglig urladdning. Resultaten visar att det mest möjliga säsongsbetonade lagringsalternativet för väte är att använda en saltgrotta. Om det är omöjligt att bygga en salthåla på grund av geografiska begränsningar, är en fodrad berghåla mer kostnadseffektiv jämfört med att använda tryckkärlslagring. För kortare lagringsperioder eller tillämpningar i mindre skala är det mer fördelaktigt att använda lågtrycks (200-300 bar) tryckkärllagring eftersom geologisk lagring blir dyr jämfört med säsongsfallet. Lågtryckslagring är bättre lämpad för mindre applikationer eftersom kompressionskostnaderna står för en betydande del av den totala årliga kostnaden för varje lagringssystem i vecko- och dagliga fall. Det mest lämpliga vätgaslagringsalternativet är starkt beroende av slutanvändningsapplikationen. Sammantaget gav metanollagring den lägsta utjämnade kostnaden för lagring i alla scenarier.

Vätgas kan framställas från förnybara energikällor genom vattenelektrolys med anjonbytande membran (AEMWE). AEMWE har vissa fördelar jämfört med traditionell alkalisk vattenelektrolys och elektrolysmed protonledande membran. Till exempel finns det möjlighet att använda alkalisk elektrolyt (även rent vatten) och billiga platinagruppsmetallfria katalysatorer tillsammans med ett anjonbytesmembran. Den största utmaningen med tekniken är att uppnå utmärkt och stabil prestanda för membran och elektroder. AemionTM anjonbytande membran (AEMs) av olika tjocklek, vattenupptag och kapacitet undersöktes i ett AEMWE system med 5 cm2 elektrodarea. Elektrokemisk prestanda hos dessa kommersiella AEM studerades med hjälp av porösa nickel elektroder. Bland de undersökta membranen visade AF2-HWP8-75-X stabil prestanda med en högfrekvent resistans (HFR) på 90 mΩ•cm2 och kunde nå en strömtäthet på 0,8 A/cm2 vid 2,38 V med 1 M KOH vid 60 ˚C.  AEMWE med AF2-HWP8-75-X och olika elektrodkombinationer undersöktes under samma driftsförhållanden. En elektrodkombination med Raney-Ni och NiFeO som katod respektive anod visade bäst prestanda under utvärderingen och gav en strömtäthet på 1,06 och 3,08 A/cm2 vid 2,00 respektive 2,32 V. KOH-lösningens temperatur och koncentration sänktes till 45 ˚C respektive 0,1 M för att undersöka effekten av driftsparametrar på flödescellens prestanda. Flödescellen uppvisade god stabilitet under de nya driftsförhållandena, men dess prestanda minskade avsevärt. Den nådde en strömtäthet på 0,8 A/cm2 vid 2,25 V. / Hydrogen can be produced from renewable energy sources using a novel anion exchange membrane water electrolysis (AEMWE) system. AEMWE has some benefits over the currently used state-of-the-art alkaline and proton exchange membrane water electrolysis systems. For instance, there is a possibility of using alkaline electrolytes (even pure water) and low-cost platinum-group-metal free catalysts together with an ion exchange membrane. However, the main challenge is that the AEMWE system should show excellent and stable performance, depending on the stability of the membrane and the electrodes. AemionTM anion exchange membranes (AEMs) of different thickness and water uptake capacity were investigated using a 5 cm2 AEMWE system. The electrochemical behaviour of these commercial AEMs was studied using nickel (Ni) felt electrodes. Among the investigated AEMs, the AF2-HWP8-75-X showed stable performance with a high frequency resistance (HFR) of 90 mΩ•cm2 and was able to reach a current density of 0.8 A/cm2 at 2.38 V using 1 M KOH at 60 ˚C.  AEMWE systems based on AF2-HWP8-75-X and different electrode combinations were examined under the same operating conditions. An electrode combination with Raney-Ni and NiFeO as cathode and anode, respectively, showed the best performance during the degradation test and provided a current density of 1.06 and 3.08 A/cm2 at 2.00 and 2.32 V, respectively. The operating temperature and concentration of the KOH solution were reduced to 45 ˚C and 0.1 M, respectively, to study the effect of operating parameters on the flow cell performance. The flow cell showed good stability under the new operating conditions, but its performance was reduced significantly. It reached a current density of 0.8 A/cm2 at 2.25 V.

Through the historic usage of fossil fuel, climate impacts have been severe and threaten to disrupt global economies and biological diversity. Hydrogen has emerged as a technology which can enable the productionand storage of renewable energy with no carbon emissions. However, energy transitions are complex as the sector is characterized by lock-in and path dependency due to co-evolution with infrastructure, policy and geography. The purpose of this study is to explore how hydrogen energy can overcome the lock-in and path dependency of fossil fuels. To achieve this, a qualitative single-case study of Sweden was conducted. The theoretical foundation consists of the Multi-Level Perspective and lock-in. The results indicate that in order for hydrogen technology to become large-scale and overcome lock-in, four criteria need to be fulfilled; hydrogen technology needs to be more cost-efficient, investments in infrastructure for hydrogen is required, a market needs to be established for the production of hydrogen and governments/institutions need to support hydrogen through regulation and investments. / Under decennier av fossil användning har klimatpåverkan blivit mer allvarlig och hotar att negativt påverka globala ekonomier och den biologiska mångfalden. Vätgas har framkommit som en teknik som möjliggör produktion och lagring av förnybar energi utan koldioxidutsläpp. Övergångar till nya energilösningar är dock svåra eftersom sektorn kännetecknas av “lock-in” och “path dependency”på grund av samutveckling med infrastruktur, politik och geografi. Syftet med denna studie är att undersöka hur vätgas kan övervinna “lock-in” och “path dependency” av fossila bränslen. För att uppnå detta genomfördes en kvalitativ fallstudie av Sverige. Den teoretiska grunden för studien består av Multi-Level Perspective och lock-in. Resultaten visar att fyra kriterier måste uppfyllas för att vätgas ska gå från en nisch innovation till att vara en del av dagens sociotekniska system. Vätgas måste bli mer kostnadseffektiv, investeringar i infrastruktur för vätgas krävs, en marknad måste skapas för produktion av vätgas och regeringar/institutioner behöver stödja vätgas genom föreskrifter.

Klimatförändringar är den enskilt största utmaningen som mänskligheten står inför under 2000-talet. För att ta itu med denna utmaning förutses förnybara energikällor en stor ökning av andelen primärenergi globalt. Den naturliga variabiliteten hos sol och vind kräver att energilagring används tillsammans med dem för en energisystemövergång. Power-to-Gas (PtG) -teknologier erbjuder en attraktiv lösning genom att möjliggöra omvandling av elektrisk energi till vätgas eller metan, vilket möjliggör integration över nätverk och sektorövergripande integration. Denna avhandling undersöker lönsamheten för en PtG-anläggning med enprimär applikation för att producera syntetisk metan (SNG) för injektion av naturgas(NG). En teknik-ekonomisk modell skapades för att simulera anläggningens drift under ett år och extrapolera resultaten för projektets livslängd. Modellen designades baserat på ett pilotprojekt som utvecklades i Frankrike med namnet HYCAUNAIS och har använt partner-samt litteraturdata för bearbetning. På grund av begränsningar i den lokala NG-nätkapaciteten undersöktes era scenarier som inkluderade att lägga till ytterligare investeringar som möjliggör ökad driftstid och intäktsströmmar, inklusive: fast elpris eller day-ahead (DA) marknadsdeltagande; nätuppgradering för ökad NG-nätkapacitet; och CH4 och H2 mobilitet. Elektrolysörers deltagande i frekvensbegränsningsreserven (FCR) ansågs också förökad lönsamhet. Resultaten visade att standardfallsscenariot (inga ytterligare investeringar) med deltagande på DA-elmarknaden var det mest attraktiva när det gäller tre undersökta mål: nettonuvärde (NPV), återbetalningsperiod (PBP) och nivåniserad metankostnad (LCOM). Driftstiden för standardfallet befanns vara cirka 90% av året; produktionen hindrades inte av begränsad nätkapacitet tillräckligt för att anse ytterligare investeringar nödvändiga. Vidare bör deltagande på DA-marknaden bestämmas av en upphörd betalningsvilja (WTP) för el i motsats till marginell vinst (MP). Att använda WTP som avgörande faktor tillät ökade driftstimmar och lägre LCOM. Men i alla undersökta scenarier var inga lönsamma; vilket innebär att marknadsförhållandena fortfarande måste förbättras kraftigt innan PtG kan få fart. En känslighetsanalys gjordes på standardfallsscenariot för att se vilka parametrar som påverkar lönsamheten mest och bör vara i fokus för vidare forskning och utveckling. SNG-taxan visade sig vara den mest inytelserika på NPV, vilket krävde att en tariff på minst 188 e=MWh (120 e=MWh användes för modellering) för att vara lönsam. Elpriset var det näst mest inytelserika och krävde ett genomsnittligt marknadspris på 25 e=MWh för att vara lönsamt. Eftersom PtG-teknik kan ge era externa fördelar som inte realiseras ekonomiskt av investerare, kan intäktsgenerering av dem ge ett sätt att förbättra lönsamheten. Detta inkluderar nätbalansering och exibilitet, avkolning, lägre nätkostnader ochförbättrad energisäkerhet. Sammanfattningsvis måste kapitalkostnaderna för utrustning,elpriser och avgifter i samband med dessa samt taxor för gröna gaser förbättras dramatiskt för att SNG-produktionen ska vara en attraktiv lösning för minskning och avkolning av el. / Climate change is the single largest challenge facing humanity in the 21st century. To tackle this challenge, renewable energies are seeing a large increase in primary energy share globally. The natural variableness of solar and wind requires energy storage to be used in conjuction with them for an energy system transition. Power-to-Gas (PtG) technologies offer an attractive solution by allowing conversion of electrical energy to hydrogen or methane, enabling cross-energy-network and cross-sectoral integration. This thesis investigates profitability of a PtG plant with a primary application of producing synthetic methane (SNG) for natural gas (NG) grid injection. A techno-economical model was created to simulate plant operation over one year and extrapolate the results for the project lifespan. The model was designed based off of a pilot project being developed in France named HYCAUNAIS and used partner as well as literature data for processing. Due to limitations inlocal NG grid capacity, several scenarios were investigated that included adding additional investments that allow increased operational time and revenue streams, including: fixed electrical price or day-ahead (DA) market participation; mesh upgrade for increased NG grid capacity; and CH4 and H2 mobility. Electrolyser participation in the frequency containment reserve (FCR) was also considered for increased profitability. The results determined the standard case scenario (no additional investments) with participation in the DA electricity market was the most attractive in terms of three objectives investigated: net present value (NPV), payback period (PBP) and levelized cost of methane (LCOM). The operational hours of the standard case was found to be approximately 90% of the year; production was not hindered by limited grid capacity sufficiently to deem additional investments necessary. Further, participation in the DA market should be determined by a cut-off willingness to pay (WTP) for electricity as opposed to marginal profit (MP). Using WTP as the determining factor allowed increased operational hours and lower LCOM. However, in all of the scenarios investigated, none were profitable; meaning that market conditions still need to greatly improve before PtG can gain momentum. A sensitivity analysis was done on the standard case scenario to see which parameters influence profitability the most and should be the focus of further research and development. The SNG tariff was found to be the most influential on NPV, requiring a tariff of at least 188 e=MWh (120 e=MWh was used for modeling) to be profitable. Electricity price was the second most inuential and required an average market price of 25 e=MWh to be profitable. As PtG technologies can provide several external benefits that are not economically realized by investors, monetization of them could provide a means of improving profitability. This includes, grid balancing and exibility, decarbonization, lower grid costs and improved energy security. Inconclusion, capital costs of equipment, electricity prices and fees associated to them, and tariffs for green gases all need to improve dramatically for SNG production tobe an attractive solution for electricity curtailment and decarbonization.