With the increasing demand for renewable energy sources, new systems are being developed to sustain future infrastructure, accommodating these new energy sources. One of the proposed solutions is to incorporate distributed energy resources to different households in order to provide local energy demands effectively. To enable large-scale integration of flexible energy resources, it is crucial to reduce end-user energy and power costs, which can be done by designing an optimization model objected to minimize the total electricity bill. In the scope of this Master thesis, the interest lies in investigating a control strategy to operate batteries, heat pumps, and other assets by producing the optimal setpoints using the designed optimization algorithm that takes, amongst others, market and weather data as well as customer behavior into account. The applied method for producing these setpoints is sensitivity analysis in linear programming, and heat pump scheduling has been investigated for performance evaluation of this technique. The results show that applying this method produces the optimal setpoints over the non-controllable electricity load range by utilizing a low number of optimizations, i.e. high computation-efficiency, and high accuracy. Consequently, the controller by having the given setpoints as the input can easily adjust the heat pump output power based on the real-time non-controllable electricity load without creating any peaks and extra costs for the customers. / Med en ökad efterfrågan på förnybara energikällor utvecklas nya system för att upprätthålla framtida infrastruktur vilket kommer säkra dessa nya energikällor. En av de föreslagna lösningarna är att integrera distribuerade energiresurser till olika hushåll för att effektivt kunna tillgodose lokala energikrav. För att möjliggöra en storskalig integrering av flexibla energiresurser det avgörande är att man kan minska slutkundens energi och effektkostnader. Detta kan nås genom att utforma en optimeringsmodell av problemet som tar hänsyn till olika resourses begränsningar osv. för att minska elkosnaden hos slutkunden. Syftet med detta examensarbete är att undersöka en kontrollstrategi för att använda batterier, värmepumpar och andra tillgångar på ett optimalt sätt, genom att producera de optimala börvärdena med hjälp av den utformade optimeringsalgoritmen som tar hänsyn till bland annat marknads och väderdata samt kund beteende. För att producera dessa börvärden användes methoden känslighetsanalys som är en del inom linjär programmering och fokus har varit styrningen av värmepumpar. Resultaten visar att tillämpningen av denna metod leder till att de optimala börvärdena över det icke-kontrollerbara elektriska lasten erhålles, med ett lågt antal optimeringar, dvs att metoden har hög beräknings-effektivitet samt noggrannhet. Följaktligen kan regulatorn med de givna börvärdena som ingång enkelt justera värmepumpens utgångseffekt baserat på realtids icke-kontrollerbar elektriska lasten, utan att skapa några toppar och extra kostnader för kunderna.

Hydropower is one of the oldest renewable energy (RE) sources and constitutes a major share in the Swedish electricity mix. Though hydropower is renewable, there exist some issues pertaining to the local aquatic conditions. With more environmental laws being implemented, regulating the use and management of water is jeopardizing the flexibility of hydropower plants. The decided national plan for new environmental conditions in Sweden is expected to start being implemented in 2025 and more restrictions are expected. Analysing a battery energy storage system's capabilities plants may improve flexibility in hydropower plant operation. This thesis is focused on the short-term regulation in lower Oreälven river where the hydropower plants Skattungbyn, Unnån and Hansjö are located. The combined hydropower plant and battery system is simulated being employed in the day-ahead market and a techno-economic optimization of the combined system is performed. The combined system's operation is modelled using Mixed Integer Linear Programming. The future electricity market analysis is modelled using Machine Learning techniques. Three different electricity market scenarios were developed based on different Swedish nuclear energy targets for 2040 to capture the future. The first scenario developed complies with the Swedish energy target of 100 % renewable production in 2040. The second scenario has still two nuclear power plants in operation by 2040 and the third scenario has the same nuclear capacity as of 2020. It is observed from the results that with the current battery costs (~3,6 Million SEK/MWh), the implementation of a battery system for the short term regulation of the combined battery/hydropower system is not profitable and the cost of battery needs to be less than 0,5 Million SEK/MWh to make it profitable. The thesis also discusses the possibility of utilizing batteries’ second life and the techno-economic analysis of their performance. / Vattenkraft är en av de allra äldsta förnybara energikällorna och utgör idag en väsentlig del av Sveriges energimix. Trots att vattenkraft är förnybar, har den lett till vissa utmaningar i den lokala vattenmiljön. Som en följd av att fler miljölagar har implementerats för att reglera nyttjandet av vattendrag och sjöar, minskar flexibiliteten i vattenkraftproduktionen. Den av den svenska regeringen i juni 2020 beslutade nationella planen för miljöanpassning av vattenkraften i Sverige, förväntas börja genomföras med start 2025 och tros då resultera i fler flexibilitetsbegränsningar. Genom att analysera driften av batteriers energilagringssystem kombinerade med vattenkraftverk, bedöms flexibiliteten i sådana kombinerade system kunna ökas. Denna studie fokuserar på den kortsiktiga regleringen av nedre Oreälven med vattenkraftverken Skattungbyn, Unnån och Hansjö. En kombination av vattenkraftverken med batterisystem simuleras mot spot-marknaden och en teknisk-ekonomisk optimering av det kombinerade systemet utförs. Driften av det kombinerade systemet modelleras med linjärprogrammering och den framtida analysen av elmarknaden modelleras med maskininlärningstekniker. Tre olika scenarier för elmarknaden utvecklades baserade på målen för den svenska kärnkraften år 2040. Det första scenariot som utvecklades är i linje med det svenska energimålet om 100 % förnybar produktion till 2040. Det andra scenariot utvecklades med två kärnkraftverk fortfarande i drift 2040 och det tredje scenariot med samma kärnkraftskapacitet som 2020. Från resultaten kan särskilt noteras att med nuvarande batterikostnader (~3,6 miljoner SEK/MWh) kommer införandet av batterier för att kortsiktigt reglera vattenkraftverken inte att vara lönsamt om inte batterikostnaden reduceras till som högst 0,5 miljoner SEK/MWh. Denna studie diskuterar även möjligheterna att använda andrahandsbatterier samt en teknisk-ekonomisk analys för dess prestanda.

To reduce the emissions from the transport sector, the electric vehicle (EV) is a promising alternative to the internal combustion engine vehicle (ICEV). An important aspect of implementing new transport systems in terms of EVs is the charging strategy, as many energy sources with different limitations can be utilized. Although various studies have investigated charging strategies for electric cars, there is a lack of optimized charging strategies for electric boats with specific considerations for these cases. In Colombia, the river transport sector plays an important role in areas with lack of access to other transport alternatives. This study presents an optimization of the charging strategy for an electric boat that is planned to traffic the Magdalena River in the region of Magangué, Colombia. The objective of the optimization model is to minimize the electricity bill while maintaining a desired transport service. The study considers solar photovoltaics (PV), the electric grid and battery storage for charging, and compares different battery sizes in a scenario analysis. Furthermore, the impact of the instability of the grid is included in terms of a sensitivity analysis of grid blackouts, together with varying battery investment costs. The results show that PV is a recommended investment as it lowers the charging cost and gives positive results in terms of economic feasibility. To further increase the economic feasibility, lower the charging costs and improve the reliability of the system, it is suggested to invest in energy storage. The techno-economic feasibility of storage is heavily affected by battery investment costs and number of grid blackouts affecting the boat charging. If the investment cost is low and the number of blackouts is high, a large storage is a suggested solution. / För att minska utsläppen från transportsektorn är elfordon (EV) ett lovande alternativ till förbränningsmotorfordon (ICEV). En viktig aspekt vid implementering av nya transportsystem för EV:s är val av laddningsstrategi, eftersom många energikällor med olika begränsningar kan användas. Även om flertalet studier har undersökt laddningsstrategier för elbilar, saknas optimerade laddningsstrategier för elbåtar och som beaktar de specifika förhållandena för dessa fall. I Colombia spelar flodtransportsektorn en viktig roll i områden med brist på tillgång till andra transportalternativ. Denna studie presenterar en optimering av laddningsstrategin för en elbåt som är planerad att trafikera floden Magdalena i regionen Magangué, Colombia. Syftet med optimeringsmodellen är att minimera elräkningen samtidigt som en önskad transporttjänst bibehålls. Studien omfattar solceller (PV), elnätet och batterilagring för laddning, och jämför olika batteristorlekar i en scenarioanalys. Vidare inkluderas effekterna av elnätets instabilitet genom en känslighetsanalys av strömavbrott, tillsammans med varierande kostnader för batteriinvesteringar. Resultaten visar att PV är en rekommenderad investering eftersom den sänker laddningskostnaden och ger positiva resultat när det gäller ekonomisk lönsamhet. För att ytterligare öka den ekonomiska lönsamheten, sänka laddningskostnaderna och förbättra systemets tillförlitlighet föreslås det att investera i energilagring. Den teknisk-ekonomiska genomförbarheten för lagring påverkas starkt av kostnader för batteriinvesteringar och antalet strömavbrott som påverkar båtladdningen. Om investeringskostnaden är låg och antalet strömavbrott är högt är energilagring med stor kapacitet en föreslagen lösning.

Combined cycle gas turbine power plants (CCGT), as part of the electricity generation fleet, are required to improve their flexibility to help balance the power system under new scenarios with high shares of variable renewable sources. Among the different possibilities to enhance the power plant performance, an inlet air conditioning unit offers the benefit of power augmentation and “minimum environmental load” reduction by controlling the gas turbine intake temperature using cold thermal energy storage and a heat pump. In this thesis, an evaluation of the conditioning unit impact over a power-oriented CCGT under a day-ahead optimized operation strategy is presented. To establish the hourly dispatch of the power plant and the right operation mode of the inlet condition unit bringing the desired benefits, a mixed-integer linear optimization was formulated aiming to maximize the operational profit of the plant within a 24 hours horizon. To assess the impact of the proposed unit operating under this control strategy, annual simulations of a reference power plant were developed with and without the unit, allowing to a comparison of their performance by means of technical and economic indicators. Furthermore, a case study changing equipment sizes was performed in order to identify trends of the power plant performance related to such parameters; and lastly, a sensitivity analysis on market conditions to test the control strategy response was included. The results indicate that the inlet conditioning unit together with the dispatch optimization increase the power plant operational profit trough the gain of power variation over peak and off-peak periods. For the specific case study in northern Italy, it is shown that a power plant integrated with the conditioning unit is more profitable in terms of net present value based on the undertaken investment figures. Related to the technical performance, it also shows that the unit reduces by 1,34% the minimal environmental load when part-load operations are required and that it can increase the net power output by 0.17% annually. All in all, this study presents the benefits of a dispatch optimization strategy when couple to a novel solution to increase CCGT flexibility. / Elproducerande kombikraftverk (CCGT) förväntas förbättra sin flexibilitet för att kunna bidra till stabilisering av elnätet i framtida scenarier med ökande andel variabla, förnybara energikällor. Av de diverse metoder som finns att tillgå för att förbättra ett kraftverks prestanda, erbjuder en inluftsbehandlingsenhet både fördelar med kraftförbättring samt minskning av “minimun environmental load”; genom att med hjälp av kall termisk energilagring och en värmepump kontrollera gasens inluftstemperatur till gasturbinen. I den här uppsatsen undersöks hur en sådan inluftsbehandlingsenhet påverkar prestandan hos en kraftproduktionsfokuserad CCGT när en optimerad driftsstrategi introduceras. För att bestämma kraftverkets elproduktion vid varje timme och det korrekta driftläget för luftbehandlingsenheten (för att uppnå tidigare nämnda eftersökta fördelar) formulerades ett linjärt optimeringsproblem med syfte att maximera kraftverkets driftsförtjänst under ett 24-timmars tidsspann. För att bedöma den föreslagna inluftsbehandlingsenhetens inverkan under den optimerade driftsstrategin genomfördes simuleringar av ett referenskraftverk med och utan nämnda enhet, varpå en jämförelse med avseende på teknisk prestanda och ekonomi genomfördes. Vidare genomfördes en fallstudie där storlek på diverse utrustning varierades för att kunna identifiera trender i kraftverksprestanda baserat på dessa parametrar; slutligen genomfördes en känslighetsanalys rörande hur luftbehandlingsenheten och kontrollstrategin reagerar vid olika marknader.. Resultaten indikerar att en inluftsbehandlingsenhet tillsammans med en optimerad driftsstrategi ökar kraftverkets driftsvinning genom en ökad variation i kraftuttag över peak och off-peak timmar. För fallstudien i norra Italien fanns att ett kraftverk med integrerad luftbehandlingsenhet är mer lönsamt sett till nuvärdesanalys. Gällande teknisk prestanda visade resultaten att enheten minskar den minsta miljöbelastningen med 1,34 % när delbelastningsdrift fordras, och att det kan öka nettokraftuttag med 0,17% årligen. Sammanfattningsvis presenterar denna studie fördelarna med ett driftsoptimerat kraftverk kopplat till en ny lösning för att öka flexibilitet hos CCGT:er.

Concentrated solar power (CSP) is a fast-growing technology for electricity production. With mirrors (heliostats) irradiation of the sun is concentrated onto a receiver run through by a heat transfer fluid (HTF). The fluid by that reaches high temperatures and is used to drive a steam turbine for electricity production. A CSP power plant is most often coupled with an energy storage unit, where the HTF is stored before it is dispatched and used to generate electricity. Electricity is most often sold at an open market with a fluctuating spot-prices. It is therefore of high importance to generate and sell the electricity at the highest paid hours, increasingly important also since the governmental support mechanisms aimed to support renewable energy production is faded out since the technology is starting to be seen as mature enough to compete by itself on the market. A solar power plant thus has an operational protocol determining when energy is dispatched, and electricity is sold. These protocols are often pre-defined which means an optimal production is not achieved since irradiation and electricity selling price vary. In this master thesis, an optimization algorithm for electricity sales is designed (in MATLAB). The optimization algorithm is designed by for a given timeframe solve an optimization problem where the objective is maximized revenue from electricity sales from the solar power plant. The function takes into consideration hourly varying electricity spot price, hourly varying solar field efficiency, energy flows in the solar power plant, start-up costs (from on to off) plus conditions for the logic governing the operational modes. Two regular pre-defined protocols were designed to be able to compare performance in a solar power plant with the optimized dispatch protocol. These three operational protocols were evaluated in three different markets; one with fluctuating spot price, one regulated market of three fixed price levels and one in spot market but with zero-prices during sunny hours. It was found that the optimized dispatch protocol gave both bigger electricity production and revenue in all markets, but with biggest differences in the spot markets. To evaluate in what type of powerplant the optimizer performs best, a parametric analysis was made where size of storage and power block, the time-horizon of optimizer and the cost of start-up were varied. For size of storage and power block it was found that revenue increased with increased size, but only up to the level where the optimizer can dispatch at optimal hours. After that there is no increase in revenue. Increased time horizon gives increased revenue since it then has more information. With a 24-hour time horizon, morning price-peaks will be missed for example. To change start-up costs makes the power plant less flexible and with fewer cycles, without affect income much. / Koncentrerad solkraft (CSP) är en snabbt växande teknologi för elektricitets-produktion. Med speglar (heliostater) koncentreras solstrålar på en mottagare som genomflödas av en värmetransporteringsvätska. Denna uppnår därmed höga temperaturer vilket används för att driva en ångturbin för att generera el. Ett CSP kraftverk är oftast kopplat till en energilagringstank, där värmelagringsvätskan lagras innan den används för att generera el. El säljs i de flesta fall på en öppen elmarknad, där spotpriset fluktuerar. Det är därför av stor vikt att generera elen och sälja den vid de timmar med högst elpris, vilket också är av ökande betydelse då supportmekanismerna för att finansiellt stödja förnybar energiproduktion används i allt mindre grad för denna teknologi då den börjar anses mogen att konkurrera utan. Ett solkraftverk har således ett driftsprotokoll som bestämmer när el ska genereras. Dessa protokoll är oftast förutbestämda, vilket innebär att en optimal produktion inte fås då exempelvis elspotpriset och solinstrålningen varierar. I detta examensarbete har en optimeringsalgoritm för elförsäljning designats (i MATLAB). Optimeringsscriptet är designat genom att för en given tidsperiod lösa ett optimeringsproblem där objektivet är maximerad vinst från såld elektricitet från solkraftverket. Funktionen tar hänsyn till timvist varierande elpris, timvist varierande solfältseffektivitet, energiflöden i solkraftverket, kostnader för uppstart (on till off) samt villkor för att logiskt styra de olika driftlägena. För att jämföra prestanda hos ett solkraftverk med det optimerade driftsprotokollet skapades även två traditionella förutbestämda driftprotokoll. Dessa tre driftsstrategier utvärderades i tre olika marknader, en med ett varierande el-spotpris, en i en reglerad elmarknad med tre prisnivåer och en i en marknad med spotpris men noll-pris under de soliga timmarna. Det fanns att det optimerade driftsprotokollet gav både större elproduktion och högre vinst i alla marknader, men störst skillnad fanns i de öppna spotprismarknaderna. För att undersöka i vilket slags kraftverk som protokollet levererar mest förbättring i gjordes en parametrisk analys där storlek på lagringstank och generator varierades, samt optimerarens tidshorisont och kostnad för uppstart. För lagringstank och generator fanns att vinst ökar med ökande storlek upp tills den storlek optimeraren har möjlighet att fördela produktion på dyrast timmar. Ökande storlek efter det ger inte ökad vinst. Ökande tidshorisont ger ökande vinst eftersom optimeraren då har mer information. Att ändra uppstartkostnaden gör att solkraftverket uppträder mindre flexibelt och har färre cykler, dock utan så stor påverkan på inkomst.