Vattenkraftverk och dammar utgör vandringshinder både vid upp- och nedströmsvandring för flertalet fiskarter. En åtgärd för att minska vandringshindrens negativa påverkan på migrerande arter är att anlägga fiskpassager som underlättar upp- och nedströmspassage. Galleravledare med flyktöppning är en åtgärd som syftar till att hindra nedströmsvandrande smolt från att simma in i vattenkraftverksturbiner och riskera förhöjd dödlighet. Syftet med studien var att undersöka funktionen av en galleravledare med tillhörande flyktväg till en naturfåra vid Strömsbro kraftverk i Testeboån. Med hjälp akustisk telemetri undersöktes laxsmoltens vägval vid galleravledaren, dess överlevnad vid passage via naturfåran respektive genom kraftverkets turbiner samt skillnaden i tidsåtgång mellan dessa passagealternativ. Totalt märktes 60 smolt med sändare i mitten av maj 2022. Tio mottagare placerades ut på drygt 5 km av Testeboåns nedersta del. Hög dödlighet (45%) från utsläppsplatsen till kraftverket resulterade i att endast 30 individer inkluderades i studien. Resultatet visade, likt tidigare undersökningar vid Strömsbro kraftverk, att majoriteten (2/3) av smolten simmar genom kraftverket.Ingen dödlighet observerades för smolt som passerade via naturfåran medan dödligheten var 25% för smolten som passerade genom kraftverket. Av de smolt som nådde fram till Strömsbro kraftverk tog sig 64% till Testeboåns mynning, vilket motsvarade totalt 35% av den märkta smolten. Tidsåtgången var betydligt högre i naturfåran jämfört med kraftverket, vilket visar på fördröjning för smolt som passerar Strömsbro kraftverk via naturfåran. Resultaten antyder en dålig funktion av galleravledaren vid Strömsbro kraftverk med förhöjd dödlighet som följd. En orsak kan vara utformningen av galleravledaren. Vidare undersökning av möjligheterna för en förbättrad funktion av galleravledaren vid Strömsbro kraftverk bör vidtas. / Hydropower plants and weirs serve as barriers for both up- and downstream migration for multiple species. To minimize the negative impacts of barriers on migrating fish species, fish passages are constructed to allow for upstream and downstream passage. Angled bar racks together with a bypass are a solution that are meant to lead fish away from the power plants intake. The aim of this study was to investigate the efficiency of an angled bar rack with bypass leading to the old riverbed at Strömsbro hydropower plant in Testeboån River, Sweden. Acoustic telemetry was used to investigate Atlantic salmon smolts passage efficiency at the angle bar rack and subsequent path choice. It was also used to evaluate mortality for both the old riverbed and the passage through the power plant, as well as the difference in time between the two passages. 60 smolts were marked with acoustic transmitters in May 2022 and ten acoustic receivers were placed over the lower 5 km in Testeboån River to evaluate their migration. High mortality (45%) from the release site to the power plant resulted in only 30 individuals being used for the evaluation. The result showed, like former studies at Strömsbro, that the majority (2/3) of the smolt passed through the angled rack and through the power plants intake. There was no mortality for the old riverbed and 25% for the passage through the power plant. Overall, the success of downstream migration past Strömsbro power plant was 35% of marked smolts and 64% of the individuals reaching Strömsbro power plant. Smolt passage took longer through the old riverbed in comparison to the passage through the power plant, which shows some delay for smolts passing Strömsbro power plant through the old riverbed. The result implies low efficiency of the angled bar rack at Strömsbro power plant, leading to increased mortality. The design of the angled rack might be one reason for this. Further investigation about the possibilities to increase the efficiency of the angled rack at Strömsbro power plant should be considered.

Distributed energy sources are becoming more and more important in the German electricitynetwork. One solution to manage this growing number of distributed assets liesin the Virtual Power Plant concept. A Virtual Power Plant aggregates decentralizedgenerators and loads to behave like a large power plant. Based on new technologies, ituses advanced communication technologies to provide different services (generation ofenergy, steering of power systems, balancing services ...). This thesis proposes a mixedintegerstochastic model of a Virtual Power Plant. The participation to different productsis being studied: selling power on day-ahead basis on the spot market, providingflexibility to the secondary and tertiary reserve market. The particularity of this modelis to consider the revenue generated by the stochastic activation of the reserve market.An operational tool named AlocaBid is implemented in Python, based on the developedmathematical model. The performance of the model is being evaluated using four studycases, representing typical market situations. The results demonstrate the advantage ofthe proposed model over state-of-the-art method for bids’ allocation. / Distribuerade energik¨allor blir allt viktigare i det tyska eln¨atverket. En l¨osning f¨or atthantera det v¨axande antalet distribuerade tillg°angar ¨ar Virtual Power Plant-konceptet.Ett virtuellt kraftverk styr decentraliserade generatorer och laster f¨or att efterlikna ettnormalt kraftverk. Baserat p°a ny teknik anv¨ander det avancerad kommunikationsteknikf¨or att tillhandah°alla olika tj¨anster (generering av energi, styrning av kraftsystem, balanseringstj¨anster ...). Denna avhandling f¨oresl°ar en stokastisk blanda heltalsmodell avett virtuellt kraftverk. Deltagandet i olika produkter studeras: F¨ors¨aljning av maktp°a daglig basis p°a spotmarknaden, vilket ger flexibilitet till den sekund¨ara och terti¨arareservmarknaden. Det speciella med denna modell ¨ar att den tar h¨ansyn till de int¨aktersom genereras av den stokastiska aktiveringen av reservmarknaden. Ett operationsverktygmed namnet AlocaBid implementeras i Python, baserat p°a den utvecklade matematiskamodellen. Modellens prestanda utv¨arderas med fyra studiefall, som representerartypiska marknadssituationer. Resultaten visar f¨ordelen med den f¨oreslagna modelleframf¨or den senaste tekniken f¨or budgivningens f¨ordelning.

This master thesis explores the application of Pumped-Storage Hydroelectricity (PSH) within an electricity market characterised by a substantial share of renewable and intermittent electricity production. The purpose of PSH is to enhance the alignment of supply with demand by storing energy at electricity surplus and releasing it during shortage. The Juktan Power Station, once the largest pumped hydro storage facility in Sweden with a storage capacity of about 25 GWh and maximum generation of 335 MW, serves as a case study. An in-depth analysis of the properties of the Swedish electricity market and its influencing factors is conducted. Wind speed data is successfully used to increase accuracy of price prediction. Furthermore, a model is developed to calculate potential profitability employing various operation methods. In conclusion, large-scale PSH provide significant benefit to the stability of the electricity system with a clear increase in value after 2020. However, concerns about grid tariff design, electricity market development and energy storage incentives means that investments are not obviously profitable. / Detta examensarbete utforskar tillämpningen av pumpkraftverk på en modern elmarknad med betydande andel förnyelsebar och intermittent electricitetsproduktion. Syftet med pumpkraft är att förbättra anpassningen av tillgång och efterfrågan genom att lagra energi vid elöverskott och frigöra den vid underskott. Juktan Kraftstation, tidigare Sveriges största pumpkraftverk med en lagringskapacitet på ca 25 GWh och maximal generatoreffekt på 335 MW, används som fallstudie. En analys av den svenska elmarknaden och dess påverkande faktorer genomförs. Vindhastighetsdata används framgångsrikt för att förbättra träffsäkerheten för elprisförutsägelser. Vidare utvecklas en modell för att beräkna potentiell lönsamhet med olika driftmetoder. Sammanfattningsvis visas att storskalig pumpkraft ger betydande fördelar för elsystemet med tydlig förstärkning efter 2020. Däremot identifieras potentiella problem såsom elnätsavgiften, svårigheten att långsiktigt förutspå elmarknadens utveckling samt incitament för energilagring, vilka sammantaget gör att pumpkraftinvesteringar inte är självklart lönsamma.

The thesis project outlined in this report aims to comprehensively assess and optimize methods for long-term power production estimation of hybrid PV-wind energy systems. Through practical case studies, this approach seeks to exemplify the challenges and opportunities inherent in such systems. The research is conducted within the Wind Technical Team of Akuo Energy, an independent French renewable energy producer, leveraging their extensive expertise in technologies, industry practices, and data processing. The primary objective is to evaluate the relevance of two key parameters used in Akuo’s internal estimation methods, focusing on their impact on long-term production and revenues within the context of hybrid PV-wind energy systems. These parameters include unavailability losses, modeled on an hourly basis using Markovian transition matrices, and interannual variability of resources, statistically modeled by randomly shuffling yearly production profiles of individual wind and solar plants. Python will be employed to generate hybrid production time series, incorporating the models for unavailability losses and interannual variability. This approach facilitates the creation of multiple scenarios for sensitivity analysis, allowing for the variation of parameters to compare the productivity and profitability of different scenarios. The study sheds light on the importance of employing realistic models to account for unavailability losses, revealing that simpler models tend to overestimate revenues from hybrid power plants systematically. Moreover, the research shows the impact of interannual variability of resources on both production and revenues, emphasizing the necessity of generating multiple scenarios to anticipate best and worst-case outcomes. Ultimately, the results of this study aim to assist the company on the necessity and relevance of using such models for calculating long-term production and revenues in future hybrid PV-wind projects, as opposed to current simpler methods. / Det avhandlingsprojekt som beskrivs i denna rapport syftar till att heltäckande utvärdera och optimera metoder för långsiktig kraftproduktionsestimering av hybrid PV-vindenergisystem. Genom praktiska fallstudier söker detta tillvägagångssätt att exemplifiera de utmaningar och möjligheter som är inneboende i sådana system. Forskningen utförs inom vindtekniska teamet på Akuo Energy, en oberoende fransk producent av förnybar energi, där man dra nytta av deras omfattande expertis inom teknik, branschpraxis och datahantering. Det primära målet är att utvärdera relevansen av två viktiga parametrar som används i Akuos interna estimeringsmetoder och fokuserar på deras påverkan på långsiktig produktion och intäkter inom ramen för hybrid PV-vindenergisystem. Dessa parametrar inkluderar otillgänglighetsförluster, modellerade på timbasis med hjälp av Markovska övergångsmatriser, och årlig variabilitet av resurser, statistiskt modellerade genom att slumpmässigt ordna årliga produktionsprofiler för enskilda vind- och solanläggningar. Python kommer att användas för att generera hybridproduktionsserier och inkludera modeller för otillgänglighetsförluster och årlig variabilitet. Detta tillvägagångssätt möjliggör skapandet av flera scenarier för känslighetsanalys, vilket gör det möjligt att variera parametrar för att jämföra produktiviteten och lönsamheten för olika scenarier. Studien belyser vikten av att använda realistiska modeller för att ta hänsyn till otillgänglighetsförluster och visar att enklare modeller tenderar att systematiskt överskatta intäkter från hybridkraftverk. Dessutom visar forskningen påverkan av årlig variabilitet av resurser på både produktion och intäkter och betonar nödvändigheten av att generera flera scenarier för att förutse bästa och sämsta fall. Slutligen syftar resultaten av denna studie till att bistå företaget när det gäller nödvändigheten och relevansen av att använda sådana modeller för att beräkna långsiktig produktion och intäkter i framtida hybrid PV-vindprojekt, jämfört med nuvarande enklare metoder.

With increasing intermittency from renewable energy production, such as solar and wind power, the need for increased flexibility is quickly arising. The Åland Islands have an ambitious energy transition agenda with the goal of having a 100 % renewable energy system. Since there is no possibility of hydropower acting as regulatory power on Åland, reaching the goal is a challenging task. Increasing flexibility can be achieved by either implementing energy storage in the system or by matching the demand with the production.   The purpose of this study was to estimate and evaluate the technical potential of demand response (DR) on Åland, both in 2019 and for a scenario in 2030 when domestic production of wind and solar have increased. Six areas of interest were identified; electric heating, refrigeration processes, lighting, ventilation and air conditioning, electric vehicles and industries. Electricity import from Sweden to Åland was examined since high import coincides with either low domestic renewable production or high consumption. Import is therefore a good indicator for when flexibility is most required.  The results show that the technical potential of DR on Åland can lower the maximum electricity import from Sweden by 18 % in 2019. 4.3 % of the total import can be moved to times when there is less stress on the grid. Electric heating is the biggest contributor, and can by itself lower the import with three fourths of the total reduction. The domestic renewable production for 2019 is too low for DR to have an effect on the self-sufficiency. In 2030, the self-sufficiency and utilization of domestic renewable production could be increased with 4.2-9.9 % and 5.4-12 % respectively when using DR, depending on if vehicle-to-grid is implemented on a large scale or not. The cost of implementing DR is still uncertain, and varies between different resources. Nonetheless, DR in electric heating is presumably a less expensive alternative in comparison to batteries, while providing a similar service.

The high penetration of renewable energies (RE) in power systems is increasing the volatile production on the generation side and the presence of distributed energy resources (DER) over the territory. On the other hand, Virtual Power Plants (VPPs) are an aggregation of DER managed as a single entity to promote flexibility services to power systems. Therefore, VPPs are a valid approach to cope with the arising challenges in the power system related to RE penetration. This report defines the concept of a utility-scale VPP, as a tool to stabilize the grid and increase the flexibility capacity in power systems. For this purpose, the report places special emphasis in the use cases that can be developed with a utility-scale VPP. Nevertheless, implementing a utility-scale VPP is a complex procedure, as VPP solutions are highly customizable depending on the scope and the conditions of each project. For this reason, this report analyses the main factors that must be taken into account when implementing a VPP solution. The report concludes that the two most critical factors that define the viability of a VPP project are, first, the energy market design and regulatory framework and second, the technical requirements. These two must always align with the scope of the project and the use cases intended to be developed. Further, other minor factors, including a cost estimate for a VPP solution, are also considered in the report. / Den höga penetrationen av förnybara energier i kraftsystem ökar den flyktiga produktionen på produktionssidan och närvaron av distribuerade energiresurser över territoriet. Å andra sidan är virtuella kraftverk en sammanställning av distribuerade energiresurser som hanteras som en enda enhet för att främja flexibilitetstjänster till kraftsystem. Därför är virtuella kraftverk: er en giltig strategi för att hantera de uppkomna utmaningarna i kraftsystemet relaterat till förnybara energier genomslag. I denna rapport definieras konceptet med en virtuella kraftverk verktygsskala som ett verktyg för att stabilisera nätet och öka flexibilitetskapaciteten i kraftsystem. För detta ändamål lägger rapporten särskild tonvikt på användningsfall som kan utvecklas med en virtuella kraftverk-nytta. Trots det är implementering av en virtuella kraftverknyckelskala en komplex procedur, eftersom virtuella kraftverk-lösningar är mycket anpassningsbara beroende på omfattning och villkor för varje projekt. Av denna anledning analyserar denna rapport de viktigaste faktorerna som måste beaktas vid implementering av en VPP-lösning. Rapporten drar slutsatsen att de två mest kritiska faktorerna som definierar ett virtuella kraftverk projekts livskraft är, dels energimarknadens utformning och regelverk och för det andra de tekniska kraven. Dessa två måste alltid anpassa sig till projektets omfattning och användningsfall som är avsedda att utvecklas. Vidare beaktas även andra mindre faktorer, inklusive en kostnadsuppskattning för en virtuella kraftverk lösning, i rapporten.

The current model for electricity generation is based on power plants connected to the transmission network. This provides electricity to the distribution network and after that to the consumers. To ensure the security of the electrical network and prevent a blackout, the performance of every electricity generation unit connected to the network is quantified in grid codes. In the case of the French transmission system, the requirements regarding the performance are written in a document produced by the French Transmission System Operator (TSO). Various events with various configurations of connection to the network have to be simulated and the corresponding performance has to be evaluated. The aim of these simulations is to determine the stability of the generators and key elements, including the response time on the active power after events such as a short circuit.Taking into account the amount of generators connected to the transmission network, the need for optimization appears and is the purpose of this Master Thesis. To perform those simulations in an efficient way on all the generators owned by the main French electricity producer, EDF, this Master Thesis contributes with a tool called AuDySim coded with the softwares MATLAB and EUROSTAG. The implemented tool allows the user to configure an electricity generation unit before realizing all the simulations specified by the TSO and produces a report containing the results by means of curves and data. The simulations and the production of the report are achieved automatically to create a gain of time and resources.In order to validate the performance of the tool, two case studies are performed on different types of power plants. The two case studies analyzed present a hydraulic and a nuclear power plant. In the results the performance of each type of power plant is assessed focusing on the rotor angle stability of the machine and key elements, such as the voltage and the active power. These results lead to the conclusion that AuDySim fulfills its mission, by achieving automatically an analysis of the performance of an electrical generation unit and producing it in a report. / Den nuvarande elproduktionsmodellen baseras på kraftverk som är direktkopplade till stamnätet. Stamnätet i sin tur matar distributionsnätet som därefter levererar el till slutkonsumenterna. För att säkerställa stamnätets integritet samt säkerhet och undvika strömavbrott kvantifieras prestandan hos varje generator som är ansluten till det med hjälp av nätkoder. När det gäller det franska stamnätet skrivs prestandakraven i ett dokument som utfärdas av den franska transmissionssystemoperatören (TSO). Olika händelser med olika anslutningskonfigurationer måste simuleras där dess prestanda ska utvärderats. Syftet med dessa simuleringar är att identifiera stabiliteten vid varje elproduktionsenhet med bl. a. dess reaktionstid för den aktiva effekten efter kortslutningar.Med tanke på antalet generatorer som är anslutna till stamnätet framträder ett behov för överföringsoptimering vilket är syftet med detta examensarbete. För att utföra dessa simuleringar på ett effektivt sätt på alla generatorer som ägs av den ledande franska elproducenten, EDF, bidrar denna avhandling med ett verktyg som heter AuDySim kodat i mjukvarorna MATLAB och EUROSTAG. Verktyget gör det möjligt för användaren att konfigurera en elproduktionsenhet innan man utför alla simuleringar som specificeras av TSO:n och samtidigt producerar en rapport som innehåller grafisk- och data resultat. Både simuleringar och rapporten produceras automatiskt för att optimera en bearbetningstid och resursanvändning.För att validera verktygets prestanda utförs två fallstudier på olika typer av kraftverk. De två fallstudierna fokuserar på ett hydraulisk- respektive ett kärnkraftverk. I resultaten utvärderas prestanda för varje typ av kraftverk, med fokus på maskinens rotorvinkelstabilitet och andra viktiga faktorer, såsom spänning och aktiv effekt. Resultat leder till slutsatsen att AuDySim uppfyller sitt uppdrag genom att automatiskt analysera prestanda hos en elektrisk generationsenhet och presentera analysen i en rapport.

The heat development that occurs due to the hydration of cement is important to consider during casting of massive concrete structures. By using computer programs that are based on finite element methods (FEM), simulations can be performed on the heat- and strength development. In this project, a FE program called ConTeSt has been used in order to predict the temperature- and strain development in a massive concrete wall. If the potential risks in a concrete structure are evaluated before casting, economical savings, including a better casting plan could be obtained. The structure under investigation was a concrete wall behind one of the spillways in the hydro power dam of Storfinnforsen. Due to a re-construction of the wall, an opportunity occurred to develop a measurement plan of the casting and perform simulations on the wall. A sensitivity analysis was performed in order to investigate the effects on the temperature- and strain development, by varying the cement content, ambient temperature, wind speed and degree of restraint in translation. The results showed, that a higher cement content increased the rate of hydration and hence the temperature in the concrete. Higher wind speeds contributed to more cooling of the concrete which, in some cases, resulted in cracking due to contraction of the material. Cracking due to contraction also occurred when the ambient temperature was decreased. The ambient temperature did not have a significant impact on the rate of hydration, but instead the impact was larger from the initial temperature of the fresh concrete. A higher initial temperature of the fresh concrete increased the rate of hydration, which increased the temperature in the material. The degree of restraint could only be varied in translation in ConTeSt and hence the effect on the strain development was not that significant. A crack risk analysis was performed where the developed tensile stresses were compared with the tensile strength of the concrete. The same factors were varied as in the sensitivity analysis. The results showed that the tensile strength was exceeded for most of the cases and thus that the crack risk was high. The required equipment, in order to perform the measurements on site, consisted of 7 strain gauges of the module KM-100B from TML Tokyo Sokki Kenkyujo, 2 data loggers of the module Spider-8 from HBM, at least a 25 m ø9 mm 5-core shielded cable and a computer with the software Catman Easy. / Värmeutvecklingen som uppstår på grund av hydratationen av cement är viktig att beakta vid gjutning av massiva betongkonstruktioner. Detta brukar göras genom simuleringar av värmeutvecklingen och hållfasthetstillväxten med hjälp av olika finita element (FE) program. I detta projekt har programmet ConTeSt använts för att på förhand kunna förutse temperatur - och töjningsutvecklingen i en massiv betongvägg. I och med detta kan bl.a. gjutningen planeras bättre samtidigt som ekonomiska besparingar kan åstadkommas om eventuella risker kan kartläggas innan gjutningen påbörjas. En ledmur bakom ett av utskoven i Storfinnforsens kraftverk undersöktes närmare i samband med en ombyggnad. Möjligheten uppstod att planera en mätning av gjutningen av ledmuren samt att utföra simuleringar av väggen i ConTeSt. En känslighetsanalys utfördes för att undersöka effekterna på temperatur- och töjningsutvecklingen genom att variera cementhalten, omgivningstemperaturen, vindhastigheten och graden av tvång i förskjutningen i längdriktningen av väggen. Resultaten visade att högre cementhalter ökade graden av hydratation vilket ökade temperaturen i betongen. Högre vindhastigheter bidrog till snabbare kylning av betongen vilket i vissa fall lett till sprickor på grund av kontraktion av materialet. Sprickor till följd av kontraktion uppstod även då omgivningstemperaturen sänktes. Omgivningstemperaturen hade ingen större påverkan på hydratationen, utan istället var det temperaturen av den färska betongmassan som visade större påverkan. Högre temperatur av den färska betongmassan ökade graden av hydratation vilket ökade temperaturen i betongen. Graden av tvång kunde i ConTeSt endast varieras i förskjutningen i längdriktningen av väggen vilket inte hade någon större effekt på töjningsutvecklingen. En sprickrisk analys utfördes där den utvecklade dragspänningen jämfördes med draghållfastheten. Analysen utfördes genom att variera samma faktorer som varierades i känslighetsanalysen. Resultaten visade att draghållfastheten överskreds i de flesta fall och att därmed sprickrisken var hög. För att genomföra mätningen blev slutsatsen att det behövs 7 st töjningsgivare av modell KM-100B från TML Tokyo Sokki Kenkyujo, 2 st data logger av typ Spider8 från HBM samt minst en 25 m ø9 mm skärmad 5-kärnkabel, inklusive en dator med programvaran Catman Easy.

Hydropower in Sweden is a powerful and efficient source of energy due to its flexibility, usually used to balance the Swedish power system. With the transition of power system into more intermittent power sources, the role of hydro-power as producers will become more important. Thus the optimal scheduling of hydropower units, with other assets, holds an important place in electric power systems, which is significantly investigated as a research issue. This thesis presents an optimization model that aims at maximizing the income of that producer. The model is implemented on a virtual power plant trading in both day-ahead and mFRR balancing markets in the SE2 bidding zone in Sweden. The virtual power plant comprises hydo-power plants located on the Swedish river Skellefteälven, a wind power unit, and a storage unit. This system participates in electricity market as a single entity in order to optimize the use of energy resources. As feature, uncertainty in electricity market price, wind power production and in active-time duration in the mFRR energy market are modeled in order to formulate a so-called stochastic adaptive robust optimization model. The latter is solved using a column-and-constraint generation algorithm, solved by GAMS and Matlab. A bid curve analysis is performed showing the optimal strategy in case of low/high price scenario and the level of conservativeness. After that, a revenue assessment is carried out which in turn leads to an investigation of the interaction between the three assets and the impact of the storage facility in the revenue. Results demonstrate the advantage of the battery in increasing profit in some cases and its flexibility in the use of storing energy and selling it to the markets at suitable times, e.g., it saves energy from the wind in hours of comparatively low prices, while it sells it in hours of comparatively high prices. Finally, an assessment on variation of imbalance costs is held with and without battery, comparing how such virtual power plants reduce the imbalance costs. / Vattenkraften i Sverige är en kraftfull och effektiv energikälla tack vare sin flexibilitet, används vanligtvis för att balansera det svenska kraftsystemet. I och med att kraftsystemet övergår till mer intermittenta energikällor kommer vattenkraftens roll som producent att bli viktigare. Den optimala schemaläggningen av vattenkraftsenheter har därför tillsammans med andra tillgångar en viktig plats i elkraftsystemen, vilket är en viktig forskningsfråga. I denna avhandling presenteras en optimeringsmodell som syftar till att maximera inkomsten för den producenten. Modellen implementeras på ett virtuellt kraftverk som handlar på både day-ahead- och mFRR-balanseringsmarknader i budzonen SE2 i Sverige. Det virtuella kraftverket består av vattenkraftverk belägna vid den svenska Skellefteälven, en vindkraftsenhet och en lagringsenhet. Systemet deltar på elmarknaden som en enda enhet för att optimera användningen av energiresurser. Som en funktion kan osäkerheten i elmarknadspriset, vindkraftsproduktionen och den aktiva tiden i kraftverket användas. mFRR-marknaden modelleras för att formulera en så kallad stokastisk adaptiv robust optimeringsmodell. Den sistnämnda löses med hjälp av en kolumn-och-bindningsgenerering algoritm, som löses med GAMS och Matlab. En analys av budkurvan utförs och visar att optimala strategin vid scenarier med lågt/hög pris och nivån av försiktighet. Efter därefter görs en intäktsbedömning som i sin tur leder till en undersökning av interaktionen mellan de tre tillgångarna och lagringsanläggningens inverkan på intäkterna.Resultaten visar att batteriet i vissa fall är en fördel när det gäller att öka vinsten och att dess flexibilitet när det gäller att lagra energi och sälja den på marknaden vid lämpliga tidpunkter, Det sparar t.ex. energi från vinden under timmar med jämförelsevis låga priser, medan det säljer den. när priserna är jämförelsevis höga. Slutligen görs en bedömning av variationen i obalansen. med och utan batteri, där man jämför hur sådana virtuella kraftverk minskar kostnaderna för obalans.

HETA utbildningar i Härnösand har ett ångkraftverk för undervisningssyfte som kyls ner med vatten från en underjordisk bassäng på cirka 329 m³. Syftet med detta examensarbete har varit att undersöka hur bassängen med spillvärmen från kraftverket kan användas som ett säsongslager i kombination med en befintlig 7,8 kW värmepump för att värma upp maskinhallen i deras laboratoriebyggnad. Ett kalkylark skapades i Microsoft Excel för att kunna genomföra beräkningarna. Då mätdata saknades skapades ett simulerat scenario baserat på temperaturstatistik och körschema för kraftverket från år 2017. Transmissionsförluster beräknades för bassängen och maskinhallen. För bassängen användes mestadels observationsdata och kännedom hos personalen, medan maskinhallens isolering i huvudsak fick uppskattas efter byggår. Resultatet blev att värmepumpen med aktuellt körschema kunde täcka cirka 45 % av maskinhallens årliga uppvärmningsbehov. Av de 276 GJ som tillfördes genom kylning av ångkraftverket under ett år beräknades endast 2,7 % kunna utnyttjas till uppvärmning av maskinhallen, på grund av för lite isolering i bassängen. De största begränsningarna för högre täckning och större nyttjande av spillvärmen bedömdes vara placeringen i tid av kraftverkets körningar, och värmepumpens effekt. Om körningarna skulle förläggas i huvudsak till november–april och värmepumpen ersättas med en på 10 kW, skulle 74 % av värmebehovet kunna täckas och över 18 % av spillvärmen utnyttjas. Andra saker som förbättrad isolering i bassängen och större vattenvolym bedömdes också kunna förbättra bassängens kapacitet som energilager. / HETA Education in Härnösand has a steam power plant for educational purposes which is cooled with water from a 329 m³ underground basin. The purpose of this thesis has been to examine how the basin with the waste heat can be used as seasonal thermal energy storage with an existing 7.8 kW heat pump in order to heat the machine room of their lab building. A spreadsheet was created in Microsoft Excel in order to carry out the calculations. As no measurement data was available, a simulated scenario was created based on temperature statistics and the operating schedule for the power plant from the year 2017. Transmission losses were calculated for the basin and the machine room. For the basin, mostly observational data and knowledge among the staff were used, while the insulation for the machine room mainly had to be estimated based on the construction year. The result was that the heat pump, with the current operating schedule, could cover around 45% of the yearly heating demand of the machine room. Of the 276 GJ that were added through cooling of the power plant during a year, according to calculations, only 2,7% could be used for heating the machine hall, due to lacking insulation in the basin. The greatest limitations for achieving a higher heating coverage and a greater usage of the waste heat were assessed to be the placement in time of the power plant runs, and the effect of the heat pump. If the runs would be placed mainly in November–April, and the heat pump replaced with a 10 kW one, around 74% of the heating demand could be covered and 18 % of the waste heat used. Other things, such as increased insulation in the basin and larger water volume were also assessed to be able to increase the capacity of the basin as heat storage.