This thesis is part of a joint thermochemical heat storage (TCS) research project named Neutrons for Heat Storage (NHS), involving three Nordic research institutes. The project isfunded by Nordforsk and KTH Royal Institute of Technology for the project partner KTH. KTH´s objective in the NHS project is to design, build and operate a bench-scale TCS system using strontium chloride (SrCl2) and ammonia (NH3) as a solid-gas reaction system for low temperature heat storage (40-100 ℃). Here, absorption of NH3 into SrCl2⋅NH3 (monoammine) to form SrCl2⋅8NH3 (octaammine) is used for heat release, and desorption (of NH3 from SrCl2⋅8NH3 to form SrCl2⋅NH3) for heat storage. This thesis initially aimed to conduct commissioning, operation and experimental data acquisition, and performance evaluation of the bench-scale TCS system. However, due to various delays in equipment delivery and shortcomings discovered during the project timeline, its objectives were then redefined to partially commission the system with NH3 and carry out the first absorption cycle in one of the reactors. This thesis project was partly a joint project, where Hjörtur Brynjarsson performed various tasks in the overarching NHS project as part of his thesis project, alongside the work described in this report. Brynjarsson’s work involved reviewing and adapting the design of this bench-scale TCS system. For further details about the shortcomings discovered and corresponding design adaptations, readers are referred to Brynjarsson’s report. In this thesis project, to understand the design of the TCS system, background research on the current project and the SrCl2-NH3 reaction pair was conducted. This includes comprehending the evolution of the project carried out by the previous students and project researchers to the current thesis project. Following this, the maximum theoretical volume of composites in the reactor-heat exchanger (R-HEX) was determined. This was found to be 5262 cm3, and the corresponding SrCl2 in the R-HEX is 1631 g for an average salt density in the composite of 0.31g/cm3. Thereupon, a literature review was conducted on the performance evaluation of Thermal energy storage (TES) systems. The final report of International Energy Agency (IEA) Annex 30 (on Applications of TES in the Energy Transition: Benchmarks and Developments) presents numerous Key Performance Indicators (KPIs) relevant to TES systems and are classified into technical, economic, and lifetime performance indicators. These KPIs are used as the basis for the current thesis work and are compared to examples from other metalhalide-NH3 TCS systems. Finally, for the current thesis project, it was decided to focus the KPIs on technical performance indicators, such as energy storage capacity [kJ] and reaction advancement [-]. As one of the main tasks within the project, the data acquisition system (for measuring temperature, pressure, and mass flow rate parameters), as well as the system components and many final connections, were commissioned herein. A data acquisition manual is thus provided for future use. It considers all the data measuring instruments and their respective locations in the system and the data logger. Also, explanations are provided for the calibration of these instruments. As the next main task, a thermal homogeneity test of the reactors (to compare the heat transfer similarity of reactors before the first reaction) was performed, to investigate the underlying assumption that the reactors were identical was valid. After conducting the test, it was found that reactor A had slightly better heat transfer than reactor B. However, this inhomogeneity is not significant enough to affect the system’s overall performance. As the final main task, partial commissioning of the system (i.e., for the first absorption reaction in reactor B) with N2 (as a mock-test to troubleshoot the procedure forNH3) and then with NH3 were carried out. During the partial commissioning of the system using NH3, the NH3 was added in short pressure pulses (between 5-8 bar(a)) with idling between each pulse due to some practical reasons. In addition to this, the absorption reaction was carried out under less than ideal (still not unfavourable) absorption conditions by deliberately setting the heat transfer fluid (HTF) at high temperatures (e.g., at 105, 90, and 65 °C) to avoid a drastic pressure drop in the reactor between each NH3 pulse. At the end of the NH3 commissioning (possible completion of absorption), it was found that 1541 g of NH3 passed through the mass flow meter. The most likely scenario is that 1521 g of NH3 reacted with the SrCl2 salt in the reactor (the rest, 20 g, is in the dead space, comprised of, e.g., the voids in composite, voids in the R-HEX, and the volume in the gas lines). The heat released from the absorption reaction, in this case, is 3774 kJ (or 1.05 kWh), considering all eight ammines. The heat released from the absorption reaction of SrCl2∙NH3 (monoammine) to SrCl2∙8NH3 (octaammine) is 3224 kJ (or 0.89 kWh). The discharge power calculation is excluded here due to the special approach used in this first absorption, with long idling steps, making that irrelevant. In addition, the sustainability aspects of this TCS technology (SrCl2-NH3) used in this project were analyzed. Based on the analysis, it was found that this technology is environmentally friendly, economically feasible, and can aid in social development. Hence, this technology is considered sustainable, and the designed TCS system has an overall positive impact on sustainable development. To conclude, within this project, the designed TCS system was successfully operated for the first absorption in one reactor and is found to meet the design storage capacity (0.89 kWh). As this TCS system was mainly operated for data acquisition, and since the first absorption was performed at less-than ideal conditions, better absorption conditions are recommended for the subsequent cycles, accommodating better temperature and pressure conditions for both absorption and desorption reactions. Finally, evaluation of the system's technical performance at different reaction conditions (pressure, temperature) and optimizing the system for energy and economics are some of the key follow-up tasks for future work that will benefit the system. / Detta exjobbsprojekt är en del av ett forskningsprojekt Neutrons for Heat Storage (NHS), som handlar om termokemisk energilagring (TCS) och genomfördes med hjälp av tre nordiska forskningsinstitut. Projektet finansieras av Nordforsk och KTH Kungliga Tekniska Högskolan för KTH. I NHS-projektet, KTH:s mål är att utforma, bygga och driva ett TCS-system i bänkskala med ett fast-gasreaktionssystem som använder reaktionsparet strontiumklorid (SrCl2) och ammoniak (NH3), för värmelagring vid låg temperatur (t.ex. 40-100 ℃). Här används specifikt absorption av NH3 i SrCl2⋅NH3 (monoammin) till SrCl2⋅8NH3 (oktaammin) för värmeavgivning och desorption av NH3 från SrCl2⋅8NH3 till SrCl2⋅NH3 för värmelagring. Detta projekt syftade inledningsvis till att genomföra driftsättning, drift och insamling av experimentella data samt utvärdering av prestanda för TCS-systemet i bänkskala. På grund av olika förseningar i leveransen av flertal utrustningar och brister som upptäcktes under projektets gång, omdefinierades målen till att ta en partiell driftsättning av systemet med NH3 och genomföra den första absorptionscykeln i en av reaktorerna. Detta exjobbsprojekt var delvis ett gemensamt projekt, där Hjörtur Brynjarsson utförde olika uppgifter i det övergripande NHS-projektet som en del av sitt exjobbsprojekt, parallelt med arbetet som beskrivs i denna rapport. Brynjarsson’s arbete bestod i att granska och anpassa utformningen av denna bänkskala i TCS-system. För ytterligare detaljer om de brister som upptäcktes och motsvarande anpassningar av utformningen hänvisas läsarna till Brynjarsson’s rapport. I detta exjobbsprojekt, för att förstå TCS-systemets utformning, genomfördes bakgrundsforskning om det aktuella NHS projektet och reaktionsparet SrCl2-NH3. Detta innefattar att förstå utvecklingen av NHS projektet från tidigare projekt utförda av studenter och projektforskare för att sammanställa detta exjobbsprojekt. Därefter fastställdes i detta projekt den maximala teoretiska volymen kompositer i reaktor-värmeväxlare enheten (RHEX). Den visade sig vara 5262 cm3 och att motsvarande SrCl2 i R-HEX är 1631 g för en genomsnittlig salttäthet i kompositen på 0,31 g/cm3. Därefter gjordes en litteraturstudie om utvärdering av prestanda för system för termisk energilagring (TES). Slutrapporten om bilaga 30 från International Energy Agency (IEA) (om tillämpningar av TES i energiomställningen: Benchmarks och Utvecklingar) presenterar ett flertal nyckelindikatorer (KPI:er) för prestandaanalys som är relevanta för TES-system och som är klassificerade i tekniska, ekonomiska och livslängdsindikatorer. Dessa KPI:er används som grund för den aktuella exjobben och jämförs med exempel från andra metallhalogenid-NH3- TCS-system. För detta exjobbprojektet beslutades slutligen att fokusera KPI:erna på tekniska prestandaindikatorer, t.ex. energilagringskapacitet [kJ] och reaktionsframsteg [-]. Som en av huvuduppgifterna inom detta projekt togs datainsamlingssystemet (för mätning av temperatur, tryck och massflödesparametrar) samt systemkomponenterna och många slutliga anslutningar i drift här. En användarmanual för datainsamling tillhandahålls därför för framtida användning. Den gäller alla instrument för datamätning och deras respektive placering i systemet samt dataloggern. Dessutom ges här förklaringar till kalibreringen av dessa instrument. Som nästa huvuduppgift utfördes ett test av reaktorernas termiska homogenitet (för att jämföra reaktorernas likhet i värmeöverföring före den första reaktionen), för att undersöka om det underliggande antagandet att reaktorerna var identiska var giltigt. Efter att ha utfört testet konstaterades det att reaktor A hade en något bättre värmeöverföring än reaktor B. Denna inhomogenitet är dock inte tillräckligt betydande för att påverka systemets totala prestanda. Som sista huvuduppgift genomfördes en partielldriftsättning av systemet (dvs. för den första absorptionsreaktionen i reaktor B) med N2 (som ett simuleringstest för att felsöka förfarandet för NH3) och sedan med NH3. Under den partiella idrifttagningen av systemet med NH3 tillsattes NH3 i korta tryckpulser (mellan 5-8 bar(a)) med tomgång mellan varje puls av praktiska skäl. Dessutom utfördes absorptionsreaktionen under mindre än ideala (men ändå inte ogynnsamma) absorptionsförhållanden genom att värmeöverföringsvätskan medvetet ställdes in på höga temperaturer (t.ex. 105, 90 och 65 °C) för att undvika en drastisk tryckminskning i reaktorn mellan varje NH3-puls. I slutet av NH3-installationen (eventuellt avslutad absorption) konstaterades att 1541 g NH3 passerade genom massflödesmätaren. Det mest sannolika scenariot är att 1521 g NH3 reagerade med SrCl2-saltet i reaktorn (resten dvs., 20 g, finns i det döda utrymmet, som t.ex.består av hålrummen i kompositen, hålrummen i R-HEX och volymen i gasledningarna). Den värme som frigörs från absorptionsreaktionen är i detta fall 3774 kJ (eller 1,05 kWh), om man beaktar alla åtta aminer. Den värme som frigörs från absorptionsreaktionen av SrCl2∙NH3 (monoammin) till SrCl2∙8NH3 (oktaammin) är 3224 kJ (eller 0,89 kWh). Beräkningen av utmatningseffekten är utesluten här på grund av det speciella tillvägagångssätt som används vid denna första absorption, med långa tomgångssteg, vilket gör att den är irrelevant. Dessutom analyserades hållbarhetsaspekterna av denna TCS-teknik (SrCl2-NH3) som användes i detta projekt. På grundval av analysen konstaterades det att denna teknik är miljövänlig, ekonomiskt genomförbar och kan bidra till social utveckling. Tekniken anses därför vara hållbar och det konstruerade TCS-systemet har en övergripande positiv inverkan på hållbar utveckling. Sammanfattningsvis kan man konstatera att det konstruerade TCS-systemet inom ramen för detta projekt används på ett framgångsrikt sätt för den första absorptionen i en reaktor och att det uppfyller den avsedda lagringskapaciteten (0,89 kWh). Eftersom detta TCS-system huvudsakligen användes för datainsamling och eftersom den första absorptionen utfördes under mindre än ideala förhållanden, rekommenderas bättre absorptionsförhållanden för de efterföljande cyklerna, med bättre temperatur- och tryckförhållanden för både absorptions och desorptionsreaktioner. Slutligen är utvärdering av systemets tekniska prestanda vid olika reaktionsförhållanden (tryck, temperatur) och optimering av systemet med avseende på energi och ekonomi några av de viktigaste uppföljningsuppgifterna för framtida arbete som kommer att gynna systemet.

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.