The purpose of this master thesis is to implement and validate a Power System Stabilizer (PSS) to a generator at Trängslet hydropower station in Dalarna, Sweden. Problems with local rotor oscillations can occur at the hydropower station when power is transferred on a new power line (130 kV) from Northern to Southern part of Dalarna. To ensure good operation properties on this power line Fortum Generation AB and Fortum Distribution AB wants to activate a PSS on a generator. There have been investigations in which situations and what equipment that contributes to rotor oscillations. When this is known the PSS is tuned to damp these oscillations by choosing a good set of parameters. The most important parameters for good performance are to choose amount of gain and phase compensation. The chosen set of parameters are verified with a test in the power station to ensure that the task is completed. Test results shows that the magnitude of the first swing in rotor oscillation is almost the double than what PSS/E shows, but good correlation five seconds after initialization of the disturbance. The inherent dampening performance of the generator is much better in reality than in simulation. The chosen set of parameters contributes to rotor oscillation dampening in a magnitude approximately equal to simulation results in PSS/E, why the conclusion has been made that the implementation of the PSS is successful. There has also been made simulations with different power outputs and amount of generators synchronized whose results shows that damping is greatly increased with the chosen PSS.

As the share of weather-dependent renewable electricity production increases, the demand for power system flexibility grows. In the Swedish power system, gas turbines have historically been utilised for back-up power generation. However, these gas turbines traditionally use fossil fuels, which limits their applications given Sweden’s target of net zero emissions of greenhouse gases. With recent technological advancements, fossil-free fuels, such as hydrogen and eMethanol have emerged as promising green alternatives, expanding the potential benefits of gas turbines in a power system. Possible applications include local bottleneck relief, providing grid inertia, voltage regulation, black start capability, and island operation capability. Market-based benefits include generating revenue by participating in both ancillary service markets and electricity markets. The benefits of a fossil-free gas turbine can be particularly valuable for distribution grids in need of strengthening, and where feed-in from the overlying grid is nearing maximum capacity. Therefore, gas turbine manufacturer Siemens Energy, and distribution network owner Mälarenergi, are interested in assessing the benefits that a fossil-free gas turbine can provide to the distribution network in Västerås, Sweden. Grid resilience benefits were evaluated through a literature study, while the market-based revenue potential were estimated using a quantitative bidding model. Included markets are the day-ahead electricity market and the ancillary service markets FCR-D, aFRR and mFRR. The model simulates the markets in 2022-2023 and uses forecasts based on historical data to determine the optimal bidding strategy. The study found that there is a large revenue potential with current fuel and market prices. The most promising configuration is a combination of eMethanol and hydrogen, with a profit potential of 72.6 MSEK/year, or a net present value of 463.2 MSEK. Operating on only hydrogen is also identified as a promising pathway. HVO100 and biomethane are, with current prices, less attractive alternatives. The results are highly sensitive to changes in costs, emphasising the importance of a diverse portfolio of fuels and potential markets for profitability. However, grid resilience benefits provide an incentive to invest in a fossil-free gas turbine, regardless of market-based revenue potential. As a suggested course of action, HVO100 or biomethane can be utilised during a transition period while the technology and infrastructure for hydrogen and eMethanol are being developed. Lastly, other technologies may offer certain services at a competitive cost, but the strength of the gas turbine lies in its extensive range of capabilities. / I samband med att andelen väderberoende förnybar elproduktion ökar, ökar även behovet av flexibilitet i elnätet. I det Svenska elsystemet har gasturbiner länge använts för att bidra med reservkraft. Dessa gasturbiner drivs vanligtvis med fossila bränslen, och således begränsas deras användningsområde av Sveriges ambitioner om nettonollutsläpp av växthusgaser. Närtida teknologiska framsteg har dock öppnat upp för möjligheten att, i allt större utsträckning, använda fossilfria bränslen i gasturbiner. Bland annat har e-Metanol och vätgas identifierats som två lovande alternativ, och med dessa bränslen får gasturbinen ett mycket bredare användningsområde. Möjliga nyttor inkluderar eliminering av lokala flaskhalsar i nätet, tillförsel av rotationsenergi, spänningsreglering, samt tillhandahållande av förmåga till dödnätsstart och ödrift. Därtill finns det en marknadsmässig nytta i att delta på stödtjänst- och elmarknaderna. Tjänsterna som en fossilfri gasturbin kan bidra med är troligtvis av särskilt intresse för distributionsnätsägare vars nät är i behov av förstärkning och där inmatningen från det överliggande nätet allt oftare närmar sig maxgränsen. Således vill gasturbintillverkaren Siemens Energy, tillsammans med distributionsnätsägaren Mälarenergi, utreda vilka nyttor som en fossilfri gasturbin kan bidra med i den svenska staden Västerås distributionsnät. Nyttor kopplade till elnätets motståndskraft utvärderades kvalitativt genom en literaturstudie, medan den marknadsmässiga intäktspotentialen utvärderades med hjälp av en kvantitativ budgivningsmodell. De marknader som inkluderas i studien är spotmarknaden (dagen-före-marknaden) samt stödtjänstmarknaderna FCR-D, aFRR och mFRR. Modellen simulerar marknaderna under perioden 2022-2023, och använder prognoser för att identifiera en optimal budgivningsstrategi, som avgör hur gasturbinen deltar på marknaderna. Studien kom fram till att det finns goda marknadsmässiga intäktsmöjligheter med dagens marknadspriser och bränslepriser. Den mest lovande bränslekonfigurationen är en kombination av e-Metanol och vätgas, med en uppskattad vinstpotential på 72.6 MSEK/år, motsvarande ett nettonuvärde på 463.2 MSEK. Drift på enbart vätgas identifierades också som ett lovande alternativ. Bränslena HVO100 och biometan är med dagens priser mindre lovande alternativ, dock enbart med avseende på den marknadsmässiga potentialen. Resultaten är mycket känsliga för kostnadsförändringar, varför vikten av gasturbinens bränsleflexibilitet och förmåga att delta på ett stort antal marknader bör understrykas. Nyttor kopplade till elnätets motståndskraft skapar dock incitament för en investering oberoende av den marknadsmässiga intäktspotentialen. Ett rekommenderat tillvägagångssätt vid en investering är att använda HVO100 eller biometan som bränsle under en övergångsperiod, i väntan på att teknologin och infrastrukturen för e-Metanol och vätgas utvecklas. I studien konstaterades det att andra teknologier kan erbjuda vissa tjänster till ett konkurrenskraftigt pris. Detta leder till slutsatsen att den fossilfria gasturbinens främsta styrka är en dess stora mångsidighet, snarare än dess enskilda förmågor.