Variable renewable energy sources are today increasingly integrated in the power system as a step towards the renewable society. The large-scale introduction of converter-based energy sources brings challenges in terms of reduced damping to the power system due to the reduced number of synchronous generators. This can be manifested as high rate-of-change-of-frequency and decreased grid stability. To forestall this reduced performance, it is suggested that the grid-following control of today’s converters are restructured to a grid-forming control, enabling the converter to behave closer to a synchronous machine.   This thesis compares grid-following and grid-forming control and seeks to further describe this grid-forming behavior by applying a grid-forming control method on an energy storage enhanced STATCOM-system. A continuous time model and a linearized model based on state space representations are constructed in order to investigate the grid-forming behavior but also how the converter stability is affected by a restructure from grid-following to grid-forming control.   The results indicate that the investigated grid-forming control method displays a behavior similar to synchronous machines and incorporates the ability to provide frequency response services and so called “synthetic inertia” to the grid.  The results also show that the stability of the converter (the ability to provide a bounded output when the system is perturbed) is ensured when the control method is restructured from grid-following to grid-forming and that the investigated grid-forming method is stable also in weak grid situations.

I takt med att Sveriges elsystem byggs ut och allt större andel elenergi kommer från förnybar och väderberoende elproduktion såsom vind, så ökar även behovet av stödtjänster som kan balansera frekvensen i elsystemet. Frekvensen i elsystemet fungerar som en indikator på om elsystemet är i balans och för att elsystemet ska vara i balans krävs att elproduktionen hela tiden motsvarar elanvändningen. Examensarbetet har utrett möjligheterna att leverera stödtjänster från en redan befintlig vindkraftpark och har även undersökt hur möjligheterna ser ut i framtiden i och med att marknaderna för stödtjänster utvecklas. I dagsläget finns fem olika frekvensreglerande stödtjänster i Sverige. Dessa är Fast frequency Reserve (FFR), Frequency Containment Reserve-Normal (FCR-N), Frequency Containment Reserve-Disturbance (FCR-D), automatic Frequency Restoration Reserve (aFRR) och manual Frequency Restoration Reserve (FRR). Dessa stödtjänster upphandlas av Svenska kraftnät för att upprätthålla balans mellan produktion och konsumtion i elsystemet. För varje stödtjänst finns olika krav och specifikationer som bland annat vilken frekvens som de aktiveras vid, hur lång tid aktiveringen får ta samt hur långt i förväg de upphandlas etcetera. I kontakt med sakkunniga och i litteratur så framgår det att det är möjligt att leverera någon typ av frekvenstjänst från de allra flesta vindparker. För att börja leverera stödtjänster krävs att vindturbinen har en effektomriktare, vilket de flesta vindkraftverk har i dagsläget. Därefter handlar det främst om program och mjukvaruinställningar i effektomriktaren. Annars fungerar det i stort sett som vanlig pitch-reglering av turbinerna. Inom detta projekt så har även driftdata från en verklig vindpark i Blaiken studerats, där tre olika testkörningar genomförts. I testkörningarna har man testat att styra produktionen från turbinerna genom att göra nedregleringar och uppregleringar för att dokumentera hur parken reagerar. Utifrån data från testkörningarna som jämförs med krav för olika stödtjänster kan slutsatser dras om att stödtjänsterna mFRR, aFRR samt FCR-N bör kunna levereras från Blaiken. De är stödtjänsterna med de mest generösa aktiveringstiderna. Resultatet visar även på möjligheter att jobba med parkstyrningssystemet för att förbättra parkens reglerförmåga och i bästa fall skulle detta kunna medföra att parken även klarar kraven för aktiveringstid av FCR-D.

The residential and commercial sector is the largest consumer of electricity in Sweden and therefore highly affected by fluctuations in electricity price. On the other hand, there is a large potential to reduce both the electricity demand and emissions from electricity generation on a national level if measures are taken within this sector. This Masters' Thesis focuses on the implementation of Solar PV panels and Lithium-ion Battery Energy Storage Systems (Li-BESS) in commercial buildings. The thesis was conducted in collaboration with Vasakronan, one of Sweden’s largest real-estate companies in terms of market share with a lot of focus on sustainability and reducing the electricity demand of their properties. The objective of this study is to determine which one out of three management strategies: Peak Shaving, Energy Arbitrage and Frequency Regulation that generate the highest revenue for a Solar PV + Li-BESS system in Vasakronan’s Lumi Property. A research gap was identified in the literature for a techno-economic model evaluating and comparing these three control strategies, where Peak Shaving and Energy Arbitrage are established, while Frequency Regulation is a new possible control strategy in commercial buildings. The techno-economic model is developed for the three control strategies using the System Advisor Model and Microsoft Excel. The model evaluates battery sizes between 0-600 kWh and uses input data on weather and electricity prices for the years 2018-2022. Quantifiable outputs in terms of Key Performance Indicators (KPIs) from the model are compared between control strategies. Net Present Value (NPV) and Internal Rate of Return (IRR) are the main economic KPIs to determine which control strategy is the most profitable. The result of the analysis showed that the Peak Shaving and Energy Arbitrage controllers does not reach a positive NPV or an IRR above the set discount rate of 6.5 % for any of the battery sizes above 120 kWh for any of the studied datasets. The main reason is that the investment cost for a battery large enough to reduce a sufficient part of the demand or generate enough revenue from the difference in electricity price, is too high. With no battery at all, or a small battery of 120 kWh, the savings in electricity cost from the Solar PV system surpasses the investment and entails a profitable result. The Frequency Regulation controller generated a positive NPV and IRR above the discount rate for all battery sizes between 240 – 600 kWh for all years except 2021, which was the year with the lowest solar radiation. The conclusion from the result for the Frequency Regulation controller is that the revenue gained from a 120-kWh battery is not enough to cover for the investment cost, but for larger batteries the revenue exceeds the investment cost over the whole modelling period. The overall conclusion from is that battery storage with a Li-BESS in commercial buildings coupled with a Solar PV system is only profitable if the battery capacity is offered on the FCR markets. In all other cases, it is preferable to have a solar PV system without battery storage from an economical point of view. However, new markets and potential business models are developing continuously which is something future studies should investigate. A more thorough analysis of the frequency regulation markets and how these will develop over time is required to further validate the result of this thesis. / Sektorn för Bostäder och Service är den största elkonsumenten i Sverige och påverkas därför starkt av fluktuationer i elpriset. Samtidigt finns en stor potential att minska elbehovet och utsläppen från elproduktion på nationell nivå om åtgärder vidtas inom denna sektor. Denna masteruppsats fokuserar på implementeringen av solclellspaneler och batterilagring med ett Lithium-jon-batteri i komersiella byggnader. Uppsatsen har genomförts i samarbete med Vasakronan, ett av Sveriges största fastighetsbolag sett till marknadsandelar, med stort fokus på hållbarhet och att minska elbehovet i deras fastigheter. Syftet med denna studie är att avgöra vilken av tre förvaltningsstrategier: Lapa Effekttoppar, Energi-arbitrage eller Frekvensreglering som genererar de högsta intäkterna för ett solcells- och batterilagringssystem i Vasakronans fastighet Lumi. I den undersökta litteraturen identifierades en avsaknad av en teknoekonomisk modell som utvärderar och jämför dessa tre styrstrategier, där Energi-arbitrage och att Kapa Effekttoppar är etablerade, medan Frekvensreglering är en ny möjlig styrstrategi för kommersiella byggnader. Målsättningen utvärderas genom en teknoekonomisk modell som är utvecklad för de tre olika styrstrategierna i modelleringsprogrammet System Advisor Model (SAM) och Microsoft Excel. Modellen utvärderas för batteristorlekar mellan 0-600 kWh med indata på solinstrålning och elpris för åren 2018-2022. Kvantifierbara utdata från modellen i form av Key Performance Indicators (KPI:er) jämförs mellan kontrollstrategier. Nettonuvärde (NPV) och Intern avkastning (IRR) är de ekonomiska KPI:er med mest fokus på för att avgöra vilken kontrollstrategi som är den mest lönsamma. Resultatet av analysen visade att styrstrategierna att Kapa Effekttoppar och Energi-arbitrage inte når ett positiv NPV eller ett IRR över diskonteringsräntan på 6,5 % för någon av batteristorlekarna över 120 kWh eller valda år. Det främsta skälet till detta resultat är att ett större batteri inte generar tillräckligt mycket intäkter genom dessa styrstrategier för att kompensera för den stora investeringen. Utan något batteri alls, eller med ett litet batteri på 120 kWh, överträffar besparingen i elkostnad från solcellssystemet investeringen och ger därmed ett lönsamt resultat. Frekvensreglerings-strategin genererade ett positivt Nuvärde och IRR över diskonteringsräntan för alla batteristorlekar mellan 240 – 600 kWh för alla år förutom 2021, som var året med lägst solinstrålning. Slutsatsen från resultatet för Frekvensreglering är att intäkterna från ett 120 kWh batteri inte räcker för att täcka investeringskostnaden, men för större batterier överstiger intäkterna investeringskostnaden under hela modellperioden. Den övergripande slutsatsen från är att batterilagring med ett litiumbatteri i kommersiella byggnader i kombination med ett solcellssystem endast är lönsamt om batterikapaciteten budas på FCR-marknaderna. I alla andra fall är ett solcellssystem utan batterilagring att föredra ur en ekonomisk synvinkel. Men nya marknader och potentiella affärsmodeller utvecklas kontinuerligt vilket är något som framtida studier bör undersöka. En mer grundlig analys av marknaderna för frekvensreglering och hur dessa kommer att utvecklas över tiden skulle också krävas för att ytterligare validera resultatet av denna avhandling.

The rapidly evolving Nordic Power System demands enhanced flexibility and robustness in electricity production. The traditional role of hydropower plants in regulating the grid frequency has been challenged by new criteria for dynamic stability, which some units struggle to meet due to their relatively poor dynamic performance. This study addresses this challenge by investigating the potential of integrating optimal energy storage systems with hydropower plants. This study aimed to develop a tool that could streamline the process of converting a traditional hydropower plant into a hybrid unit using an optimal energy storage system. The problem is complex and requires an innovative approach that combines electrical engineering expertise with cutting-edge machine-learning algorithms. A comprehensive hydropower plant model, including governor control and mechanical and hydraulic subsystems, was developed and integrated with an energy storage system model to form a hybrid unit. This model was validated using real power plant data. Three distinct XGBoost Regressor models were trained using data samples generated from the optimized hybrid unit. These models aim to predict power and energy requirements for an optimal energy storage solution, including an estimation of wear and tear reduction. The XGBoost Power Regressor achieved a prediction accuracy of 92 % and the XGBoost Energy Regressor demonstrated a 95 % accuracy. The XGBoost Movement Regressor, indicating wear and tear, boasted an accuracy greater than 99 %. The integration of energy storage systems can significantly mitigate wear and tear on a hydropower plant, with reductions of up to 85 % or more. The results indicate that integrating energy storage systems with hydropower units can substantially enhance the dynamic performance, reduce wear and tear and enable the plants to meet the demanding requirements of providing frequency regulation services in the Nordic Power System. The findings of this study culminate in a robust and user-friendly tool capable of accurately estimating optimal energy storage requirements for any hydropower plant tasked with meeting frequency regulation service demands. / Det nordiska kraftsystemet är under snabb förändring och skiftar alltmera till elproduktion med krav på ökad flexibilitet och tillförlitlighet. Vattenkraftverkens traditionella roll som källa till reglering och stabilisering av nätfrekvensen, utmanas nu av nya krav på dynamisk prestanda och stabilitet. På grund av sina relativt dåliga prestanda har vissa vattenkraftverk svårigheter att uppfylla dessa nya krav. Detta examensarbete behandlar denna utmaning genom att undersöka möjligheterna att integrera optimala energilagringssystem med vattenkraftverk. Syftet med arbetet var att utveckla ett verktyg som skulle kunna effektivisera processen för att omvandla ett traditionellt vattenkraftverk till ett hybridkraftverk med hjälp av ett optimalt energilagringssystem. Detta är ett komplext problem som kräver ett innovativt tillvägagångssätt som kombinerar elkraftteknik med avancerade algoritmer för maskininlärning. En omfattande modell utvecklades för att simulera ett vattenkraftverk med styrsystem, mekaniska och hydrauliska system. Denna kraftverksmodell integrerades med en modell för ett energilagringssystem för att tillsammans bilda en hybridenhet. Modellens validitet verifierades med hjälp av verkliga testdata. Med hjälp av data från simuleringar av den optimerade hybridenheten kunde tre XGBoost-regressionsmodeller skapas för att estimera både effekt och energibehov för ett optimalt energilagringssystem. Utöver detta kunde även en uppskattning av minskning av slitage presenteras. XGBoost Power Regressor uppnådde en träffsäkerhet på 92 % och XGBoost Energy Regressor uppvisade en träffsäkerhet på 95 %. XGBoost Movement Regressor, som indikerar slitage, hade en noggrannhet på högre än 99 %. Integrering med energilagringssystem kan avsevärt minska slitaget på ett vattenkraftverk, med minskningar på upp till 85 % eller mer. Resultaten visar att integrering av energilagringssystem och vattenkraftverk väsentligt kan förbättra den dynamiska prestandan, minska slitage och göra det möjligt för kraftverken att uppfylla kraven för att bidra med frekvensregleringstjänster i det nordiska kraftsystemet. Resultaten av denna studie kulminerar i ett robust och användarvänligt verktyg som kan uppskatta ett optimalt energilagringsystem för ett vattenkraftverk som ska uppfylla kraven för frekvensreglering.

The number of plug-in electric vehicles (PEVs) is likely to increase in the near future and these vehicles will probably be connected to the electric grid most of the day time. PEVs are interesting options to provide a wide variety of services such as primary frequency control (PFC), because they are able to quickly control their active power using electronic power converters. However, to evaluate the impact of PEVs on PFC, one should either carry out complex and time consuming simulation involving a large number of PEVs or formulate and develop aggregate models which could efficiently reduce simulation complexity and time while maintaining accuracy. This thesis proposes aggregate models of PEVs for PFC. The final aggregate model has been developed gradually through the following steps. First of all, an aggregate model of PEVs for the PFC has been developed where various technical characteristics of PEVs such as operating modes (i.e., idle, disconnected, and charging) and PEV’s state of charge have been formulated and incorporated. Secondly, some technical characteristics of distribution networks have been added to the previous aggregate model of PEVs for the PFC. For this purpose, the power consumed in the network during PFC as well as the maximum allowed current of the lines and transformers have been taken into account. Thirdly, the frequency stability margins of power systems including PEVs have been evaluated and a strategy to design the frequency-droop controller of PEVs for PFC has been described. The controller designed guaranties similar stability margins, in the worst case scenario, to those of the system without PEVs. Finally, a method to evaluate the positive economic impact of PEVs participation in PFC has been proposed. / En el futuro cercano se espera un notable incremento en el número de vehículos eléctricos enchufables (PEVs), los cuales están conectados a la red eléctrica durante la mayor parte del día. Los PEVs constituyen una opción interesante a la hora de proporcionar una amplia variedad de servicios, tales como el control primario de frecuencia (PFC), dado que tienen la capacidad de controlar rápidamente el flujo de potencia activa a través de convertidores electrónicos de potencia. Sin embargo, para evaluar el impacto de los PEVs sobre el PFC se debe llevar a cabo una simulación computacionalmente compleja y con un largo tiempo de simulación en la que se considere un gran número de PEVs. Otra opción sería la formulación y desarrollo de modelos agregados, los cuales podrían reducer eficazmente la complejidad y tiempo de simulación manteniendo una alta precisión. Esta tesis propone modelos agregados de PEVs para PFC. El modelo agregado definitivo ha sido desarrollado de manera gradual a través de los siguientes pasos. En primer lugar, se ha desarrollado un modelo agregado de PEVs para PFC en el cual son incorporadas varias características técnicas de los PEVs, tales como los modos de operación (inactivo, desconectado y cargando), y la formulación del estado de carga de los PEVs. En segundo lugar, ciertas características técnicas de las redes de distribución han sido consideradas en el modelo agregado de PEVs para PFC previamente propuesto. Para este fin, la potencia consumida por la red durante el PFC, así como la corriente máxima permitida en las líneas y transformadores han sido consideradas. En tercer lugar, se han evaluado los márgenes de estabilidad en la frecuencia de los sistemas de potencia que incluyen PEVs y se ha descrito una estrategia para diseñar un control de frecuencia-droop de PEVs para PFC. El controlador diseñado garantiza márgenes de estabilidad similares, en el peor de los casos, a aquellos de un sistema sin PEVs. Finalmente, se ha propuesto un método para evaluar el impacto económico positivo de la participación de los PEVs en el PFC. / Inom en snar framtid förväntas antalet laddbara bilar (laddbilar) öka kraftig, vilka tidvis kommer att vara anslutna till elnätet. Då laddbilar snabbt kan styra och variera sin aktiva laddningseffekt med hjälp av kraftelektroniken i omriktaren kan dessa fordon erbjuda en rad systemtjänster, såsom primär frekvensregleringen. Att utvärdera hur laddbilarna kan påverka den primära frekvensreglering är utmanande då en stor mängd laddbilar måste beaktas vilket kräver komplexa och tidskrävande simuleringar. Ett effektivt sätt att minska komplexiteten men bibehålla noggrannheten är genom att utforma och använda aggregerade modeller. Syftet med denna avhandling är att ta fram aggregerade modeller för laddbilars påverkan på primär frekvensreglering. Modellen har gradvis utvecklats genom följande steg. I första steget har en aggregerad modell av hur laddbilar kan användas för primär frekvensreglering utvecklats där olika tekniska detaljer så som laddbilars tillstånd (d.v.s. inkopplade, urkopplade eller laddas) och laddningnivån beaktats. I andra steget har en modell av distributionsnätet integrerats i den aggregerade modellen. Här tas hänsyn till effektflöden i elnätet samt begränsningar i överföringskapacitet i transformatorer och ledningar i distributionsnätet. I ett tredje steg har frekvensstabiliteten i ett elnät med laddbilar utvärderats och en strategi för hur en frekvensregulator kan designas för att tillhandahålla primär frekvensreglering med hjälp av laddbilar har utvecklats. Designen garanterar samma stabilitetsmarginal för styrsystemet både med och utan laddbilar. Dessutom föreslås en metod för att utvärdera de ekonomiska effekterna av att använda laddbilar för primär frekvensreglering. / Het aantal elektrische voertuigen (EV’s) zal zeer waarschijnlijk toenemen in de nabije toekomst en deze voertuigen zullen vermoedelijk gedurende het grootste deel van de dag aan het elektriciteitsnetwerk aangesloten zijn. EV’s zijn interessante opties om een grote verscheidenheid van diensten te leveren, zoals bijvoorbeeld primaire frequentieregeling, omdat ze snel hun actieve vermogen kunnen aanpassen met behulp van elektronische vermogensomvormers. Echter, om de invloed van EV’s en primaire frequentieregeling te kunnen evalueren, moet men complexe en tijdrovende simulaties met een groot aantal EVs uitvoeren of verzamelmodellen formuleren en ontwikkelen die de complexiteit en duur van de simulaties kunnen reduceren zonder nauwkeurigheid te verliezen. Dit onderzoek presenteert verzamelmodellen voor EV’s en primaire frequentieregeling. Het uiteindelijke verzamelmodel is geleidelijk ontwikkeld door de volgende stappen te nemen. Ten eerste is een verzamelmodel voor EV’s en primaire frequentieregeling ontwikkeld waar verscheidene technische karakteristieken van EV’s, zoals bedieningsmodi (bijv. Inactief, losgekoppeld en ladend) en de actuele laadtoestand in zijn geformuleerd en geïntegreerd. Ten tweede zijn enkele technische karakteristieken van distributienetwerken toegevoegd aan het eerdere verzamelmodel van EV’s voor primaire frequentieregeling. Hiervoor zijn de vermogensconsumptie in het network gedurende primaire frequentieregeling en de maximaal toegestane stroomsterkte van de kabels meegerekend. Ten derde zijn de marges voor de frequentiestabiliteit van elektriciteitssystemen met EV’s geëvalueerd en is een strategie voor het ontwerpen van de frequentie-droop regeling van de EV’s voor primaire frequentieregeling beschreven. De ontworpen controller garandeert soortgelijke stabiliteitsmarges in het slechtste scenario, als voor het systeem zonder EV’s. Ten slotte is er een methode voorgesteld om de positieve economische invloed van EV-participatie in primaire frequentieregeling te evaluëren. / <p>“SETS Joint Doctorate Programme</p><p>The Erasmus Mundus Joint Doctorate in Sustainable Energy Technologies and Strategies (SETS), the SETS Joint Doctorate, is an international programme run by six institutions in cooperation:</p><p>• Comillas Pontifical University, Madrid, Spain</p><p>• Delft University of Technology, Delft, the Netherlands</p><p>• Florence School of Regulation, Florence, Italy</p><p>• Johns Hopkins University, Baltimore, USA</p><p>• KTH Royal Institute of Technology, Stockholm, Sweden</p><p>• University Paris-Sud 11, Paris, France</p><p>The Doctoral Degrees provided upon completion of the programme are issued by Comillas Pontifical University, Delft University of Technology, and KTH Royal Institute of Technology.</p><p>The Degree Certificates are giving reference to the joint programme. The doctoral candidates are jointly supervised, and must pass a joint examination procedure set up by the three institutions issuing the degrees.</p><p>This Thesis is a part of the examination for the doctoral degree.</p><p>The invested degrees are official in Spain, the Netherlands and Sweden respectively.</p><p>SETS Joint Doctorate was awarded the Erasmus Mundus excellence label by the European Commission in year 2010, and the European Commission’s Education, Audiovisual and Culture Executive Agency, EACEA, has supported the funding of this programme</p><p>The EACEA is not to be held responsible for contents of the Thesis.”  QC 20170412</p>

Dagens behov för energieffektivisering ställer höga krav på industrisektorn som anses vara den största energikonsumenten. Holmen AB är verksam inom massa- och pappersindustrin som är en energiintensiv bransch där sådana stora energianvändare som pumpapplikationer spelar en nyckelroll i produktionen. Denna studie genomfördes för att hjälpa företaget att undersöka vilka energi- och kostnadsbesparingar som kan förväntas om det befintliga pumpreglersättet ändras. Syftet med arbetet var att ta fram en metod för uppskattning av pumpenergiförbrukning, som skulle producera ett underlag för en jämförelseanalys av energiförbrukningen vid olika reglersätt. Studien fokuseras mest på centrifugalpumpar, som dominerar i industriell miljö på grund av sin robusta konstruktion, höga effektivitet och relativt låga behov för underhåll. Men det tillvägagångssätt som har använts i studien kan användas för bedömning av olika typer av pumpar och reglersätt eftersom det byggs på de grundläggande fluidmekanikslagarna. Tidigt i arbetet identifierades de viktiga parametrar som mest påverkar energiförbrukning i centrifugalpumpar och som krävs i beräkningar. Olika reglersätt diskuterades utifrån den befintliga litteraturen och forskningen. Uppskattning av energiförbrukning och energikostnader utfördes för två olika reglersätt, strypreglering och frekvensreglering. I arbetets sista skede jämfördes resultaten för de två reglersätten för att avgöra om det finns en potential för energi- och kostnadsbesparingar vid byte från strypreglering till frekvensreglering. Studiens resultat visar att övergång till frekvensreglering kommer att medföra energibesparingar och som följd besparingar i årliga driftkostnader samt LCC-kostnader. Storleken på besparingarna beror på minskning i varvtalet. Frekvensregleringen är mest lönsam då det önskade flödet skiljer sig mycket från det nominella flödet i systemet, men eventuell försämring av motor- och pumpverkningsgrad måste tas i beaktande. En mer utförlig analys av energiförbrukning vid olika flöden och olika typer av medier rekommenderas att utföras med användning av praktiskt uppmätta effektförbrukningsvärden. / Today's need for energy efficiency places high demands on the industrial sector, which is considered to be the largest energy consumer. Holmen AB is a pulp and paper producer. Pulp and paper production is an energy-intensive branch where pump applications consume large amounts of energy while playing a crucial role in the production process. This study was conducted to help the company investigate what energy and cost savings can be expected if the existing pump control method is changed. The purpose of the study was to develop an approach for estimating pump energy consumption, which would produce a basis for comparative analysis of energy consumption for different control methods. The study focuses mainly on centrifugal pumps, which dominate the industrial environment due to their robust construction, high efficiency, and relatively low maintenance needs. However, this study's approach can be used to assess different types of pumps and control modes as it is based on the fundamental fluid mechanics laws. At the beginning of the study, the key parameters that affect energy consumption in centrifugal pumps were identified to be later used in calculations. Pump control methods were discussed based on the existing literature and research. Estimation of energy consumption and costs was performed for two different control methods, throttle control, and frequency control. In the last stage of the study, two control methods were compared based on the energy consumption calculation to determine whether there is a potential for energy and cost savings when switching from throttle control to frequency control. The results show that usage of frequency control would lead to energy savings and, therefore, to savings in annual operating costs and LCC costs. The amount of the savings depends on the reduction in the rotational speed of the motor. The frequency control is most advantageous when there is a significant difference between the desired flow and the nominal flow in the system. But the potential reduction of motor and pump efficiency must be taken into consideration. A more detailed analysis of energy consumption for different flows and different types of pulp is recommended, with practically measured energy consumption values.

In an electrical system there needs to be a constant balance between supply and demand ofelectricity and this is measured by the frequency in the grid. Due to the increasing awarenessof climate change, more renewable energy resources have been introduced in the Swedishelectricity system. This is, however, not solely positive since renewable energy sources areoften of intermittent character which entails more imbalances between supply and demand. Inaddition, statistics and data show that the deviation in the frequency in the Nordic system hasincreased during the latest years. Thus, in this thesis, the issues regarding the frequency havebeen addressed by examining the demand for frequency control in the Swedish electricitysystem and what balancing efforts that can be carried out on a local level to contribute to abetter balanced system. This thesis has been conducted at KTH Royal Institute of Technologywith collaboration with the commissioner Mälarenergi AB. A case study of the Swedish electricity system has been carried out to gather empiricalmaterial and this material has been analyzed using Geels theory on technical transitions, themulti-level perspective. The results indicates that it is likely the demand for frequency controlwill increase, and this is due to factors as more intermittent energy, current market design fortrading electricity, overseas transmission connections, decommissioning of nuclear powerand limited internal transmission capacity. Three other developments have been identified,which could have a large impact on the demand in the future, as an increasing use of electricvehicles, prosumers and the deployment of IoT in the energy sector. These developmentshave not been integrated to a large extent yet in the energy sector and thus have a moreuncertain impact. In terms of resources, the thesis has identified that it is likely that hydropower will continueto be the main resource for frequency regulation. Another source that could be used morefrequently than today and possibly compete with hydropower is combined heat and powerplants. Furthermore, the study has found that local actors can contribute by advertisingsmaller local resources on a market for trading regulating power called“reglerkraftmarknaden”, that balance providing companies collaborate, that the load iscontrolled in the local grids or that smaller local production facilities are operated in standalonemode during extreme situations. / För att uppnå ett välfungerande elektrisk system så måste det vara en konstant balans mellan produktion och konsumtion av el i systemet. Den här balansen mäts genom att mäta frekvensen i elnätet. Eftersom allt fler har blivit mer medvetna om de klimatförändringar vår planet står inför har det successivt införts mer och mer förnybara energikällor i det svenska elsystemet. Den här utvecklingen har inte enbart varit positivt, eftersom förnybara energikällor ofta är av intermittent karaktär, vilket har medfört att balansen mellan produktion och konsumtion av el har försämrats. Flertalet undersökningar har påvisat att det förekommer mer frekvensavvikelser i det nordiska elsystemet idag än tidigare. Denna rapport har således undersökt dessa problem genom att analysera efterfrågan på frekvensreglering i det svenska elsystemet och vilka initiativ som kan tas på lokal nivå för att förbättra balansen i elsystemet. Rapporten har genomförts på Kungliga Tekniska Högskolan i samarbete med uppdragsgivaren Mälarenergi AB. Rapporten har genomfört en fallstudie av det svenska elsystemet för att samla in empiriskt material, och detta material har i sin tur analyserats genom Geels flernivåsansats. De resultat som har framkommit i undersökningen visar på att det är troligt att efterfrågan av frekvensreglering kommer att öka. Denna ökning beror på faktorer som att mer intermittent energi integreras i elnätet, hur marknaden för att handla elektricitet är utformad, fler utländska överföringsförbindelser, nedrustning av kärnkraft och begränsad överföringskapacitet inom det nationella elnätet. Tre andra utvecklingar har identifierats som möjligen kan ha en stor påverkan på behovet av frekvensreglering. Dessa är ett ökat antal elektriska fordon, prosumenter och att energisektorn integreras av IoT och smarta objekt i större utsträckning än idag. Dessa faktorer har inte integrerats i det svenska elsystemet nämnvärt ännu och deras påverkan är därmed mer osäker. Denna studie har också kommit fram till att vattenkraft troligtvis kommer fortsätta att vara den resurs som används mest för frekvensreglering, men även att kraftvärmeverk har potential att användas mer för reglering än idag. Vidare har rapporten även identifierat att lokala aktörer kan bidra till en bättre balans i systemet genom att antingen annonsera mindre lokala resurser på reglerkraftmarknaden, öka samarbetet mellan balansansvariga företag, kontrollera lasten i lokala elnät eller att mindre lokala produktionsanläggningar drivs i ö-drift under extrema situationer.

Detta examensarbete utreder den tekniska och ekonomiska passbarheten av batterilagringssystem (BESS) inom den svenska el infrastrukturen. Syftet är att konstruera tre olika affärsfall för att representera den tekniska och den ekonomiska passbarheten av BESS inom den svenska el infrastrukturen, specifikt med uppkoppling mot distributionsnätverket på den regionala nivån, 6 kilovolt till 132 kilovolt (kV). Affärsfallen adresserar dem tekniska funktioner och kunder inom infrastrukturen som utifrån en litteraturstudie anses vara dem mest attraktiva att bygga ett affärsfall utifrån. Litteraturstudien utreder den svenska el infrastrukturens struktur samt dess existerande och uppkommande utmaningar. Studien utforskar även hela spektrumet energilagringssystem (ESS) för att rättfärdiga valet av litium-jon BESS. Litium-jon BESS är närmare undersökt, där systemets operativa parametrar samt komponenter är kartlagda. Vidare undersöks dem tekniska funktionernas tekniska krav och ekonomiska incitament i en marknadsanalys. Slutligen utforskas regler och lagar omkring BESS implementering i den svenska el infrastrukturen samt placeringen och de kostnader för att bygga en BESS anläggning. De tre affärfallen som är konstruerade i denna studie är: Kombinationen av frekvensrelaterade nätverksstödtjänster för en fristående BESS-tillgångsoperatör. Avbrottsfri strömtillförsel för ett datacenter. Skala effekttoppar och kombination av frekvensrelaterade nätverksstöddtjänster för en industri. Litium-jon BESS anses vara den mest tillämpliga tekniken på grund av dess snabba responstid, höga effekt- och energidensitet samt skalbarheten för att passa majoriteten av de tekniska funktioner som undersökts inom studien. Affärsfallens ekonomiska passbarhet utvärderas efter två ekonomiska indikatorer, nuvärdesberäkning (NPV) samt återbetalningstiden. Affärsfall nummer tvås tekniska funktion erbjuder ingen möjlighet att generera en inkomst vilket gör att den kommer bli utvärderad efter kostnad för service, där utgifterna är uppdelade utöver projektets livstid genom linjär amortering. Vidare används linjär amortering för att räkna ut kostnaden per kilo sparat CO2 utöver livstiden på projektet. Både affärsfall 1 (NPV= 231,0 MSEK, återbetalningstid= 7,8 år) samt affärsfall 3 (NPV= 17,3 MSEK, återbetalningstid= 8,8 år) visar en lönsamhet där affärsfall 2 ger en kostnad för service mellan 5,4 och 5,8 MSEK/år och där kostnaden per sparat kilo CO2 mellan 20,9 och 22,7 SEK/kg CO2. Denna studie fokuserar på de tre största distributionsnätverksoperatorerna (DNO) inom distributionsnätverket på en regional nivå: Vattenfall, Eon och Ellevio. Lönsamheten av de undersökta affärsfallen är starkt kopplade till placeringsområde inom nätverket, spänningsnivån och typ av DNO. Möjlighet att koppla upp BESS till en existerande transformatorstation på anläggningen för affärsfall två och tre minskar investeringskostnaden samt driftkostnaderna vilket vidare förbättrar dess lönsamhet. Affärsfall ett behöver gå igenom en noggrann bedömning för att försäkra sig om lönsamheten. NPV samt återbetalningstiden kan påverkas i affärsfall ett och tre på grund av den ständigt förändrande frekvensregleringsmarknaden där priserna är volatila på grund av nya marknadsinitiativ. Att konstruera ett BESS affärsfall medför att flertalet osäkerheter bör räknas in, såsom de ekonomiska incitamenten som inte visar någon garanti på att vara fortsatt lönsamt. Det höga priset på litium-jon batterier saktar ner attraktiviteten av affärsfallen och måste vidare sjunka för att främja ett lönsamt affärsfall. Andra ESS som flödesbatterier och vätgaslagringssystem visar god passbarhet att bli implementerad i den svenska el infrastrukturen men måste vidare utveckla sin tekniska och kommersiella mognadsgrad innan dem kan vara konkurrenskraftiga med litium-jon BESS.  Examensarbetet är utfört i samarbete med Omexom Infratek Sverige AB med målet att bidra till en större förståelse av BESS roll i den svenska el infrastrukturen och vidare bidra till att konstruera ett tekniskt erbjudande för Omexom Infratek Sverige AB. / This master thesis investigates the technical and economic feasibility of battery energy storage systems (BESS) in the Swedish electrical infrastructure. The aim is to construct three business cases to represent the technical and economic feasibility of BESS implementation in the Swedish electrical infrastructure in the distribution network on the regional level, 6 kilovolts to 132 kilovolts (kV). The business cases address the technical functions and customers within the infrastructure that is recognized through a literature study to build the most attractive and incentivized business cases from. The literature study investigates the Swedish electrical infrastructure’s structure and its existing and upcoming challenges. It investigates the spectrum of energy storage systems (ESS) to justify the choice of the lithium-ion (Li-ion) BESS. The Li-ion BESS is closer examined, where the systems operational parameters and components are mapped out. Furthermore, the technical functions technical requirements and economic incentives are investigated in a market analysis. Lastly, considerations regarding regulations and permits, the placement of BESS within the infrastructure and its surrounding costs is evaluated. The three business cases that are constructed within the thesis are:  Combination of frequency related grid support services for a standalone BESS asset operator. Uninterruptable power supply for a data center. Peak shaving and a combination of frequency related grid support services for an industrial plant.  The, Li-ion BESS is considered to most applicable technology due its fast response time, high power and energy density and scalability to suit the majority of technical functions investigated in the thesis. The business cases economic feasibility is evaluated after two economic indicators, the net present value (NPV) and the payback period. Business case two’s technical function offers no possible revenues and is evaluated as a cost for service where the expenses is divided throughout the project lifetime through linear amortization and the cost per saved kg CO2 is calculated over the lifetime of the BESS. Both business case 1 (NPV= 231.0 MSEK, payback period= 7.8 years) and case 3 (NPV=17.3 MSEK, payback period= 8.8 years) show profitability where business case 2 gives a cost per service between 5.4 and 5.8 MSEK/year and cost per saved kg CO2 between 20.9 and 22.7 SEK/kg CO2.  This thesis focuses on the three largest distribution network operators (DNO) in the distribution network on a regional level: Vattenfall, Eon, and Ellevio. The profitability of the business cases investigated are strongly connected to the location in the network, the voltage connection level, and the type of DNO. Being able to connect to an existing substation on site as for business cases 2 and 3 will lower the capital and operational costs and further improve the profitability. Business case 1 needs a thorough assessment of placement in the electrical infrastructure in Sweden to assure profitability. The NPV and payback period in business cases 1 and 3 could conflict with the interchanging frequency regulation market where prices are rather volatile due to new market initiatives. Therefore, looking forward, building a BESS business case to be implemented comes with lots of uncertainties as the economic incentives shows no guarantee to continuously be profitable. The high price of Li-ion batteries is slowing down the attractiveness of the business cases and need to further decrease to promote profitable business cases. Other ESS technologies as flow batteries and hydrogen storage systems show good applicability to be implemented in the Swedish electrical infrastructure but needs to develop its technical and commercial maturity until it can become competitive with Li-ion BESS.  The master thesis is performed in conjunction with Omexom Infratek Sverige AB with the aim to contribute to a broader understanding of the role of BESS in the Swedish electrical infrastructure and to help building BESS technical offers for Omexom Infratek Sverige AB.

In this thesis, we explore the potential of financing a fast charging system with energy storage by delivering ancillary services from the energy storage in an optimal way. Specifically, a system delivering frequency regulation services FCR-D Up and FCR-D Down in combination with energy arbitrage trading is considered. An optimization model is developed that could be implemented operationally and then used in a Monte-Carlo simulation to estimate the net present value of the system for four identified cases at three different energy market price scenarios. The main modeling approach is to formulate the system as a state-space model serving as the foundation for model predictive control, with the delay between decision and delivery of the frequency regulation services incorporated as a part of the system state. The optimization of the system is implemented using a dynamic programming approach with a time horizon of 48h, where the choice of admissible controls is optimized for computational efficiency. The result shows that the system could profitable under optimal operation, but it is heavily dependent on the size of the grid connection, future price levels for ancillary services, and the nature of fast-charging demand. As such, the business case and profitability should be evaluated with a specific use case in mind. The developed model showed relatively good computational efficiency for operational implementations with a run time for one iteration of the optimization problem of 15 seconds. The model could therefore be used as the foundation for future research within the specific field and for similar control problems considering delayed controls and stochastic demand. Several proposed improvements and suggested areas of future research are proposed. / I den här uppsatsen utforskar vi huruvida det är finansiellt lönsamt att leverera snabbladdning från ett energilager samtidigt som energilagret används för att leverera systemtjänster på ett optimalt sätt. Mer specifikt undersöks ett potentiellt system som levererar frekvensregleringstjänsterna FCR-D Up och FCR-D Down samt energiarbitragehandel. Vi utvecklar en optimeringsmodell som kan implementeras i ett fysiskt system och använder sedan modellen i en Monte-Carlo-simulering för att estimera nuvärdet av fyra olika systemkonfigurationer för tre olika prisscenarion. Den huvudsakliga modelleringsmetoden är att formulera systemet som en tillstånds-rum modell, som sedan används som grund för modellprediktiv styrning, där fördröjningen mellan beslut och leverans av frekvensregleringstjänster inkluderas som en del av systemets tillstånd. Optimeringen av systemet implementeras med en dynamisk programmeringsmetodik med en tidsram på 48 timmar, där valet av tillåtna kontroller optimeras för beräkningseffektivitet. Resultatet visar att systemet kan vara lönsamt under optimal drift, men det är starkt beroende av storleken på nätanslutningen, framtida prisnivåer för systemtjänster och typen av snabbladdningsbehovet. Därför bör lönsamheten utvärderas för varje specifikt fall. Den utvecklade modellen visade relativt god beräkningseffektivitet för praktiskt implementation med en körtid för en enskilt iteration på 15 sekunder. Modellen kan därför användas som grund för framtida forskning inom området och för liknande problem inom optimal styrteori som involverar fördröjda kontroller och stokastisk efterfrågan. Flera föreslagna förbättringar och områden för framtida forskning föreslås.

Controlling the balance of production and consumption of electricity will become increasingly challenging as the transport sector gradually converts to electric vehicles along with a growing share of wind power in the Swedish electric power system. This puts greater demand on resources that maintain the balance to ensure stable grid operation. The balancing act is called frequency regulation which historically has been performed almost entirely by hydropower. As the power production becomes more intermittent with renewable energy sources, frequency regulation will need to be performed in higher volumes on the demand side by having a more flexible consumption. In this report, the electrification of 17 buses Svealandstrafiken bus depot in Västerås has been studied. The aim has been to assess different charging strategies to efficiently utilize the available time and power but also to investigate if Svealandstrafiken can participate in frequency regulation. A smart charging model was created that demonstrated how smart charging can be implemented to optimize the charging in four different cases. The simulated cases were: charging with load balancing, reduced charging power, frequency regulation, and electrifying more buses. The results show that the power capacity limit will be exceeded if the buses are being charged directly as they arrive at the depot and without scheduling the charging session. By implementing smart charging, Svealandstrafiken can fully charge the 17 buses within the power capacity limit of the depot with 82 minutes to spare. By utilizing this 82-minute margin in the four different charging strategies, it was found that Svealandstrafiken can save 88 200SEK per year by load balancing, save 30 000 SEK per year by reducing the charging power by 10 %, earn 111 900 SEK per year by frequency regulation or electrify five more buses. Reducing the charging power may also increase the lifetime of the batteries but quantifying this needs further studies. Conclusively, there is economic potential for Svealandstrafiken for implementing smart charging.