Design and operation optimisation of highly integrated CSP-PV hybrid power plants

The decarbonisation of the energy sector and the rapid deployment of power plants based on intermittent renewable energy sources is posing an increasing energy security problem and stress on the transmission grids. In this context, the matter of dispatchability of RES-powered plants and the role of storage are gaining unprecedented relevance. CSP-PV hybrid plants can be part of the solution for countries in the "sunbelt", thanks to the exploitation of synergies which lead to promising lower costs and higher dispatchability. The core objective of this thesis work is to propose a model aimed at optimising the design and operation of highly integrated CSP-PV power production plants, providing a flexible tool able to handle different construction and functioning choices according to different contexts. The high integration level, which has been demonstrated to further improve the plant techno-economic performances, is achieved in this work not only thanks to a fully-integrated Energy Management System (EMS), but also via the introduction of a Battery Energy Storage System (BESS) and electric heaters in the Thermal Energy Storage (TES), physically linking the CSP and PV systems. The modelling developed can be divided in two sections: the preliminary design of the PV and solar fields based on non-linear models and the MILP-based plant optimiser. Different design solutions have been taken into account, such as on-site or delocalised PV field, linear or tower-based solar fields, other than the introduction of a recirculated configuration for linear solar fields. Also, different dispatchability levels and target production profiles can be set in the plant optimiser. The preliminary design assessment has identified Molten Salts Linear Fresnel (MSLF) as the best solar field solution for the Italian context. Moreover, dedicated models have been used to investigate the performances of the recirculated MSLF design and the effects of loop length variation.
The main findings revealed that there is no "silver bullet" hybrid plant solution, but rather a front of best solutions based on context requirements. Indeed, even though the hybrid solutions offer lower LCOE and Loss of Power Supply Probability (LPSP) compared to non-hybrid CSP plants, and lower LCOE compared to PV-BESS, anyway there is always a trade-off between LCOE and LPSP. With a view to introduce a RES-based power production plant with a good dispatchability level, two final optimisations have been run considering the latest available Italian incentive scheme and 30% maximum LPSP, returning for a location in Sicily with a constant optimised demand 153.9 GWh/y fed into the grid, a LCOE of 216.3 €/MWh and a Levelised Profit Of Electricity (LPOE) of 119.7 €/MWh, while with a national demand-shaped target: 139.4 GWh/y, a LCOE of 230.2 €/MWh and a LPOE of 105.8 €/MWh.

La decarbonizzazione del settore dell’energia e la rapida diffusione di impianti basati su fonti rinnovabili intermittenti portano sempre più l’attenzione sul tema della sicurezza dell’energia e sul crescente stress a cui sono sottoposte le reti di trasmissione. In questo contesto il tema della dispacciabilità degli impianti a fonte rinnovabile e dello stoccaggio dell’energia acquisicono una rilevanza senza precedenti. Gli impianti ibridi PV-CSP possono essere parte della soluzione al problema nei paesi della "sunbelt", grazie all’efficace sfruttamento di sinergie che portano a risultati promettenti in termini di costi e dispacciabilità. L’obiettivo principale di questa tesi è proporre un modello atto a ottimizzare il design e il funzionamento di impianti PV-CSP ad alto livello di integrazione, costruendo uno strumento flessibile e in grado di adattarsi a diverse scelte costruttive e operative in contesti differenti. L’alto livello di integrazione, che si è dimostrato migliorare le performance tecnico-economiche dell’impianto, è qui ottenuto non solo mediante un sistema di gestione dell’energia "fully-integrated", ma anche tramite l’introduzione di un accumulo a batterie e di resistori riscaldanti nel TES (accumulo termico), creando così un vero e proprio collegamento tra i sistemi CSP e PV. I modelli sviluppati possono essere divisi in due gruppi, riguardanti rispettivamente il design preliminare dei campi PV e solare termodinamico basato su modelli non lineari, e l’ottimizzatore di impianto basato su MILP. Sono state considerate diverse soluzioni di design: campo PV in loco o delocalizzato, campi solari basati su tecnologia lineare o su torre, oltre all’introduzione di una configurazione con ricircolo per campi solari lineari. Inoltre, possono essere impostati nell’ottimizzatore diversi livelli di dispacciabilità e profili target di produzione. Una valutazione dei risultati del design preliminare ha fatto emergere la tecnologia Fresnel a sali fusi come l’opzione di campo solare più adatta al contesto italiano. Sono poi stati usati modelli dedicati per valutare le performance del design Fresnel con ricircolo e gli effetti causati da variazioni della lunghezza di loop. I risultati principali rivelano che non esiste un’unica soluzione ottima per questo tipo di impianti, quanto piuttosto un ventaglio di soluzioni ottimali a seconda del contesto e dei requisiti. Nonostante la soluzione ibrida offra LCOE e Loss of Power Supply Probability (LPSP) inferiori rispetto agli impianti CSP e minore LCOE se comparato a impianti PV-BESS, risulta comunque esservi un trade-off tra LCOE e LPSP. Nell’ottica di introdurre un impianto solare con un buon livello di dispacciabilità, sono state condotte due ottimizzazioni finali considerando l’ultimo schema di incentivi italiano disponibile, un LPSP massimo pari al 30% e una località in Sicilia per quanto riguarda i dati meteo. I risultati ottenuti sono: 153.9 GWh/y immessi in rete, LCOE 216.3 €/MWh, Levelised Profit Of Electricity (LPOE) 119.7 €/MWh nel caso a domanda costante; 139.4 GWh/y, LCOE 230.2 €/MWh e LPOE 105.8 €/MWh nel caso a domanda con profilo nazionale riscalato.