The main purpose of this thesis was to develop and evaluate Key Performance Indicators (KPIs) and battery usage associated with Lithium-ion Battery Energy Storage Systems (LiBESS) used as Frequency Containment Reserve (FCR). The investigation was based on three of Vattenfall´s LiBESS projects that use the same lithium-ion battery technology but vary in system rating and configuration. It was found that two of the most important KPIs are response time and energy efficiency. The response time describes how fast the system can respond to changes in grid frequency. Additionally, the energy efficiency describes how effectively the system can provide energy storage during service and it can be parametrized into the efficiency of the battery, converter and transformer. The results show that all the considered LiBESS can fulfill the response time requirements of 30 seconds for FCR provision. In the future stricter requirements for the response time in grid stabilization services will most likely be required. Nevertheless, the results showed that a well configured LiBESS can provide response times on the millisecond scale. The energy efficiency evaluation showed that the system energy efficiency decreased from 89% to 85% when the power increased from 50% to 100% of rated power. At 75% of rated power it was found that the converter had the lowest efficiency (92%) based on the analysis of the efficiency of all the system components. It was also found that the power consumed by auxiliary loads was nearly constant for the examined power rates and that it significantly reduced the energy efficiency. Lastly, the battery usage analysis showed that the battery often idles or operates at low power rates if the frequency dead-band of ±10 mHz is applied around the nominal value of 50 Hz. Moreover, the battery usage can be characterized by an average State of Charge of 50% and a maximum Depth of Discharge of 30% during both charge and discharge of the batteries.

Orientador: Dr. Alfeu J. Sguarezi Filho / Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do ABC, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica, 2015. / Neste trabalho apresenta-se uma configuração do sistema de armazenamento de energia com baterias aplicado a sistemas de geração de energia eólica empregando conversores de fonte Z conectados à rede elétrica. Os geradores de indução gaiola de esquilo, são frequentemente utilizados nos sistemas de geração de energia eólica, por sua robustez, simplicidade, peso menor e custo baixo. Este é conectado diretamente ao conversor de potência bidirecional back to back, pode fornecer potências ativa e reativa à rede elétrica. Além disso, é estudado o conversor de fonte Z aplicado nesta topologia. No entanto, a implantação de sistemas de armazenamento de energia com baterias nos sistemas de geração de energia eólica na atualidade é muito importante, devido à possibilidade de oscilações da tensão e corrente na rede elétrica, portanto, estes podem ajudar à estabilização das tensões, correntes e a frequência na rede elétrica. Este sistema é conectado ao conversor back to back por meio de um conversor elevador-abaixador de corrente contínua. Para controlar a velocidade no eixo do rotor no gerador de indução, a estratégia é baseada no controle direto de torque. Enquanto, para o conversor do lado da rede é empregada a técnica de controle orientado pela tensão. Para o banco de baterias é utilizado o controle da tensão no barramento de corrente contínua e do fluxo na corrente da bateria, utilizando controladores do tipo PI. Com os novos desenvolvimentos tecnológicos nas chaves de potência, são apresentadas topologias de conversores CC-CA como o conversor de fonte Z, este tipo de conversor corrige algumas limitações do conversor back to back, com as características de elevador/abaixador de tensão, sem o uso de dispositivos de comutação, são permitidos os curto-circuitos na chaves, empregando novas técnicas de modulação, e reduz a quantidade harmônica injetada na rede elétrica. Os estudos foram realizados por meio de técnicas de simulação computacional usando modelos matemáticos do sistema estudado para a validação das estratégias de controle empregadas em diferentes condições de operação. Para as simulações empregou-se a ferramenta computacional SimPowerSystems R do Matlab/Simulink R . / This paper presents a battery energy storage system applied to wind power generation based on Z-source inverter connected to the power grid. The squirrel cage induction generators, often used in wind power generation systems, for its robustness, simplicity, lower weight and low cost. This is connected directly to the bidirectional power converter back to back, therefore, and provides active and reactive powers to grid. In addition, it is studied the Z-source inverter applied in this topology. However, the implementation of battery energy storage systems in wind power generation systems, currently is very important, due to possibility of the voltage and current fluctuations in the power grid, so these may to stabilisation of current, voltage and frequency on the grid. This system is connected to back to back converter through a DC-DC converter (buck-boost). For the rotor speed control on induction generator, the strategy is based on direct torque control. While, for the grid side converter is employed the technique of voltage oriented control. For the battery bank voltage control is used on DC-link voltage and battery current flow, through PI type controllers. With the new technological developments in the keys of power, DC converters topologies are presented as the Z-source inverter, this type converter fixes some limitations of the converter back to back, with the characteristics of buck-boost voltage, without the use of switching devices, allowed short-circuits on converter, using new modulation techniques, and reduces the amount injected harmonic to power grid. The studies were performed by means of computer simulation techniques using mathematical models of studied system to validate the control strategies employed in different operating conditions. For the simulations was used the computational tool SimPowerSystems R do Matlab/Simulink R .

[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. / [CAT] 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 no publicada]. Universitat Politècnica de València. https://doi.org/10.4995/Thesis/10251/118658 / TESIS

Sweden has experienced a significant increase in installed solar power capacity between 2010 and 2020, driven by decreasing installation costs, government subsidies and widespread public interest. However, Sweden's geographical distribution of electricity generation and consumption presents challenges for the national grid. Recent instability in the electricity supply due to the war in Ukraine has prompted increased interest in residential battery energy storage systems (BESS) as a means to enhance energy resilience and reduce electricity bills. The rapid growth of the European residential BESS market is expected to continue, driven by the need for flexibility and energy-shifting services in response to increasing renewable energy production. BESS can provide economic benefits to households with installed PV systems through peak shaving, allowing them to store excess electricity during periods of high production and use it during peak demand. This thesis investigates photovoltaic (PV) and BESS performance and profitability for Swedish households under various conditions. The study considers parameters such as system costs, energy prices, grid tariffs and dynamic battery management strategies to investigate the profitability of the systems. The research aims to provide guidelines for households to maximize the benefits of their PV and BESS installations and minimize their dependence on the grid. The effectiveness and practicality of the developed method are demonstrated through verification in two real-world installations. The study’s findings demonstrate that electricity prices, household consumption and roof orientation highly influence the profitability of PV systems. If future electricity prices align with present forecasts, installations on north-facing roofs will not be profitable under any circumstances investigated in this study. A distinct correlation is also discernible between larger loads and improved economic viability for PV and BESS installations, while a smaller battery capacity results in higher economic viability. This reveals that BESS profitability currently is limited due to high installation costs. However, the potential for future BESS profitability is shown if battery costs are reduced and more advanced battery dispatch strategies are developed. / Sverige har upplevt en betydande ökning av installerad solkraftskapacitet mellan åren 2010 och 2020, drivet av faktorer som minskande installationskostnader, statliga bidrag och ett brett folkligt intresse. Geografiska skillnader mellan elproduktion och konsumtion i Sverige innebär utmaningar för elnätet. Instabilitet i elförsörjningen till följd av kriget i Ukraina har ökat intresset för batterilagringssystem i bostäder som ett medel för hushåll att öka deras energiresiliens och minska elkostnaderna. Den snabba tillväxten på den europeiska marknaden för batterilagringssystem förväntas fortsätta, drivet av behovet av flexibilitet i elnätet och energiomställningstjänster till följd av ökad produktion av förnybar energi. Batterilagringssystem kan ge ekonomiska fördelar för hushåll med installerade PV-system genom utjämning av effekttoppar, vilket gör att överskottsenergi kan lagras under perioder av hög produktion och användas under toppbelastning. Denna rapport undersöker prestanda och lönsamhet för solcells- och batterisystem för svenska hushåll under olika förhållanden. Studien utforskar betydande parametrar såsom systemkostnader, energipriser, nättariffer och dynamiska batterihanteringsstrategier för att undersöka lönsamheten för systemen. Detta ämnar till att ge riktlinjer för hushåll att maximera fördelarna med solcells- och batteri-installationer och minimera dess beroende av elnätet. Effektiviteten och praktikaliteten av den utvecklade metoden demonstreras genom verifiering i två verkliga installationer. Resultaten visar atta elpriser, hushållsförbrukning och takorientering i hög grad påverkar lönsamheten hos solcellsanläggningar. Om framtida elpriser stämmer överens med nuvarande prognoser kommer installationer på tak mot norr inte att vara lönsamma under några omständigheter som undersökts i denna studie. En tydlig korrelation kan också urskiljas mellan större elkonsumtion och förbättrad ekonomisk lönsamhet för PV och batteri-installationer, medan en mindre batterikapacitet resulterar i högre ekonomisk lönsamhet. Detta visar att batteriers lönsamhet för närvarande är begränsad på grund av höga installationskostnader. Potentialen för framtida lönsamhet för batterier visas dock om batterikostnaderna sänks och mer avancerade batterihanteringsstrategier utvecklas.

Battery Storage Systems (BESS) installed Behind the Meter (BTM) can provide demand management services, reducing electricity costs and enhancing overall electricity system stability. BTM BESS can also imporve self-consumption obtained with distributed generation assets like solar photovoltaics. This study examines the influence on value creation from consumption patterns and utility tariffs. Using Swedish and UK tariffs and a set of consumption profiles, the study determines the optimal BESS configuration and conducts simulations to assess profability through Net Present Value. Comparative analysis reveals the impact of utility tariffs and consumption profiles on profitablility. Projected BESS cost levels for 2030 and 2050 are used to evaluate expected future profitability.  The findings indicate that utility tariff has a stronger influence on BTM BESS profitability than consumption profile. Energy arbitrage creates most of the value, depending more on tariff structure than consumption pattern. However, with higher demand charges, the consumtion profile becomes more important as the relative value of peak shaving increases. Two sensitivity analyses have been performed. The first shows that NPVs are affected by decreased electricity price variability, emphasising the need for accurate long-term price forcasts. The second shows that existing electricity consumption forecasting techniques prove sufficient for effective peak shaving.  In conclusion, this research inderscores the significance of utility tariffs and consumption profiles in determining BTM BESS profitability. Energy arbitrage dominates value creation, while peak shaving gains importance with higher demand charges. Accurate long-term price forecasts are crucial for assessing BTM BESS profitability, and existing consumption forecasting techniques are suitable for peak shaving. / Batterilagring installerad bakom elmätaren kan optimera en fastighets elkonsumtion för att reducera elkostnader samt förbättra stabiliteten i elsystemet som helhet. Den här studien undersöker faktorer som påverkar värdeskapande genom energiarbitrage och peak shaving, inklusive konsumtionsprofiler och eltariffer. Studien undersöker även om det går att uppnål önsamhet under nuvarande och framtida prisnivåer för batterilagring. Studien utgår ifrån svenska och brittiska eltariffer samt fem konsumtionsprofiler, och fastställer den mest optimala konfigurationen av batterilagring genom optimering. Därefter jämförs lönsamheten genom nettonuvärde-analys för att dra slutsatser om hur eltariff och konsumtionsprofil påverkar lönsamhet. Studien visar att lönsamhet för batterilagring bakom mätaren beror mer på eltariff än konsumtionsprofil. Detta eftersom mest värde skapas genom energiarbitrage som är mindre beroende av konsumtionsprofil men direkt beroende av variationer i elpriset. Med högre effektavgifter ökar lönsamhetens beroende av konsumtionsprofilen då det relativa värdet av peak shaving höjs. En känslighetsanalys visar på en stark korrelation mellan värdet av energiarbitrage och variationer i elpriset, vilket visar vikten av långsiktiga prognoser av elprisets volatilitet. Befintliga tekniker för prognostisering av elkonsumtion har tillräcklig noggrannhet för effektivpeak shaving. Sammanfattningsvis visar studien hur eltariff och konsumtionsprofil påverkar lönsamheten för batterilagring installerad bakom elmätaren. Majoriteten av värdet skapas genom energiarbitrage för svenska och brittiska tariffer. Med högre effektavgifter ökar betydelsen av peak shaving. Dessutom betonar studien vikten av långsiktiga prognoser av elprisvolatilitet vid utvärderingen av lönsamheten för investeringar i batterilagring bakom mätaren.

’Netto-noll utsläpp’ i EU vid 2050 är ett av målen för att påskynda övergången från fossila bränslen till mer förnyelsebara och hållbara alternativ. Detta har däremot introducerat mer turbulens på elnäten. Ett av verktygen för att reglera och förbättra eldistributionen är stor-skaliga batterier, där litium-jon är den mest förekommande kemin. Men på grund av oro kring resursutbud och hopp om teknologidiversifiering har det påbörjat en sökning efter alternativ som kan användas i stället eller tillsammans med litium-jon batterier. Från en lång lista så har tre alternativ med hög potential identifierats. Dessa är nickel-vätgasbatteri, zink-brom flödesbatteri och järn-luftbatteri. Deras lämplighet undersöktes och diskuterades för flertalet användningsområden och för ett speciellt användarfall av Vattenfall. Slutsatsen var att utav de tre, så är det endast nickel-vätgas som kan förväntas vara ett bra alternativ för specifika fall, att zink-brom har få möjligheter att konkurrera och att järn-luft har väldigt hög potential men också många oklarheter som gör det svårt att förutspå dess utveckling. / With net-zero emissions set to be achieved in the EU by 2050, the transition from fossil-based energy sources to more renewable and green options are ever expanding. This puts a strain on the electricity grids because of the intermittent nature from these energy sources. To mitigate this battery systems are used, of which the lithium-ion battery is the most prevalent, and expected to only increase in use. However, material resource concerns and possible danger of over-reliance on one technology has opened for a search to find other alternatives that could be used instead or in conjunction with the battery. Out of a long list of batteries, the nickel-hydrogen battery, zinc-bromide flow battery and iron-air battery are three alternatives that have been identified to have potential. Their suitability was researched and discussed for various grid-applications. The result show that out of the three, it is only believed that the nickel-hydrogen battery have a definitive competitiveness, that the zinc bromide flow battery has few things going for it, and that the iron-air battery has large potential but just as large uncertainty surrounding its future. Lastly, a specific off-shore wind park case was investigated to see the practicality and competitiveness of the nickel-hydrogen battery compared to a specific lithium-ion chemistry.

Research has shown that three-phase balancing alone can improve the operation of secondary distribution networks and that the addition of energy storage to the phase balancing power electronics further helps to alleviate the negative effects of phase unbalances. However, less attention has been paid to the economic potential of said technologies and particularly for loadside implementation. It appears that the deployment of phase balancers, with or without energy storage, is indeed hampered by uncertainty related to its economic feasibility, despite both technologies being commercially available. This thesis therefore aims to assess and compare the economic feasibility of the two configurations for peak shaving purposes in the context of residential property loads in Sweden. The assessment was performed using a specially developed deterministic techno-economic model taking into consideration historical load data from three Swedish real estate, cost estimations for a range of alternatives used when sizing the systems, applicable tariffs and fees for electricity and its distribution as well as technical parameters such as the capacities and efficiencies of the involved components. A novel approach was taken by linearly extrapolating the three load profiles into three sets of 91 synthesized load profiles to enable a larger dataset for analysis. The net present values generated for each set were then graphed and analyzed per original real estate. The results showed that both configurations can be economically feasible, but only under certain conditions. A phase balancer alone was found to be feasible for real estate whose peak currents are distinctly unbalanced and exceed 50 A, with the best expected rate of return for profiles exceeding 63 A since they enable a tariff switch. The combined system was found to be even more contingent on the tariff switch and therefore only feasible for peaks above 63 A. A substantial difference in the initial investment further makes the single phase balancer the preferred choice, unless the discount rate is as low as 2 % or less. On this basis, potential investors need to assess the state of unbalance of their loads and perform their own calculation based their load profile, cost of capital and applicable tariffs. / Tidigare forskning har visat att fasbalansering enskilt kan förbättra driften hos lokala distributionsnät och att ett batterisystem i tillägg till fasbalanserarens kraftelektronik ytterligare kan minska de negativa effekterna av fasobalanser. Däremot har mindre uppmärksamhet riktats mot den ekonomiska genomförbarheten hos dessa teknologier och i synnerhet för implementation på lastens sida av elmätaren. Det tycks vara så att spridningen av fasbalanserare, med eller utan energilagring, hindras av osäkerheten kring dess ekonomiska potential trots att båda teknologierna är kommersiellt tillgängliga. Detta arbete ämnar därför att värdera och jämföra den ekonomiska nyttan hos de två konfigurationerna vid toppreducering av fastighetselen i svenska bostadsfastigheter. Värderingen utfördes med hjälp av en särskilt utvecklad deterministisk tekno-ekonomisk modell som beaktade historiska lastdata från tre svenska fastigheter, kostnadsuppskattningar för en uppsättning av konfigurationer som användes vid dimensionering av systemen, applicerbara tariffer och avgifter för elektricitet och dess distribution samt tekniska parametrar såsom kapaciteter och verkningsgrader för de olika komponenterna. Ett annorlunda tillvägagångssätt tillämpades vidare för att utöka datamängden genom linjär extrapolation av lastprofilerna, vilket resulterade i tre uppsättningar av 91 syntetiserade lastprofiler. Nettonuvärdet beräknades följaktligen för varje profil och investeringsalternativ för att sedan plottas och analyseras per ursprunglig fastighet. Resultaten visade att båda konfigurationerna kan uppvisa lönsamhet, men endast under särskilda förutsättningar. Den enskilda fasbalanseraren bedömdes som lönsam för fastigheter vars strömtoppar är påtagligt obalanserade och som överstiger 50 A, med största möjliga lönsamhet för profiler som överstiger 63 A då dessa möjliggör ett tariffbyte. Det kombinerade systemets lönsamhet bedömdes vara ännu mer beroende av tariffbytet och därför endast lönsamt för strömtoppar över 63 A. En betydligt större grundinvestering för det kombinerade systemet gör vidare att den enskilda fasbalanseraren i regel är att föredra, såvida inte kalkylräntan är så låg som 2 % eller mindre. Baserat på detta uppmanas potentiella investerare att undersöka balanstillståndet hos deras laster och att utföra en egen kalkyl baserat på deras specifika last, kapitalkostnad och nätföretag.

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.

Renewable energy for energy production, like Solar, is turning out to be very pertinent in today's world [1]. It is very clear that Solar Energy is going to emerge as one of the key sources of energy in future. Moreover, the storage option is going to play an essential role to the future deployment of solar power plants. Concentrated solar power plants with thermal storage, photovoltaic plants integrated with battery energy storage, and hybrid plants are attractive solutions to obtain a stable and dispatchable energy production. Investors or policymakers usually find it challenging to come up with the most feasible solar storage technology because they need to consider techno-economic feasibility, and at the same time, from a market or administrative perspective as well. So, this thesis study will address the key problem which is aimed at investors or policymakers since there is a need to choose the best solar storage technology at a utility level in future based on so many attributes. The thesis project was carried out in two phases which includes forecast modelling & estimations and techno-economic assessment of virtual plants. These two phases helped to address various questions in relation to the problem statement of this study. The entire thesis study broadly covered seven countries spanning across four major regions around the world. The first phase of the thesis, forecast modelling estimations shows how the seven countries will look in future (2020 – 2050) with respect to installed capacity and costs for PV, CSP, and BESS technologies. Some major results from phase 1 include, in low-cost estimates, China will remain to be the market leader in PV & CSP by 2050. In U.S.A and India, the installed costs of PV are projected to decline by 70% by 2050. By 2050, the installed costs of Solar Tower technology are estimated to drop by about 65% in China and Spain. In U.S.A, the prices of BESS technology are likely to fall by around 58 – 60 % by 2050. In the second phase of thesis study, a techno-economic evaluation of virtual plants addressed the aspects which are to be considered for a solar project if it is deployed in future across seven specific countries. Results from this analysis helps investors or policymakers to choose the cheapest solar storage technology at a utility level across seven specific countries in future (2020 – 2050). Key results from this analysis show that, in the U.S.A, by 2050, PV+BESS will be the cheapest storage technology for 4 – 10 storage hours. Addition of another renewable technology will add up more viability to the comparison. In China, Hybrid will be the cheapest storage technology for 4 – 8 hrs by 2050. There is huge potential for deployment of CSP & hybrid plants in future than PV. In South Africa, CSP will be the cheapest storage technology by 2050 for 4 – 10 hours of storage. It is assumed that deployment of BESS projects at utility level starts from 2025 in South Africa. Beyond this, market forces analysis was carried out which offers insights especially for the policymakers of how various drivers and constraints are influencing each solar technology across the specific countries in future. Overall, the entire thesis study provides guidelines/insights to investors or policy makers for choosing the best solar storage technology in future at a utility scale for a particular country. / Förnybar energi för energiproduktion, liksom Solar, visar sig vara mycket relevant i dagens värld [1]. Det är mycket tydligt att solenergi kommer att framstå som en av de viktigaste energikällorna i framtiden. Dessutom kommer lagringsalternativet att spela en väsentlig roll för den framtida distributionen av solkraftverk. Koncentrerade solkraftverk med värmelagring, solcellsanläggningar integrerade med batterilagring och hybridanläggningar är attraktiva lösningar för att få en stabil och skickbar energiproduktion. Investerare eller beslutsfattare brukar tycka att det är utmanande att komma på den mest genomförbara solcellstekniken eftersom de måste överväga teknikekonomisk genomförbarhet, och samtidigt, ur ett marknads- eller administrativt perspektiv också. Så denna avhandlingsstudie kommer att ta itu med nyckelproblemet som riktar sig till investerare eller beslutsfattare eftersom det finns ett behov av att välja den bästa solenergilagringstekniken på en användningsnivå i framtiden baserat på så många attribut. Avhandlingsprojektet genomfördes i två faser som inkluderar prognosmodellering och uppskattningar och teknikekonomisk bedömning av virtuella anläggningar. Dessa två faser hjälpte till att ta itu med olika frågor i samband med problemstudien i denna studie. Hela avhandlingsstudien omfattade i stort sju länder som sträcker sig över fyra stora regioner runt om i världen. Den första fasen i avhandlingen, prognosmodelleringsuppskattningar visar hur de sju länderna kommer att se ut i framtiden (2020 - 2050) med avseende på installerad kapacitet och kostnader för PV-, CSP- och BESS -teknik. Några viktiga resultat från fas 1 inkluderar, i lågkostnadsuppskattningar, att Kina kommer att vara marknadsledande inom PV och CSP år 2050. I USA och Indien beräknas de installerade kostnaderna för PV minska med 70% år 2050. Av 2050 beräknas de installerade kostnaderna för Solar Tower -teknik sjunka med cirka 65% i Kina och Spanien. I USA kommer priserna på BESS -teknik sannolikt att sjunka med cirka 58 - 60 % år 2050. I den andra fasen av avhandlingsstudien behandlade en teknikekonomisk utvärdering av virtuella anläggningar de aspekter som ska övervägas för ett solprojekt om det används i framtiden i sju specifika länder. Resultaten från denna analys hjälper investerare eller beslutsfattare att välja den billigaste solenergilagringstekniken på en användningsnivå i sju specifika länder i framtiden (2020 - 2050). Viktiga resultat från denna analys visar att i USA, år 2050, kommer PV+BESS att vara den billigaste lagringstekniken på 4 - 10 lagringstimmar. Tillägg av en annan förnybar teknik kommer att öka jämförbarheten. I Kina kommer Hybrid att vara den billigaste lagringstekniken i 4-8 timmar fram till 2050. Det finns en enorm potential för distribution av CSP & hybridanläggningar i framtiden än PV. I Sydafrika kommer CSP att vara den billigaste lagringstekniken år 2050 för 4 - 10 timmars lagring. Det antas att distributionen av BESS -projekt på verktygsnivå börjar från 2025 i Sydafrika. Utöver detta genomfördes marknadskravsanalys som ger insikter speciellt för beslutsfattarna om hur olika drivkrafter och begränsningar påverkar varje solteknik i de specifika länderna i framtiden. Sammantaget ger hela avhandlingsstudien riktlinjer/insikter till investerare eller beslutsfattare för att välja den bästa solenergitekniken i framtiden i en nyttoskala för ett visst land.