Dalarna University's logo and link to the university's website

Detta examensarbete undersöker potentialen att integrera ett groplager i Jönköpings fjärrvärmesystem. Arbetet utgår från grundförutsättningar som ett befintligt fjärrvärmenät med varierande produktionskostnader, produktionsanläggningar med olika bränsletyper och kraftvärmeproduktion. Med antaganden om lagringstemperaturer, värmeförluster samt tekniska och ekonomiska parametrar genomförs simuleringar i programvaran Optima för att analysera hur lagret påverkar bränsleanvändningen, produktionskostnader och koldioxidutsläpp. Resultaten visar på att ett säsongslager kan bidra med ökad elproduktion under höga elpriser och minskat behov av spetslast. Ett lager på 5 GWh bedöms vara mest kostnadseffektivt, medan större lager ger ytterligare klimatnytta men innebär större markyta och högre investeringskostnader. Kalkylräntan är avgörande för att kunna räkna hem ett lager. Värmeförlusterna ökar med lagrets storlek, med de specifika förlusterna per GWh minskar vilket tyder på skalfördelar. Utsläppsanalysen visar att med större lagerstorlekar minskar användningen av biobränsle och bioolja, vilket resulterar i lägre koldioxidutsläpp. Arbetet identifierar även flera faktorer som behöver undersökas vidare, såsom geotekniska förutsättningar, möjligheter till investeringsstöd och alternativa tekniska lösningar vid höga temperaturer. 

This bachelor’s thesis investigates the potential of integrating a pit thermal energystorage system into the district heating network of Jönköping, Sweden. The study is based on the basic conditions such as an existing district heating network system with varying production costs, production units using different fuel types, and combined heat and power generation. Simulations are conducted in the software Optima using assumptions regarding storage temperatures, heat losses, and technical and economic parameters to analyze how the storage system affects fuel use, production costs and carbon dioxide emissions. Results indicate that seasonal storage can enable increased electricity production during high market prices, reduce peak load demand, and improve system efficiency. A 5 GWh pit storage was found to be the most cost-effective option, while larger capacities offered additional climate benefits at the expense of increased land requirements and capital costs. The cost of capital is crucial to being able to get a return on the investment. Although total heat losses increase with storage size, specific losses per GWh decrease, showing clear scaling advantages. Emissions analysis reveals that larger storages reduce the need for biomass and bio-oil, thereby lowering CO₂ emissions. The report also highlights areas for future investigation, including geotechnical feasibility, potential subsidies, and technical solutions for handling high temperature operations.