[ca] Aquesta tesi consisteix en el desenvolupament d'un model per optimitzar l'operació d'un sistema elèctric de potència que integra tecnologies d'energies renovables, generadors de combustible i sistemes d'emmagatzematge d'energia. Desenvolupa un problema de flux de potència òptim no lineal, de programació mixta-entera i de diversos períodes, que determina com operar els generadors fotovoltaics, els generadors de combustible i l'estat de càrrega de les bateries cada hora per tal de minimitzar els costos de distribució. Totes aquestes variables s'adhereixen a restriccions que imposen les limitacions físiques del sistema. El problema formula la xarxa de distribució mitjançant el Branch Flow Model per a xarxes radials amb dues relaxacions. Eliminar els angles de tensió i corrent i introduir una relaxació de con de segon ordre perquè el problema sigui convex. A més, com que no es garanteix que la solució del flux de potència sigui factible per al problema no relaxat, es desenvolupa un algoritme per trobar la solució òptima que mantingui la relaxació. La implementació d'aquest model es farà mitjançant el programari GAMS, MATLAB i EXCEL i serà el més genèric possible per adaptar-se fàcilment a qualsevol sistema de distribució de mitja tensió. En aquest projecte, es desenvolupen tres casos pràctics diferents: un escenari base amb generació fotovoltaica i sense sistemes d'emmagatzematge d'energia, un escenari amb un alt nivell de penetració fotovoltaica i un tercer escenari que afegeix bateries al segon cas. Tots els models presenten una part tècnica i econòmica i l'objectiu d'optimització és minimitzar els costos operatius diaris

[en] This thesis consists in the development of a model to optimize the operation of a hybrid power system that integrates renewable energy technologies, energy storage systems and fuel generators. It develops a mixed-integer, non-linear, multi-period optimal power flow problem that determines how to operate the photovoltaic generators, the fuel generators, and the batteries state of charge on an hourly basis in pursuance of minimizing distribution costs. All of these variables adhering to constraints that impose the physical limitations of the system. The problem formulates the distribution network using the Branch Flow Model for radial networks with two relaxations. It eliminates the voltage and current angles and introduces a second-order cone relaxation to convex the problem. Furthermore, because the solution of the relaxed power flow is not guaranteed to be feasible to the non-relaxed problem, an algorithm is developed to find the optimal solution that holds the relaxation. The implementation of this model will be made using the GAMS, MATLAB and EXCEL software and will be as generic as possible to be easily adapted to any medium voltage distribution system. In this project, three different case studies are developed: a base scenario with photovoltaic generation and without energy storage systems, a scenario with a high level of photovoltaic penetration, and a third scenario adding batteries on the second case. All the models present a technical and economical part, and the optimization objective is to minimize the daily operating costs