Coincidence factors have been researched since the late 1800s, as they displays the ratio between the maximum coincidencental power usage of a system, and the sum of the maximum individual loads of the system. Accurate estimations of the highest coincidental power usage allow for minimal material usage when constructing substations, transformers, overhead lines, and cables for power transmission. Scania is large bus and truck production industry in Sweden, and has realised that it over-estimate the largest coincidental power usage of production facilities, which leads to unnecessary investment costs and power subscription with the power distribution utility. This study is special, as the area of coincidence factors for industrial purposes are rarely investigated. In combination with modelling of BESS for power supply, this study aims to investigate established methods of calculating coincidence factors for industrial purposes and their relevance, as the results will be compared to actual values from measurements. The results of the study showed that Velander ́s method, used by utilities in Sweden and a few other countries, is not very relevant for estimating highest coincidental power usage, as this requires accurate estimation of yearly energy usage, and two other parameters, k1 & k2 . The normal distribution is better for this purpose but also requires accurate data. This study proposed a method based on the normal distribution, that requires follow-up in order to guarantee that it is accurate in multiple cases. In addition, a BESS was modelled using Matlab, with the initial aim of peak-shaving. Since this did not prove profitable with Scania ́s standards, the modelling simply aimed at being profitable using Net Present Value as economical tool for evaluating profitability. The results displayed a lot of profitable sizes of the BESS where the battery became profitable after five years minimum. / Sammanlagringsfaktorer har studerats sedan slutet på 1800-talet. De visar kvoten mellan den högsta sammanfallande effekten och summan av de högsta individuella effekterna per last i ett system. En mer träffsäker uppskattning av sammanfallande effekt, reducerar materialanvändning vid byggande av ställverk, transformatorer och elkablar som ska användas vid strömöverföring. Scania är en stor produktionsindustri i Sverige som tillverkar bussar och lastbilar. De har insett att de överdimensionerar sina effektbehov hos olika produktionsfabriker, vilket leder till onödigt höga investeringskostnader och höga effektabonnemang gentemot eldistributören. Studien är ovanlig, då sammanlagringsfaktorer inom industrin är väldigt lite forskat kring. Studien undersöker redan etablerade metoder för att beräkna sammanlagringsfaktorer och hur relevanta de är för området. Dessutom studeras batterier för energilagring. Detta görs genom jämförelse av mätningar av strömmar i en av Scanias lokaler. Resultaten av studien visar att Velanders metod är olämplig för användning då den kräver kunskap om årlig energiförbrukning, samt korrekta konstanter k1 & k2. Normaldistribution som är ett statistikt verktyg, gav mer liknande värden av de uppmätta strömmarna i B178, men hade sin svaghet i att metoden också krävde kunskaper om effektanvändning, vilket blir problematiskt när en ny fabrik ska byggas, samt uppskatta effektbehovet för denna. Studien föreslår en modell som baseras på normaldistribution, men som kräver uppföljning för att säkerställa relevans. Utöver detta, används Matlab för att modellera ett batteri, vars primära syfte är att kapa effekttoppar. När detta visade sig vara icke lönsamt med Scanias standarder blev målet att istället modellera ett batteri vars enda mål att vara lönsamt. Där visade det sig finnas flera storlekar på batterier som var lönsamma efter minst fem år.

Hydropower is one of the oldest renewable energy (RE) sources and constitutes a major share in the Swedish electricity mix. Though hydropower is renewable, there exist some issues pertaining to the local aquatic conditions. With more environmental laws being implemented, regulating the use and management of water is jeopardizing the flexibility of hydropower plants. The decided national plan for new environmental conditions in Sweden is expected to start being implemented in 2025 and more restrictions are expected. Analysing a battery energy storage system's capabilities plants may improve flexibility in hydropower plant operation. This thesis is focused on the short-term regulation in lower Oreälven river where the hydropower plants Skattungbyn, Unnån and Hansjö are located. The combined hydropower plant and battery system is simulated being employed in the day-ahead market and a techno-economic optimization of the combined system is performed. The combined system's operation is modelled using Mixed Integer Linear Programming. The future electricity market analysis is modelled using Machine Learning techniques. Three different electricity market scenarios were developed based on different Swedish nuclear energy targets for 2040 to capture the future. The first scenario developed complies with the Swedish energy target of 100 % renewable production in 2040. The second scenario has still two nuclear power plants in operation by 2040 and the third scenario has the same nuclear capacity as of 2020. It is observed from the results that with the current battery costs (~3,6 Million SEK/MWh), the implementation of a battery system for the short term regulation of the combined battery/hydropower system is not profitable and the cost of battery needs to be less than 0,5 Million SEK/MWh to make it profitable. The thesis also discusses the possibility of utilizing batteries’ second life and the techno-economic analysis of their performance. / Vattenkraft är en av de allra äldsta förnybara energikällorna och utgör idag en väsentlig del av Sveriges energimix. Trots att vattenkraft är förnybar, har den lett till vissa utmaningar i den lokala vattenmiljön. Som en följd av att fler miljölagar har implementerats för att reglera nyttjandet av vattendrag och sjöar, minskar flexibiliteten i vattenkraftproduktionen. Den av den svenska regeringen i juni 2020 beslutade nationella planen för miljöanpassning av vattenkraften i Sverige, förväntas börja genomföras med start 2025 och tros då resultera i fler flexibilitetsbegränsningar. Genom att analysera driften av batteriers energilagringssystem kombinerade med vattenkraftverk, bedöms flexibiliteten i sådana kombinerade system kunna ökas. Denna studie fokuserar på den kortsiktiga regleringen av nedre Oreälven med vattenkraftverken Skattungbyn, Unnån och Hansjö. En kombination av vattenkraftverken med batterisystem simuleras mot spot-marknaden och en teknisk-ekonomisk optimering av det kombinerade systemet utförs. Driften av det kombinerade systemet modelleras med linjärprogrammering och den framtida analysen av elmarknaden modelleras med maskininlärningstekniker. Tre olika scenarier för elmarknaden utvecklades baserade på målen för den svenska kärnkraften år 2040. Det första scenariot som utvecklades är i linje med det svenska energimålet om 100 % förnybar produktion till 2040. Det andra scenariot utvecklades med två kärnkraftverk fortfarande i drift 2040 och det tredje scenariot med samma kärnkraftskapacitet som 2020. Från resultaten kan särskilt noteras att med nuvarande batterikostnader (~3,6 miljoner SEK/MWh) kommer införandet av batterier för att kortsiktigt reglera vattenkraftverken inte att vara lönsamt om inte batterikostnaden reduceras till som högst 0,5 miljoner SEK/MWh. Denna studie diskuterar även möjligheterna att använda andrahandsbatterier samt en teknisk-ekonomisk analys för dess prestanda.

The transition in the transport sector by the integration of battery electric vehicles (BEVs) brings a new challenge for the system operators to ensure the balance between supply and demand. The installation of new EV charges poses a surge in electricity demand in the coming years which jeopardizes the grid reliability and stability. With the new EV policies in place, Sweden will have a huge growth of BEVs and the associated charging infrastructures. The challenges faced by the electricity transmission and distribution will depend on the type and smart capability of the infrastructure. Therefore, research is conducted to analyze the impacts of the mix of public and private residential EV charging and how smart charging can help in mitigating the impacts. This thesis studies the impact of the mix of private residential and public EV chargers on the power network of Hammarby Sjöstad, a neighborhood of Stockholm. Four substations out of 20 corresponding to the areas with the highest proportion in the residential and commercial sectors in the network were chosen for the study and power flow analysis was carried out to analyze the impacts in the year 2025. EV chargers were categorized into public and private residential chargers. The public chargers had rated power of 22 kW each while residential chargers were rated at 3.68 kW each. EVs can behave as energy vectors, and it is possible to optimize their charging as a part of demand-side management which includes peak shaving or shifting. Optimizing EV charging was treated as a mixed integer linear programming (MILP) problem to schedule EV charging for both reducing losses and the cost of electricity import from the grid. Two optimization strategies were investigated to analyze their potential to reduce the peaks due to uncontrolled charging. Renewable energy generation from solar PVs integrated with EV chargers reduces the import of electricity from the grid during the day which not only reduced the losses but also the cost of importing electricity from the grid. The effect of intermittency of solar PV generation was reduced by implementing BESS. At low price periods, the BESS was charged using the excess PV power and at higher price periods, the BESS was discharged. Three scenarios were developed, where the Reference scenario refers to the base case without PV and BESS, With PV scenario considered only PV generation while With PVBESS scenario considered the implementation of BESS with PV. Three test cases were simulated for each of the scenarios, and it was found that by the implementation of smart charging, the losses in the network reduce by 35.5% and it also significantly reduced the losses in all the other scenarios. Implementation of smart charging reduced the cost of electricity import from the grid by 4.3%. The integration of PV generation led to a 7% further reduction in the losses and cost of electricity import as compared to the Reference scenario. The integration of BESS increased the losses in the network, but it also enhanced the self-consumption of PV power. The implementation of smart charging not only reduces the losses and costs of import but will lead to savings in grid reinforcement costs. / Övergången inom transportsektorn genom integrering av batteri -elektriska fordon (BEV) medför en ny utmaning för systemoperatörerna att säkerställa balansen mellan utbud och efterfrågan. Installationen av nya elavgifter innebär en kraftig ökning av elbehovet under de kommande åren, vilket äventyrar nätets tillförlitlighet och stabilitet. Med den nya EV -politiken på plats kommer Sverige att ha en enorm tillväxt av BEV och tillhörande ladd infrastrukturer. Utmaningarna för elöverföring och distribution beror på infrastrukturens typ och smarta kapacitet. Därför forskas för att analysera effekterna av blandningen av offentliga och privata EV -laddningar för bostäder och hur smart laddning kan hjälpa till att mildra effekterna. Denna avhandling studerar effekten av blandningen av privata bostäder och offentliga EV -laddare på kraftnätet i Hammarby Sjöstad, en stadsdel i Stockholm. Fyra transformatorstationer av 20 motsvarande de områden med den högsta andelen inom bostads- och kommersiella sektorer i nätet valdes ut för undersökningen och effektflödesanalys utfördes för att analysera effekterna år 2025. EV -laddare kategoriserades offentligt och privata bostadsladdare. De offentliga laddarna hade en nominell effekt på 22 kW vardera medan bostadsladdare var 3,68 kW vardera. Elbilar kan bete sig som energivektorer, och det är möjligt att optimera laddningen som en del av hanteringen på efterfrågesidan som inkluderar topprakning eller växling. Optimering av EV -laddning behandlades som ett blandat heltal linjärt programmeringsproblem (MILP) för att schemalägga EV -laddning för både minskning av förluster och kostnader för elimport från nätet. Två optimeringsstrategier undersöktes för att analysera deras potential att minska topparna på grund av okontrollerad laddning. Förnybar energiproduktion från solcellsanläggningar integrerade med EV -laddare minskar importen av el från nätet under dagen vilket inte bara minskade förlusterna utan också kostnaderna för att importera el från nätet. Effekten av intermittency av solcellsgenerering genererades genom att implementera BESS. Vid lågprisperioder debiterades BESS med överskott av PV -effekt och vid högre prisperioder laddades BESS ur. Tre scenarier utvecklades, där referensscenariot hänvisar till basfallet utan PV och BESS, med PV -scenario endast betraktat PV -generering medan With PVBESS -scenario övervägde implementeringen av BESS med PV. Tre testfall simulerades för vart och ett av scenarierna, och det visade sig att genom implementering av smart laddning minskar förlusterna i nätverket med 35,5% och det minskade också avsevärt i alla andra scenarier. Genomförandet av smart laddning minskade kostnaden för elimport från nätet med 4,3%. Integrationen av PV -produktion ledde till en ytterligare minskning av förlusterna och kostnaderna för elimport med 7% jämfört med referensscenariot. Integrationen av BESS ökade förlusterna i nätet, men det förbättrade också självförbrukningen av PV-kraft. Genomförandet av smart laddning minskar inte bara förluster och kostnader vid import utan leder till besparingar i nätförstärkningskostnader.

As the share of weather-dependent renewable energy sources increases in the energy system, more grid balancing solutions are needed. For companies investing in energy production facilities, this offers new business opportunities. This master's thesis examines a battery energy storage system (BESS) co-located with a wind farm and utilizing its existing grid connection. The profitability of the battery system investment is evaluated using Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR) and Payback time (PBT). In the analysis, the revenue of the battery system consists of capacity (MW) payments from reserve markets. The profitability of the battery system is studied in both the annual and hourly markets. The report compares the results to those of a standalone battery system to understand the advantages of utilizing the same grid connection. Finally, the investment is analysed further using scenario analysis on the annual degradation and the market price levels. The battery capacity is sized according to the maximum NPV. The results indicate that both the co-located BESS and the standalone BESS are potential investment targets, but the co-located BESS utilizing the wind farm's grid connection offers better returns. The reason for this is that the cost of a new grid connection for a standalone BESS is higher than the revenue lost due to capacity constraints when utilizing the existing grid connection. Hourly reserve markets offer better returns than annual reserve markets. Annual markets yielded an internal rate of return of 9 % and a net present value of 350 kEUR, while hourly markets yielded an internal rate of return of 22 % and a net present value over 10 times higher compared to the annual market returns. The optimal sizing of the battery capacity is found to be between 30 and 40 % of the wind park’s production capacity, or in this case 4-5 MW. / Med en ökande andel väderberoende förnybara källor i energisystemet behövs fler lösningar för att behålla balansen i elnätet. Detta erbjuder nya affärsmöjligheter för energiföretag som vill investera i energilagringslösningar. Denna uppsats undersöker ett batterisystem som är beläget vid en vindpark och utnyttjar en befintlig nätanslutning. En ekonomisk analys med nettonuvärdesmetoden (NPV), internräntemetoden (IRR) samt återbetalningstiden (PBT) av batterisystemet utförs för att utvärdera investeringspotentialen. I analysen består intäkterna från batterisystemet av kapacitetsbetalningar från reservmarknader. Lönsamheten för batterilagringssystemet undersöks både på årsmarknader och timmarknader. Rapporten jämför resultaten med ett fristående batterilagringssystem för att förstå fördelarna med att utnyttja samma nätanslutning. Slutligen analyseras investeringen med hjälp av scenarioanalys för olika marknadsprisnivåer samt årliga försämringstakter. Batterikapaciteten dimensioneras enligt det maximala nettonuvärdet. Resultaten visade att både batterilagringssystemet som utnyttjar vindkraftparkens nätanslutning och det fristående batterilagringssystemet är potentiella investeringsobjekt, men batterilagringssystemet som utnyttjar vindkraftparkens nätanslutning erbjuder bättre avkastning. Anledningen till detta är att kostnaden för en ny nätanslutning för ett fristående batterilagringssystem är högre än de inkomstförluster som orsakas av kapacitetsbegränsningar vid utnyttjandet av den befintliga nätanslutningen. Timreservmarknader erbjuder bättre avkastning än årsreservmarknader. Årsmarknaderna genererade en internränta på 9 % och ett nuvärde på 350 kEUR, medan timmarknaderna genererade en internränta på 22 % och över 10 gånger högre nuvärde jämfört med årsmarknaderna. Den optimala dimensioneringen av batterikapaciteten bedöms vara 30–40 % av vindkraftparkens produktionskapacitet, vilket i detta fall är 4–5 MW. / Sääriippuvaisen uusiutuvien energiatuotantomuotojen osuuden kasvaessa energiajärjestelmässä tarvitaan lisää verkontasapainotusratkaisuja. Energiatuotantolaitoksiin investointeja tekeville yrityksille tämä tarjoaa uusia liiketoimintamahdollisuuksia. Tämä diplomityö tarkastelee akkujärjestelmää, joka sijaitsee tuulivoimapuiston ohessa ja hyödyntää olemassa olevaa verkkoliityntää. Akkujärjestelmän investoinnin kannattavuutta arvioidaan hyödyntäen nettonykyarvoa (NPV), sisäistä korkoa (IRR) sekä takaisinmaksuaikaa (PBT). Analyysissä akkujärjestelmän tulot koostuvat reservimarkkinoiden kapasiteettimaksuista. Akkujärjestelmän kannattavuutta tutkitaan sekä vuosimarkkinoilla että tuntimarkkinoilla. Raportissa verrataan tuloksia itsenäisen akkujärjestelmän tuloksiin, jotta ymmärrettäisiin saman verkkoliitynnän hyödyntämisen edut. Lopuksi investointia analysoidaan skenaarioanalyysin avulla eri markkinahintatasoilla ja akkujärjestelmän rappeutumisnopeudella. Akkukapasiteetti mitoitetaan maksimaalisen nettonykyarvon mukaan. Tulokset osoittivat, että sekä tuulivoimapuiston verkkoliitynnän hyödyntämä akkujärjestelmä että omalla verkkoliitynnällä oleva akkujärjestelmä ovat potentiaalisia investointikohteita, mutta tuulivoimapuiston verkkoliityntää hyödyntävä akkujärjestelmä tarjoaa parempia tuottoja. Syynä tähän on, että uuden verkkoliitynnän kustannus itsenäiselle akkujärjestelmälle on suurempi kuin olemassa olevan verkkoliitännän hyödyntämisen kapasiteettirajoitusten aiheuttavat tulonmenetykset. Tuntireservimarkkinat tarjoavat parempia tuottoja kuin vuosireservimarkkinat. Vuosimarkkinat tuottivat 9 % sisäisen koron ja 350 kEUR nettonykyarvon, kun taas tuntimarkkinat tuottivat 22 % sisäisen koron ja yli 10 kertaa korkeamman nettonykyarvon vuosimarkkinoiden tuottoihin verrattuna. Akkukapasiteetin optimaalinen mitoitus todetaan olevan 30–40 % tuulipuiston tuotantokapasiteetista, joka tässä tapauksessa on 4–5 MW.

Tesis por compendio / [ES] Dos aspectos críticos en la operación de una microrred son las estrategias de control y gestión de potencia implementadas, las cuales son esenciales para proporcionar su buen funcionamiento. La aplicación adecuada de dichas estrategias permite compensar los desequilibrios de potencia causados por la discontinuidad de la generación y de la demanda de energía en las microrredes. En este sentido, el objetivo global de estas estrategias de gestión es equilibrar adecuadamente el flujo de potencia en la microrred, mediante la aplicación de diferentes algoritmos que permiten cumplir con los criterios de estabilidad, protección, balance de potencia, transiciones, sincronización con la red y gestión adecuada de la microrred. En el caso de microrredes de pequeña escala de potencia con bajo número de generadores y sistemas de almacenamiento distribuidos, las estrategias de control centralizado ofrecen un alto nivel de flexibilidad para lograr funcionalidades avanzadas en la microrred y una adecuada distribución de la potencia entre los convertidores que la conforman. Esta tesis se ha enmarcado en el contexto de algoritmos de gestión centralizada de potencia de una microrred de generación distribuida en modo conectado a red. Los algoritmos presentados se pueden aplicar a los convertidores de potencia conectados al bus DC de una microrred AC/DC híbrida o en una microrred de DC, donde el despacho de potencia es observado y gestionado por un controlador central. Este último adquiere datos del sistema mediante una infraestructura de comunicaciones y estima la potencia que gestionará cada uno de los convertidores de potencia, sistemas de almacenamiento y cargas en funcionamiento. En este estudio se muestra la validación experimental de las estrategias de gestión aplicadas en la microrred desde el enfoque del comportamiento de los convertidores de potencia, de las baterías y las cargas ante dicha gestión. Se verifica la estabilidad de la microrred sometiendo a los convertidores a diferentes escenarios de funcionamiento. Estos escenarios pueden ser fluctuaciones en la irradiación, la demanda, el estado de carga de las baterías, los límites máximos de exportación/importación de potencia desde/hacia la microrred hacia/desde la red principal y de la tarifa eléctrica. Adicionalmente, se propone un sistema de almacenamiento de energía en baterías encargado de mantener el equilibrio de potencia en el bus de DC de la microrred que permite aprovechar las fuentes de generación renovables presentes en la microrred y maximizar el tiempo de servicio de las baterías mediante la aplicación de un algoritmo de carga de las baterías. Este último se ajusta al procedimiento de carga especificado por el fabricante, estableciendo las tasas de carga en función de los escenarios en que la microrred se encuentre. El procedimiento de carga en las baterías es fundamental para garantizar las condiciones adecuadas de operación de las mismas, ya que toman en consideración los parámetros establecidos por el fabricante, como son: tasas de carga/descarga, tensión máxima de carga, temperaturas de operación, etc. / [CA] Dos dels aspectes crítics en l'operació d'una micro-xarxa són les estratègies de control i gestió de potència implementades, les quals són essencials per proporcionar el seu bon funcionament. L'aplicació adequada de dites estratègies permet compensar els desequilibris de potència causats per la discontinuïtat de la generació i demanda d'energia en les micro-xarxes. En aquest sentit, l'objectiu global de les nomenades estratègies de gestió és equilibrar adequadament el flux de potència en la micro-xarxa mitjançant l'aplicació de diferents algoritmes que permeten complir amb els criteris d'estabilitat, protecció, balanç de potència, transicions, sincronització amb la xarxa i gestió adequada de la micro-xarxa. En el cas de micro-xarxes de potència a petita escala i amb baix nombre de generadors i sistemes d'emmagatzematge distribuïts, les estratègies de control centralitzades ofereixen un alt nivell de flexibilitat per aconseguir funcionalitats avançades en la micro-xarxa i una adequada distribució de la potència entre els convertidors que la conformen. Aquesta tesi s'ha emmarcat al context d'algoritmes de gestió centralitzada de potència d'una micro-xarxa de generació distribuïda en mode de connexió a xarxa. Els algoritmes presentats es poden aplicar als convertidors de potència connectats al bus DC d'una micro-xarxa AC/DC hibrida o en una micro-xarxa de DC, on el despatx de potència és observat i gestionat per un controlador central. Aquest últim adquireix dades del sistema mitjançant una infraestructura de comunicacions i estima la potència que gestionarà cadascun dels convertidors de potència, sistemes d'emmagatzematge i càrregues en funcionament. En aquest estudi es mostren la validació experimental de les estratègies de gestió aplicades en la micro-xarxa des d'un enfocament dels convertidors de potència, de les bateries i les càrregues davant d'aquesta gestió. Es verifica l'estabilitat de la micro-xarxa exposant als convertidors a diferents escenaris de funcionament. Aquest escenaris poden ser fluctuants en la irradiació, la demanda, l'estat de càrrega de les bateries, els límits màxims d'exportació/importació de potència des de/cap a la micro-xarxa cap a/des de la xarxa principal i de la tarifa elèctrica. Addicionalment, es proposa un sistema d'emmagatzematge d'energia en bateries encarregats de mantindre l'equilibri de potència al bus DC de la micro-xarxa i que permet aprofitar les fonts de generació renovables presents en la micro-xarxa i maximitzar el temps de servei de les bateries mitjançant l'aplicació d'un algoritme de càrrega de bateries. Aquest últim s'ajusta al procediment de càrrega especificat pel fabricant, establint les taxes de càrrega en funció dels escenaris en que la micro-xarxa es trobe. El procediment de càrrega a les bateries es fonamental per garantir les condicions adequades d'operació de les mateixes, ja que prenen en consideració els paràmetres establerts pel fabricant, com ara són: taxes de càrrega/descàrrega, tensió màxima de càrrega, temperatures d'operació, etc. / [EN] Two critical aspects in microgrids operation are the control and power management strategies, which are essential for their efficient operation. The adequate application of these strategies allows compensating the power imbalance caused by the discontinuity in the energy generation or changes in the power demand of the microgrid. In this sense, the overall objective of these power management strategies is to keep the power balance between the generation and the demand in the microgrid through the application of different algorithms that fulfill the criteria of stability, protection, smooth transitions and synchronization with the main grid. In the case of small-scale microgrids with a low number of distributed generators and energy storage systems, the centralized control strategies offer a higher level of flexibility to achieve advanced features in the microgrid and for the suitable power sharing between the converters that compose it. This thesis has been focused on centralized power management algorithms of a microgrid working in grid connected mode. These algorithms can be applied to the power converters connected to the DC bus of both hybrid AC/DC and DC microgrids, where the power dispatch is controlled by a central controller which acquires system data through a communication infrastructure and sets the power to be managed by each of the converters under operation. In this thesis, the experimental validation of the power management strategies of the microgrid is presented, from the point of view of the behavior of the power converters, batteries and loads. It is provided with a realistic evaluation under different microgrid operation scenarios. These scenarios were sudden changes of the irradiation, load, state of charge, the maximum power to be exported/imported from/to the microgrid to/from the grid, and the electricity tariff. Additionally, it is proposed a battery energy storage system that keeps the power balance at the DC bus of the microgrid, taking advantage from the renewable energy sources and adjusting the battery energy storage through a suitable charging procedure specified by the manufacturer. The proposed procedure changes the charging parameters of the batteries depending on the microgrid states. Its goal is to extend the service time of batteries and to allow proper energy management in the system. / Salas Puente, RA. (2019). Gestión eficiente de los convertidores de potencia conectados al bus DC de una Microrred híbrida de generación distribuida [Tesis doctoral]. Universitat Politècnica de València. https://doi.org/10.4995/Thesis/10251/118658 / Compendio

[pt] A perspectiva de queda nos preços dos sistemas fotovoltaicos e sistemas de armazenamento de energia elétrica em baterias trouxe a possibilidade de maior viabilidade econômica de projetos envolvendo recursos energéticos distribuídos. No Brasil, a Resolução Normativa 482/2012 regulamentou a micro e mini geração distribuída, estimulando, portanto, a integração desses recursos nas redes de distribuição. Com a promulgação da Lei brasileira 14.300/2022, os projetos de micro e mini geração distribuída foram impactados, uma vez que o sistema de compensação de energia elétrica passou a ser parcial, o que demanda agregar valor aos modelos de negócios baseados em geração distribuída. Este trabalho propõe um modelo de Programação Linear Inteira Mista estocástico com o objetivo de avaliar a viabilidade econômica de usinas virtuais compostas por diferentes configurações de recursos energéticos distribuídos, envolvendo baterias e painéis fotovoltaicos. Para atingir esse propósito, o modelo busca dimensionar o contrato de energia anual ótimo, fornecendo também a operação diária das baterias. Além de levar em consideração os aspectos da Lei 14.300/2022, o modelo incorpora a prática de arbitragem tarifária. Colaborando, assim, com estudos que analisam os impactos regulatórios sobre empreendimentos envolvendo baterias e painéis fotovoltaicos no contexto brasileiro. Com o intuito de abordar o tema de maneira ampla, o modelo proposto foi implementado para recursos energéticos distribuídos organizados como usina virtual, contendo: (i) um sistema fotovoltaico; (ii) um sistema de armazenamento de energia em baterias; (iii) um sistema híbrido (composto por um sistema fotovoltaico e um sistema de armazenamento de energia em baterias); e (iv) o estudo de caso da distribuidora de energia elétrica brasileira Energisa Tocantins. Em todas as aplicações, analisou-se a viabilidade econômica da usina virtual para as tarifas da Energisa Tocantins e outras 34 distribuidoras brasileiras, representando pelo menos uma distribuidora por estado brasileiro. Além disso, foram feitas comparações em relação à data de início de operação da usina virtual, evidenciando o impacto da Lei 14.300/2022 na viabilidade econômica das usinas virtuais analisadas, mostrando, assim, o impacto da referida lei nos projetos de geração distribuída no Brasil. No estudo de caso da distribuidora de energia elétrica brasileira Energisa Tocantins, foi realizada uma análise adicional contemplando aspectos da rede de distribuição da própria Energisa Tocantins, onde os recursos energéticos distribuídos estão alocados. Nessa análise adicional, foram avaliadas as perdas elétricas e seus custos, bem como o perfil de tensão para dois casos de operação das baterias e para o caso base, que seria o caso sem recursos energéticos distribuídos na rede de distribuição Energisa Tocantins. Os resultados evidenciaram que a implementação da Lei 14.300/2022 reduziu a atratividade de projetos envolvendo geração distribuída. No entanto, em sua maioria, considerando os parâmetros adotados deste estudo, esses projetos ainda se mostram viáveis economicamente. Levando em consideração as perdas elétricas e o perfil de tensão, a integração de recursos energéticos distribuídos na rede de distribuição pode trazer benefícios elétricos e redução de custos, dependendo da operação dos recursos energéticos distribuídos, demonstrando sua capacidade de fornecer serviços ancilares ao sistema elétrico. Além disso, os sistemas fotovoltaicos ainda apresentam maior competitividade se comparados com os sistemas híbridos ou os sistemas de armazenamento de energia em baterias, proporcionando retornos financeiros mais atrativos. Por fim, as diferentes amplitudes tarifárias influenciam diretamente na viabilidade de projetos de geração distribuída envolvendo sistemas de armazenamento de energia, já que quanto maior a amplitude tarifária, maior será a arbitragem tarifária que tais sistemas podem proporcionar. / [en] The prospect of declining prices in photovoltaic systems and battery energy storage systems has brought about the possibility of greater economic viability for projects involving distributed energy resources. In Brazil, Regulatory Resolution 482/2012 regulated micro and mini distributed generation, thereby encouraging the integration of these resources into distribution networks. With the enactment of Brazilian Law 14.300/2022, projects involving micro and mini distributed generation were impacted, as the net metering system for electricity became partial, demanding the addition of value to distributed generation-based business models. This work proposes a stochastic Mixed Integer Linear Programming model aimed at evaluating the economic feasibility of virtual power plants composed of different configurations of distributed energy resources, involving batteries and photovoltaic panels. To achieve this purpose, the model seeks to size the optimal annual energy contract, also providing the daily operation of the batteries. In addition to considering the aspects of Law 14.300/2022, the model incorporates tariff arbitrage practice, thus contributing to studies analyzing regulatory impacts on ventures involving batteries and photovoltaic panels in the Brazilian context. In order to comprehensively address the topic, the proposed model was implemented for distributed energy resources organized as virtual power plant, containing: (i) a photovoltaic system; (ii) a battery energy storage system; (iii) a hybrid system (composed of a photovoltaic system and a battery energy storage system); and (iv) the case study of the Brazilian electric utility Energisa Tocantins. In all applications, the economic viability of the virtual power plant was analyzed for the tariffs of Energisa Tocantins and 34 other Brazilian distributors, representing at least one distributor per Brazilian state. Additionally, comparisons were made regarding the start date of operation of the virtual power plant, highlighting the impact of Law 14.300/2022 on the economic viability of the analyzed virtual power plants, thus demonstrating the impact of said law on distributed generation projects in Brazil. In the case study of the Brazilian electric utility Energisa Tocantins, an additional analysis was conducted considering aspects of Energisa Tocantins distribution network, where distributed energy resources are allocated. In this additional analysis, electrical losses and their costs, as well as voltage profiles for two battery operation scenarios and the base case (i.e., the case without distributed energy resources in the Energisa Tocantins distribution network) were evaluated. The results showed that the implementation of Law 14.300/2022 reduced the attractiveness of projects involving distributed generation. However, for the most part, considering the parameters adopted in this study, these projects still demonstrate economic viability. Taking into account electrical losses and voltage profiles, the integration of distributed energy resources into the distribution network can bring electrical benefits and cost reductions, depending on the operation of the distributed energy resources, demonstrating their ability to provide ancillary services to the electrical system. Furthermore, photovoltaic systems still exhibit greater competitiveness when compared to hybrid systems or battery energy storage systems, providing more attractive financial returns. Finally, different tariff amplitudes directly influence the viability of distributed generation projects involving energy storage systems, as the greater the tariff amplitude, the greater the tariff arbitrage that such systems can provide.

The battery energy storage system (BESS) holds the promise of becoming an essential element in our energy landscape. With the increasing need for renewable energy and electrification, a BESS serves as backup power, grid frequency balancing, and playing a crucial role in achieving 100% renewable electricity production by 2040 in Sweden. This thesis aims to study intelligent energy trading algorithms for BESS with two markets. The algorithms would allow BESS to trade simultaneously with two markets, day-ahead (energy) market and FCR-N.The problem of trading is solved using reinforcement learning (RL) particularly, multi-agent reinforcement learning (MARL), are proposed as potential solutions for learning energy trading strategies across multiple markets, addressing a gap in current research. In this study two main algorithms are used: Deep Q-networks (DQN), and Advantage Actor-Critic (A2C). These two algorithms are adapted to the MARL’s paradigms. This thesis answers three main questions. First, if any of the MARL variations of the two mentioned algorithms have any advantage over the others. The results suggest that the CTDE variation of A2C performs the best, followed by centralized variation of A2C. Second, the discrete action spaces and continuous action spaces are compared. The algorithms with continuous action spaces achieved higher revenues. The continuous action spaces let the agents decide the exact volumes of the energy to trade. This is while in the discrete action spaces the agents can only choose the volumes from a defined set of values. Third and last, the results from the experiments suggest that trading with two markets results in higher revenue than trading with one market. All the MARL algorithms have higher revenue compared to the simple hard-rule strategy designed for trading with two markets. This thesis shows that the RL and MARL algorithms can be used for creating profitable trading agents and for identifying successful trading strategies.

This thesis explores what Karlstad Airport needs to go 100% green. Photovoltaics are assumed to be installed at the facility and a Hydrogen Energy Storage System and Battery Energy Storage System will be evaluated to reduce peaks during charging of the planes. Different power peak limits are explored as well as different sized Energy Storage Systems and later evaluated economically. A method to find the cheapest possible system is created with some assumptions and is then used to evaluate throughout the whole dataset. In the end any of the different sized Energy Storage Systems reduces the profitability when considering each systems expected lifecycle.

An increased amount of intermittent electricity production, more electric vehicles (EV), and an overall electrification of society may all cause a higher variability between the balance of supply and demand on the electric grid. Battery storage has been identified as a solution to the emerging problem asit can be charged during hours of low power demand and then discharged to help meet the power demand during peak loads. This master thesis investigates how characteristics from yearly power demand data can be defined so that a battery energy storage system (BESS) can be dimensioned for it and which parameters are important when dimensioning a BESS. The investment cost of the dimensioned BESS is investigated and calculated, and there is as well a general discussion of potentials, drivers, and barriers for a grid owner to implement a BESS. The master thesis includes a literature study and a case study performed together with Tekniska verken and its subsidiary company Tekniska verken Nät where three cases of varying sizes were investigated:• An EV charging station, with a peak power demand of up to 1 MW.• A distribution station, with an original peak power demand of close to 3 MW.• Purchased power from the regional grid, with a peak power demand of almost 152 MW. By dimensioning a BESS from a year-long data curve of the hourly power demand, a power limit was set. The highest peak power value over the power limit, the longest peak duration, and the highest energy peak were then identified to establish the curve characteristics. A battery storage was investigated to see if it could be used to meet the demand occurring when implementing a power limit to the yearly power demand curve. Batteries store electrical energy in the form of electrochemical energy and then transforms the energy back into electrical energy when needed and does so with varying efficiency according to the type of chemistry that is used in the battery. The so-called lithium ion (li-ion) battery is mostly used today and utilizes lithium in the shape of ions along with a metallic cathode and a carbon anode. The cathode and anode can vary in a li-ion battery chemistry, which varies its characteristics and means that there are multiple types of li-ion battery chemistry types. The specific li-ion battery chemistry lithium iron phosphate (LFP), was established as the most applicable battery due to its high energy density, easy to attain materials, general safety, maturity, and amount of discharge cycles it can handle throughout its lifetime. A BESS could be modelled from the LFP limitations and data curve for each case. The results showed that a short-duration variability of a power demand was a success factor for the implementation of a BESS. It allows the BESS to recharge often and the minimum required energy capacity could be lower and more optimal. An investment cost insecurity was established from literature when comparing estimates, as it could vary depending on the published date, used battery chemistry, taxes, and subsidies in the origin country of the literature. Therefore an estimate given by the Swedish transmission system operator (TSO), Svenska Kraftnät of 5-6 MSEK/MWh from a report published in late 2022 was deemed most relevant. An investment cost for each scenario in every case could be calculated and additional economical benefits relevant in the cases such as comparing to the cost of conventional grid reinforcement or economical gains from a lowered grid subscription were investigated. However, an overall conclusion that the investment cost of a BESS was too expensive to be deemed feasible and that there were no overwhelming economical gains from reducing the peak loads was made. A final generalization and discussion of drivers and barriers concluded that the applicability of a BESS can be identified by the defining characteristics of a demand curve. Moreover, it was found that the BESS investment cost was too high when only applying it for grid reinforcement methods. Although, a BESS can have additional benefits to the grid stability. The grid owner cannot however, own a BESS and use it on the frequency service market which otherwise would potentially make it economically feasible to strengthen the grid. The ultimate goal of the project is to help create a broader understanding of battery storage as part of the electrical network, where and when it can be applicable, and how one could go about investigating its use. / En ökad mängd variabel elproduktion, fler elbilar och en elektrifiering av samhället i helhet. Detta kommer skapa en högre variabilitet och därmed större obalans mellan tillförsel och efterfrågan på elnätet. Batterilagring har identifierats som en potentiell lösning till det ökade problemet då det kan laddas vid ett lågt effektbehov och urladdas vid ett högt effektbehov. Genom detta examensarbete kommer det undersökas hur karaktäristik från årliga effektkurvor kan definieras. Det görs i syfte av att dimensionera ett batterilagringssystem utefter datan. Därefter undersöks även vilka parametrar som är viktiga vid dimensioneringen av ett batterilagringssystem. Utefter de dimensionerade batterilagringssystemen tas även en investeringskostnad fram. En diskussion framförs även utifrån den generella potentialen, drivkrafter och barriärer som finns vid implementering av ett batterilagringssystem från perspektivet av en nätägare. Examensarbete består av en litteraturstudie och en fallstudie som genomförs i samarbete med Tekniska verken i Linköping AB och Tekniska verken Nät, där tre fall av varierande storlek undersöks:• En elbilsladdningstation, med ett toppeffektbehov på upp till 1 MW.• En fördelningsstation, med ett ursprungligt toppeffektbehov på nästan 3 MW.• Köpt effekt från det regionala nätet, där toppeffektbehovet uppgår till nästan 152 MW. Vid dimensionering av ett batterilagringssytem från den årliga effektkurvan måste en effektbegränsning sättas. Därefter kan den överstigande effektopplasten, den längsta tiden effektbegränsningen överstigs och den högsta överstigande energin tas fram, för att etablera kurvans karaktäristik. En undersökning gjordes om ett batterilager kunde användas för att möta effektbehovet då en effektbegränsning införs till den årliga effektkurvan. Batterier lagrar elektrisk energi i formen av elektrokemisk energi för att sedan transformera tillbaka det till elektrisk energi då det finns ett behov. Effektiviteten av transformeringen varierar beroende på den kemiska blandningen som batteriet är uppbyggt av. Det så kallade litiumjonbatteriet är det mest använda idag och nyttjar litium i formen av joner tillsammans med en metallisk katod och en anod av kol. Katod och anod kan variera vilket medför en förändrad karaktäristik och betyder alltså att det finns olika sorters litiumjonbatterier. Den specifika litiumjärnfosfat (LFP) blandningen ansågs mest användbar i elnätsapplikationer. Detta på grund av sin höga energidensitet, lättillgängliga material, generella säkerhet, teknikens mognad och mängden urladdningscyklar den kan hantera. Ett batterilagringssytem kunde då modellerades utefter LFP-batterikemin i kombination med den årliga effektkurvan för varje fall. Resultatet därifrån visade att en korttidsvariabilietet av effektbehovet var en framgångsfaktor vid implementeringen av ett batterilagringssystem. Detta då det tillåter för ett batterilagringsystem att återladdas oftare och en lägre minimal energikapacitet kan dimensioneras vilket gör den mer optimal. Vid undersökning av investeringskostnaden upptäcktes en svaghet i litteraturen vid jämförandet av kostnadsuppskattningar. Uppskattningen kunde variera beroende på publiceringsdatum, val av batterikemi, landets skatter och bidrag. Därav valdes en kostnadsuppskattning från den svenska stamnätsägaren, Svenska Kraftnät på 5–6 MSEK/MWh utifrån en rapport publicerat sent i 2022 som mest relevant. Utifrån kostnadsuppskattningen kunde en beräkning av investeringskostnad och ytterligare ekonomiska gynnsamheter relevanta för varje fall undersökas (såsom en jämförelse mot konventionell nätförstärkning eller sänkt abonnemangskostnad). Den generella slutsatsen som drogs var däremot att investeringskostnaden för ett batterilagringssystem var för dyrt för att vara ekonomiskt genomförbart. Det var dessutom inga betydande ekonomiska gynnsamheter som kunde ändra på det då batterilagringssystemet endast användes till att sänka toppeffektlaster. En avslutande generalisering och diskussion av drivkrafter och barriärer framgav att applicerbarheten av ett batterilagringsystem kunde definieras utifrån den identifierade karaktäristiken av den årliga effektkurvan. Dessutom framkom det att investeringskostnaden i varje fall var för hög då batterilagringssystemet endast nyttjades som nätförstärkning. Hursomhelst kan ett batterilagringssystem bidra till ytterligare fördelar i elnätets stabilitet. Elnätsägaren kan inte äga ett batterilagringssystem och använda det på effektreservmarknaden som annars kunde bidra till batterilagringssystemets ekonomiska genomförbarhet. Det slutliga målet av arbetet har varit att ge en bredare förståelse för batterilagring som en del av elnätet. Detta genom att ta reda på när och var det är applicerbart och hur man kan utvärdera dess användning.

[pt] No Brasil, existem muitos projetos em sistemas fotovoltaicos, e a projeção para os próximos anos é de crescimento devido incentivos governamentais e os elevados preços das tarifas de energia. Associado a isso, o mercado de armazenamento de energia com baterias de íons de lítio tem se mostrado promissor devido a uma considerável queda nos preços dessas baterias nos últimos anos. Isso pode representar uma oportunidade para o mercado de sistemas fotovoltaicos quando os incentivos acabarem. Este trabalho propõe um modelo PLIM (Programação Linear Inteira Mista) estocástico para dimensionar um sistema fotovoltaico integrado com armazenamento de energia em baterias para grandes consumidores de energia, usando cenários de geração e consumo, podendo considerar diferentes modalidades tarifárias. As variáveis de decisão são o número de painéis, inversores, baterias, a operação diária do sistema de armazenamento e a demanda contratada do consumidor. A função objetivo busca minimizar o custo de investimento no sistema fotovoltaico, baterias e fatura de energia. A abordagem proposta será analisada sob diferentes premissas, uma com incentivos governamentais sobre a anergia injetada na rede e outra na qual a injeção de energia na rede não é permitida, a fim de avaliar a importância das baterias para manter a atratividade econômica do sistema fotovoltaico. Os resultados indicaram que o efeito sinérgico do sistema fotovoltaico com baterias potencializa a arbitragem, que está relacionada com a diferença entre as tarifas de energia de ponta e fora ponta. Isso ocorre principalmente com operação zero exportação porque somente assim o consumidor é livre para escolher a capacidade do seu sistema fotovoltaico, que hoje é limitado no Brasil quando o sistema é conectado na rede de distribuição. / [en] In Brazil, there are many projects in photovoltaic systems, and the projection for the coming years is positive due to the government incentives and the expensive energy tariffs. Associated with this, the Lithium-ion battery storage systems market has been promising due to a significant drop in battery prices in the last few years. This may represent an opportunity for the photovoltaic system market when the incentives run-out. This work proposes a stochastic mixed integer linear programming (MILP) model to design a photovoltaic system integrated with battery energy storage for big electricity consumers, using generation and consumption scenarios, being able to consider different Time-of-Use tariffs. The decision variables are the number of panels, inverters and batteries, its daily operation and the power demand contracted. The objective function aims to minimize the cost of investment, in the photovoltaic system, batteries and electricity bill. The proposed approach will be analyzed under different assumptions, one with the government incentive about injected surplus and another in which the injection into the network is not possible, in order to assess the importance of a storage system to keep the economic attraction of the photovoltaic system. Results indicated that the synergic effect of the photovoltaic system and battery potentialize the arbitrage, which is related to the difference between peak and off-peak energy tariff. This occurs, mainly with Zero Export operation because only this way the consumer is free to choose the capacity of the photovoltaic system, which is limited in Brazil when the system is allowed to inject energy into the network.