Despite the vast wind and solar energy potential, Mongolia is still highly depended on coal-fired electricity generation. At the same time, the pressure on Governments is increased due to the urgency to fight climate change. It is therefore essential to identify the techno-economic wind and solar energy potential of Mongolia, to improve data on its renewable resources. A GIS-based multiprocessing modelling approach for renewable energy site suitability is developed, to incorporate physical-geographical constraints such as slope and socio-geographical constraints such as buffer distances to settlements into the potential calculation. Subsequently, an energy system model named Enertile, developed by Fraunhofer ISI, is used to calculate the techno-economic potential, based on the LCOE method. Final economic interpretations are made in Excel and Python, using the NPV approach. The results support statements by earlier studies, that Mongolia has vast domestic wind and solar resources. The total technical wind and solar potential is estimated at 7.25 TW capacity and 12.17 PWh/year of electricity. The study also reveals, that electricity from ground-mounted PV is the cheapest renewable source and can generate electricity at a very competitive LCOE starting at 48.6 $/MWh. However, due to a very low regulated electricity rate, all renewable technologies still require a Feed-in Tariff. The detailed results showed an economic wind potential capacity of 1.15 GW (3.05 TWh/year). Least cost locations for wind farms are found in the south of the country and could generate electricity at a LCOE of 70 $/MWh (185.5 MNT/kWh). The total economic potential of for ground-mounted PV was 5.12 TW (9.57 PWh/year). Highest solar irradiation locations can generate electricity starting at a LCOE of 48.6 $/MWh (127.9 MNT/kWh). The analysis of rooftop PV showed a 1.11 TW (1.92 TWh/year) economic potential. Rooftop solar PV systems installed at locations with the best solar irradiation, generate electricity at a LCOE starting at 69.8 $/MWh (183.7 MNT/kWh). The ground-mounted and rooftop PV results indicate, that the current FiT support scheme is oversized. Hence, a revision of the Feed-in Tariff support scheme for solar photovoltaic systems is proposed and an adjusted FiT rate is calculated. In case of ground-mounted PV, a FiT adjustment between 58.4 $/MWh and 85 $/MWh should be made in order for Mongolia to reach its 2030 renewable targets. In case of a full decarbonization of the electricity system, a FiT adjustment between 58.9 $/MWh and 85.7 $/MWh is recommended. In order to promote the installation of rooftop PV systems in the capital Ulaanbaatar, a FiT in the range of 108.1 to 147.8 $/MWh is required. In conclusion, this study recommends further promoting the renewable energy technologies, especially utility scale PV, which are available at a comparatively low LCOE, enhance environmental sustainability and increase energy security for Mongolia. / Trots den omfattande potentialen till vind- och solkraft är Mongoliet fortfarande i hög grad beroende av koleldad elproduktion. Samtidigt sätts en högre press på världens regeringar i takt med klimatförändringarnas brådskande angelägenhet. Det är därför nödvändigt att identifiera den teknoekonomiska potentialen för vind- och solkraft i Mongoliet, för att förbättra data över landets förnybara resurser. En multiprocess-modelleringsmetod har utvecklats för att bedöma lämpligheten för förnybara energianläggningar. Modelleringsmetoden är GIS-baserad för att ta hänsyn till begräsningar i det fysiska landskapet, såsom lutning, och det samhälleliga landskapet, såsom säkerhetsavstånd till bebyggelser, i bedömningen. Därefter har en energisystemmodell vid namn Enertile, utvecklat av Fraunhofer ISI, använts för att beräkna den tekno-ekonomiska potentialen baserat på LCOE-metoden. De slutliga ekonomiska bedömningarna har utförts med hjälp av Excel och Python baserat på nuvärdesmetoden. Resultaten stödjer tidigare forskning som visat på omfattande inhemska vind- och solresurser i Mongoliet. Den totala tekniska potentialen för vind- och solkraft är uppskattad till 7.25 TW kapacitet och 12.17 PWh el/år. Vidare visar detta arbete att el från markmonterade solcellssystem utgör den billigaste förnybara energikällan och att sådana system kan generera el till konkurrenskraftiga LCOE, från 48.6 $/MWh. Men på grund av en bristfällig reglering av elpriset kräver förnybara energitekniker fortfarande en inmatningstariff (FiT). Enligt de mer ingående resultaten ligger den ekonomiska vindkraftspotentialen på 1.15 GW kapacitet (3.05 TWh/år). Kostnaderna som berör vindkraftsparkernas placering är som lägst i landets södra delar, där elen genereras till ett LCOE om 70 $/MWh (185.5 MNT/kWh). Den totala ekonomiska potentialen för markmonterade solcellssystem var 5.12 TW (9.57 PWh/år). De områdena med högst solinstrålning kan generera el från 48.6 $/MWh LCOE (127.9 MNT/kWh). Undersökningen av takmonterade solcellssystem visade en ekonomisk potential om 1.11 TW (1.92 TWh/år). Systemen installerade på de platserna med mest gynnsammast solinstrålning kan generera el från 69.8 $/MWh LCOE (183.7 MNT/kWh). Resultaten för de markmonterade och takmonterade solcellssystemen indikerar att det rådande FiTstödsystemet är överdimensionerat. Därav är en granskning av FiT-stödsystemet för solcellssystem föreslaget och en anpassad FiT beräknad. I fallet med markmonterade solcellssystem bör FiT justeras med 58.4 $/MWh till 85 $/MWh för att Mongoliet ska nå de nationella målen om förnybar energi till 2030. För att nå ett helt fossilfritt elsystem rekommenderas att FiT justeras med 58.9 $/MWh till 85.7 $/MWh. För att främja installationen av takmonterade solcellssystem i huvudstaden Ulaanbaatar krävs en FiT mellan 108.1 till 147.8 $/MWh. Sammanfattningsvis föreslår detta arbete att fortsätta främja förnybara energitekniker, framförallt storskaliga solcellsanläggningar, som är tillgängliga till relativt låga LCOE, öka den ekologiska hållbarheten samt öka energisäkerheten i Mongoliet.

I den här studien utvärderades Winsun PV, ett webbaserat program för PV-simulering som vid den här tidpunkten var under utveckling. Winsun PV är tänkt att genom enkla inputs och med högkvalitativa klimatdata bli ett standardprogram för PV-simulering i Sverige. Studiens syfte var att jämföra Winsun PV med PVGIS, jämföra Winsun PV med fältmätningar hämtade från andra studier samt ge en introduktion i solgeometri. Simuleringarna utfördes i Winsun PV och PVGIS för PV-system med olika riktningar och lutningar i 12 olika städer. Därefter jämfördes resultaten för solinstrålning och elproduktion. Resultaten för instrålning visade sig i de flesta fall vara snarlika med en skillnad på ca ± 3%. Skillnad i elproduktion var något högre på ca ±5%. Dock stack några fall ut med större skillnader och för dessa fall utfördes ytterligare simuleringar. Dessa fall var: Göteborg som uppvisade stora skillnader på ca -10% för samtliga fall. Umeå som i vissa fall hade nästintill obefintliga skillnader, men i andra fall erhölls de största skillnaderna i hela studien där den största låg på hela -23,7% elproduktion för azimut och lutning 45°. Visby som uppvisade en form av kaotiska resultat där Winsun PV visade en lägre instrålning men en högre elproduktion. I jämförelsen av fältmätningar uppvisade Winsun PV en skillnad på + 5–10% för både instrålning och elproduktion, dock saknades viss information kring dessa system varför en del antaganden gjordes. Det mest noterbara resultatet för hela studien kom från skillnader i horisontell instrålning mellan Winsun PV och PVGIS jämfört med skillnader mellan PVGIS och fältmätningar. Resultaten visade sig vara tvärtom mot förväntningar. I nästan samtliga fall visade PVGIS en högre instrålning än fältmätningar där tidigare PVGIS hade visat lägre instrålning än Winsun PV. Om dessa resultat stämmer betyder det att Winsun PV inte bara har samma felaktigheter som PVGIS, men också förstärker dem.

The scope of this study is to calculate the dimensions of a hydrogen storage system for Cytiva. The purpose of the system is to work as back-up power in case of a power outage and, if needed, help cut occasional power spikes. The system consists primarily of the electrolyser, fuel cell, storage tank and compressor. During night time when the electricity demand and price is low the electrolyser produces hydrogen gas and oxygen. The gas is compressed and stored in tanks. When the electrical power demand is high, the fuel cell converts the hydrogen gas to electricity, heat and water. Information and data regarding power demand and consumption was given by Cytiva. Our model simulations enabled us to develop three different scenarios. The purpose of Scenario 1 and scenario 2 is to be able to provide both back-up power and cut power spikes. The difference between them is the size of the storage tank, which influences how much the power spikes can be reduced. In scenario 3 the focus is to mainly provide back-up power for only a part of Cytiva’s site. This enables us to have a smaller system which would take up less space and be a lower investment cost. Our conclusion is that scenario 1 would be most suited for Cytiva’s needs. Scenario one means that both back-up power can be provided and the power spikes can be cut. The storage is smaller than in scenario 2, but our estimation is that it would be enough. If needed the system could also be expanded at a later stage.

The aim of this Master Thesis is to conduct an uncertainty analysis of three ways of characterizing a surface temperature of a Hot Box Setup (direct measurement, analytically calculatedand simulated). The purpose was to to provide insight into uncertainty analysis within Hot Box Setups. A Root Sum of Squares (RSS) method was used for the uncertainty analysis. The Hot Box setup consisted of a Hot Box with four interchangeable walls, two was subject to investigation- the XPS wall and a 1-pane window. Inside the Hotbox a heater and a fan was installed. The Hot Box was placed in a bigger chamber where the temperature can be expected to be relatively stable during the measurements. Main findings in this work were that the direct measurement of the outside surface temperature had the smallest uncertainty, (28.33 ±0.58) ◦C, while the analytically calculated surface temperature saw the biggest uncertainty,(27.69 ± 7.72) ◦C. The simulated surface temperature was found to be (29.11 ±0.7) ◦C, all being expanded uncertainty. The biggest uncertainties in the direct measurement of the surface temperature was from static errors in the thermocouples. In the analytically calculated surface temperature the biggest uncertainties propagated from the temperature measurementsof the inside air temperature and the inside XPS surface temperature. Good measures to consider for reducing uncertainties in the temperature analysis are to decrease uncertainties in the thermocouple measurements by having more accurate thermocouples, having more accurate air velocity measurements and to be careful in the examination of the k-value of the XPS material since it proved to affect uncertainties the most in the outside convective heat transfer coefficient, hoconv, and also significantly affect uncertainty in the ˙qtot for the XPS-wall. For the 1-pane window the U-value was found to be (5.27±0.82W/m2K) (expanded uncertainty). The biggest parameter affecting this uncertainty was from the h-value used for the U-value calculations.

The fight against climate change and the reduction of energy precarity are two major challenges of the energy policy of any country. Energy management in the building sector, particularly in the housing sector, is therefore crucial, and the energy renovation of housing makes it possible to reconcile these challenges by reducing households energy expenditure and greenhouse gas emissions in the residential sector. By focusing on the tax credit for energy transition, a French flagship financial policy instrument for the renovation of private housing in France but criticised for its inefficiency and antidistributive nature, we show that a major reform of this policy instrument can lead to achieve these energy and social objectives. The new method of calculating public subsidies for energy renovation proposed in this report represents a major step forward compared to the current situation in France, by creating a tailor-made instrument adapted to the financial situation of households and reflecting the energy performance of the renovation works. We show that it is therefore possible to have an ambitious climate strategy while making a policy aimed at modest households and enhancing the efficiency of public expenditure. / Kampen mot klimatförandringarna och minskningen av energiprioriteten är  två stora utmaningar i energipolitiken i alla länder. Energihantering inom byggsektorn, särskilt i bostadssektorn, är därför avgörande, och energirenoveringen av bostäder gör det möjligt att förena dessa utmaningargenom att minska hushållens energiförbrukning och växthusgasutsläpp i bostadssektorn. Genom att fokusera på skattekredit för energiövergång, ett franska flaggskepps finanspolitiskainstrument för renovering av privata bostäder i Frankrike men kritiserat för dess ineffektivitet och anti-distribuerande karaktär, visar vi att en större reform av detta politiska instrument kan leda till att uppnå dessa energi och sociala mål. Den nya metoden för att beräkna offentliga subventioner för renovering av energi som föreslås i denna rapport representerar ett stort steg framåt jämfört med den nuvarande situationen i Frankrike, genom att skapa ett skräddarsytt instrument anpassat till hushållens ekonomiska situation och återspegla renoveringsarbetets energiprestanda.Vi visar att det därför är möjligt att ha en ambitiös klimatstrategi samtidigt som vi gör en politik riktad mot blygsamma hushåll och effektiviserar de offentliga utgifterna.

Hong Kong is a semi-autonomous region of the People’s Republic of China. As a former British colony on the South China Sea, it enjoyed early exposure to international trade. Hong Kong now features a developed liberal economy largely based on financial services. It is also densely populated and features little indigenous energy resources. Currently, its power sector is 75% reliant on imported fossil fuels, with the remaining 25% being imported from a nuclear power plant in Mainland China. Renewables mostly consist in small-scale innovative pilot projects or embedded solar systems. For these reasons, the region faces strong challenges with respect to air pollution, energy autonomy, dependence on fossil fuels and exposure to climate change. Although Hong Kong is under the Nationally Determined Contribution of the People’s Republic of China, it has the competence to design its own energy policy. It recently adopted a climate action plan aiming at bringing the share of gas-fired power up to 50% of the mix by 2030 (against 27% in 2015) while bringing coal-fired power down to 25% (against 48% in 2015), as well as setting the framework for renewables to develop. This study focuses on period 2016-2030 and uses the Long-Range Energy Alternatives Planning (LEAP) tool to model the power system in the region. Possible scenarios are developed to assess the economic and environmental impacts of enhancing clean electricity generation and energy security on the future electricity system. “Business as usual” (BAU) extends the current trends with respect to socioeconomic indicators, energy demand, new power plants, and power plant retirements. “Climate action plan” (CAP) studies the trajectory proposed by the Government. “High renewables share” (HRS) explores how much renewables Hong Kong could incorporate in the power generation mix. “Fossil-free electricity” (FFE) questions how much more local resources Hong Kong would need for a fossil-free power system. Finally, “No reliance on Mainland China” (NRMC), explores the dependence of Hong Kong on Mainland China by modelling a hypothetical cut-off from supplies of power and fuel. Results shows that Hong Kong is well on track to meet its policy commitments, partly because they are rather conservative and lacking ambition. It is also established that there is sufficient area for renewable resources (solar PV, offshore wind, and waste-to-energy) to account for up to 30% of power supply – particularly in the current context of decreasing power demand. The low level of penetration of renewables is found to be caused by a lack of incentives to utility companies rather than a space constraint. Regarding energy security, a trade-off is found between energy independence and environmental sustainability; Hong Kong will soon have to choose between covering its energy needs global LNG markets, or maintaining imports of low-carbon nuclear power from the Chinese mainland. The cost-sustainability trade-off is also discussed. Scenario “Climate action plan” is found able to abate greenhouse gas emissions by 2% with respect to “Business as usual” while costing 3% more on the period of interest. However, the more ambitious “High renewables share” is found to abate greenhouse gas emissions by 10% while costing 22% more than “Business as usual”. / Hong Kong är en semi-autonom region i Folkrepubliken Kina. Denna före brittiska koloni vid Sydkinesiska havet fick en tidig exponering för internationell handel och Hong Kong har idag en utvecklad liberal ekonomi till stor del baserad på finansiella tjänster. Regionen är även tätbefolkad och har små inhemska energiresurser. För närvarande är kraftsektorn till 75% beroende av importerade fossila bränslen, medan de resterande 25% genereras från ett kärnkraftverk i Kina. Förnybara energikällor består mestadels av småskaliga innovativa pilotprojekt eller inbäddade solsystem. Av dessa skäl står regionen inför starka utmaningar när det gäller luftföroreningar, energiautonomi, beroende av fossila bränslen och exponering för klimatförändringar. Även om Hong Kong lyder under det nationellt bestämda bidraget från Folkrepubliken Kina, har den behörigheten att utforma sin egen energipolitik. Nyligen antogs en klimathandlingsplan som syftar till att öka andelen gaseldad kraft upp till 50% av energiförsörjningen (och att minska kolkraften ned till 25%) fram till 2030, samt fastställa ramen för utveckling av förnybara energikällor. Energisparplanen syftar dessutom till att sänka energiintensiteten av Hong Kongs BNP med 40% fram till 2025 med avseende på 2005 års nivåer. Denna studie fokuserar på perioden 2016-2030 och använder LEAP-verktyget (Long-Range Energy Alternatives Planning) för att modellera kraftsystemet i regionen. Möjliga scenarier är sedan utformade för att utvärdera de ekonomiska och miljömässiga effekterna av att öka ren elproduktion och energisäkerhet på det framtida elsystemet. ”Business as usual” (BAU) baseras på en fortsättning av de nuvarande trenderna med avseende på socioekonomiska indikatorer, energibehov, kraftverks driftsättningar och nedläggningar. ”Climate action plan” (CAP) undersöker den väg som regeringen föreslagit. "High renewables share" (HRS) undersöker hur mycket förnybar energi som Hong Kong kan inkludera i kraftproduktionsmixen . "Fossil-free electricity" (FFE) ifrågasätter hur mycket mer lokala resurser Hong Kong skulle behöva för ett fossilfritt kraftsystem. Slutligen, "No reliance on Mainland China" (NRMC), undersöker Hong Kongs beroende av Kina genom att modellera ett hypotetiskt avbrott av leveranser i form av el och bränsle. Resultaten visar att Hong Kong är på god väg att uppfylla sina politiska åtaganden, delvis för att de är relativt konservativa och saknar ambition. Det kan också konstateras att det finns tillräckligt med förnybara energiresurser för att tillgodose upp till 30% av elförsörjningen – vilket till stor del beror på ett minskat behov av el. Den låga genomslagsnivån för förnybara energikällor visar sig orsakas av brist på incitament för distributionsföretag snarare än en brist på markyta. Vad gäller energisäkerhet görs en avvägning mellan energi oberoende och miljömässig hållbarhet. Medan Hong Kong snart kommer att kunna importera sin gas från globala LNG-marknader, kommer det krävas ett fortsatt utnyttjande av kinesisk kärnkraft för att behålla en låg andel kolkraft i elproduktionen. Balansen mellan kostnad och hållbarhet diskuteras också. Scenario "Climate action plan" har visat sig kunna minska utsläppen av växthusgaser med 2% jämfört med "Business as usual" fastän den kostar 3% mer för intresseperioden. Emellertid har den mer ambitiösa "High renewables share" visat sig minska utsläppen av växthusgaser med 10% medan den kostar 22% mer än "Business as usual".

This study aims to build a medium-term (2019-2040) model for the Chilean electricity generation system in the OSeMOSYS software, a linear cost optimisation model, in light of the most recent developments in government policy and targets. In 2019, the Chilean government committed to decommissioning all coal plants by 2040 at the latest, and set out a non-binding target to be carbon neutral by 2050. The carbon neutrality target could be enshrined in the climate change law, which has yet to be ratified. In this thesis, a focus was put on the upfront capital cost of the system, and the emissions attributable to Chile’s GHG Inventory (called the SNI GHG in Chile) from operating the system. Three scenarios are developed within the thesis, in line with three paths the power system may follow: a BAU scenario including current power purchase agreements, a scenario in which power purchase agreements for fossil fuels are bought out and the free market then takes over, and a non-conventional renewable energy (NCRE) scenario in which certain renewable technologies account for 68% of production in 2040. The model is validated against the results from 2019 and a broadly similar model developed in the private sector. Sensitivity analysis scenarios were conducted for the input parameters: price of natural gas, price of coal, capital cost of solar PV, capital cost of wind, capital cost of wind & solar, and the capacity factor of hydropower. The sensitivity analyses show the most sensitive input parameters are the price of natural gas and capital cost of wind with respect to the outputs of capital cost, NCRE production ratio such as the share of all solar, wind, and certain hydro technologies as a percentage of total electricity production and GHG emissions. / Denna studie syftar till att bygga en medelfristig (2019-2040) modell för det chilenska elproduktionssystemet i programvaran OSeMOSYS, en linjär kostnadsoptimeringsmodell, mot bakgrund av den senaste utvecklingen i regeringens politik och mål. År 2019 åtog sig den chilenska regeringen att stänga av alla kolanläggningar senast 2040 och fastställde ett icke-bindande mål att vara koldioxidneutralt år 2050. Målet om koldioxidneutralitet kan fastställas i lagen om klimatförändringar, som ännu inte har ratificeras. Detta arbete fokuserar på systemets kapitalkostnad i förväg och de utsläpp som kan hänföras till Chiles GHG-inventering, kallad SNI GHG i Chile, från drift av systemet. Tre scenarier utvecklas inom avhandlingen, i linje med tre scenarier som kraftsystemet kan följa: ett BAU-scenario inklusive nuvarande kraftköpsavtal, ett scenario där kraftköpsavtal för fossila bränslen köps ut och den fria marknaden sedan tar över, och ett scenario med icke-konventionell förnybar energi (NCRE) där vissa förnybara tekniker står för 68% av produktionen 2040. Modellen valideras mot resultaten från 2019 och en i stort sett liknande modell utvecklad i den privata sektorn. Känslighetsanalysscenarier genomfördes för ingångsparametrarna: pris på naturgas, kol på pris, kapitalkostnad för solceller, vindkraft, kapitalkostnad för vind & sol och kapacitetsfaktor för vattenkraft. Känslighetsanalyserna visar att de mest känsliga ingångsparametrarna är priset på naturgas och kapitalkostnad för vind med avseende på kapacitetskostnadens produktion, NCRE-produktionskvoten, till exempel andelen av alla sol-, vind- och vissa hydroteknologier i procent total elproduktion) och växthusgasutsläpp.

The societies in Europe have developed enormously in recent decades, and this in turn has led to a greater need for electricity. Large parts of society are electrified and are now one of the most essential parts of the system. Electrification has resulted in more energy sources, which in turn has resulted in even greater emissions that harm the environment. Recently, the world has experienced various climate changes because of the industrialization of society. Therefore, it is essential today to phase out the energy sources that have a large negative impact on the environment to replace them with environmentally friendly ones. Greenhouse gas emissions are the main cause of climate change and will lead to increased extreme weather, such as droughts, floods, heat waves, and storms. This in turn will negatively affect societies, economies, and ecosystems. The rising global temperature leads to melting glaciers and results in rising sea levels. Climate change is affecting ecosystems all over the world and is also threatening biodiversity. Nuclear power has long been a debatable topic because of a couple of accidents in history, which have had devastating consequences on climate and society. In contrast, nuclear power plants are one of the energy sources that have no contribution to emissions during their operation. This work is a literature study which is based on a case study where the results are built on a comparison of nuclear power plants, coal power plants, and wind power plants based on carbon dioxide emissions, air pollution, land use, and waste management. The aim is to answer the question of whether nuclear power plants are an environmentally friendly alternative based on the results reported in the study. The result shows that nuclear power has a significant role in the Swedish and European electricity grid, as it is a foundation for a stable electricity grid. The result also shows that nuclear power plants are an environmentally friendly alternative. The study also shows that future research is essential and has significance. The most common argument against nuclear power plants is the risks in the event of an accident and what consequences they can have. Future research may mean safer operation of nuclear power plants and a reduction in the risk of accidents. The study shows that the survival of nuclear power plants has a significant role and is vital in sustainable work.

In mobile working machines, there is a trend towards replacing combustion engines by electric machines to reduce their carbon footprint. This provides several advantages and challenges for the hydraulic system. The low efficiency of conventional hydraulic systems is no longer acceptable due to the volume and cost of batteries. Luckily, the advantages offered by electrification can be exploited for increased system efficiency.  Electrified pump drives (electro-hydraulic energy converters) enable variable speed control, energy recuperation, power-on-demand, and new system architectures with more flexible control. Currently, electro-hydraulic energy converters are typically made by stacking off-the-shelf components. However, off-the-shelf hydraulic machines are not optimized to be combined with electric machines, and thus there is room for improvement. One of these potentials is the volume at the core of electric machines which does not contribute to torque creation. This volume can be used to tightly integrate a hydraulic machine. This tight integration leads to increased power density and the elimination of some parts (e.g., a pair of bearings). This thesis investigates and discusses the design of electro-hydraulic energy converters.  Furthermore, this thesis discusses valve plate rotation for a double pump of floating piston type with two valve plates for the following reasons: Firstly, without the noise of the combustion engine, the noise of the hydraulic machine becomes more audible. Valve plate rotation provides variable pre- and de-compression, and is therefore investigated to reduce fluid-borne noise. Secondly, electric machines can be overloaded for some time. In order to protect them from overheating when maximum pressure is demanded continuously, the torque load can be reduced by reducing the hydraulic machine’s displacement. Conventional swash-plate tilting needs significant leakage to be stable, which reduces the efficiency. Valve plate rotation requires low control power and could therefore increase efficiency, and is thus investigated in this thesis. However, valve plate rotation remains challenging for the following reasons: For low displacement setting ratios, the axial speed of the pistons at commutation is increased, increasing the throttling effect. Also, the hydrostatic forces acting on the valve plate change when rotating the valve plate. / <p><strong>Funding:</strong> The Swedish Energy Agency (Energimyndigheten, grant number 50181-1).</p><p></p><p><strong>2023-06-08 The thesis was updated with an errata list which is downloadable from the DOI landing page.</strong></p>

No description available.