Techno-economic sizing and hierarchical control of a hybrid energy storage system for renewable integration: a case study of the Apulia Region

The global transition to sustainable energy has accelerated the deployment of renewable energy sources, particularly solar photovoltaic and wind power. However, the inherent variability of these resources introduces significant stability challenges to power systems, including frequency deviations and supply-demand imbalances. This thesis proposes and analyzes a Hybrid Energy Storage System that synergistically combines the high energy density of Lithium-Ion batteries with the high-power density of Supercapacitors. The proposed architecture is tailored to address the specific grid constraints of the Apulia region in Southern Italy, a renewable energy hub where generation frequently exceeds local demand. A rigorous techno-economic sizing methodology and sophisticated simulation framework are employed to dimension a 150 MW / 600 MWh Battery Energy Storage System for energy arbitrage, complemented by a 492 MW / 0.68 MWh Supercapacitor bank for millisecond-level transient power management. To reconcile conflicting operational objectives, a three-layer hierarchical control strategy is developed, implementing a "Supercapacitor-First" dispatch protocol that prioritizes grid stability, followed by system restoration and economic energy arbitrage. Validated through deterministic time-domain simulation, results demonstrate that the hybrid architecture effectively decouples power and energy dynamics. This functional separation protects the battery from harmful micro-cycles, extending operational lifespan while ensuring superior economic viability and grid resilience compared to single-technology baselines.

La traiettoria globale verso un futuro energetico sostenibile ha reso necessaria una massiccia espansione delle fonti di energia rinnovabile, in particolare il solare fotovoltaico e l'energia eolica. Tuttavia, l'intrinseca intermittenza di queste risorse presenta sfide significative per la stabilità del sistema elettrico, causando spesso fluttuazioni di frequenza e squilibri tra domanda e offerta. Questa tesi propone e analizza un Sistema di Accumulo Energetico Ibrido che combina sinergicamente l'alta densità energetica delle batterie agli ioni di litio con l'alta densità di potenza dei supercondensatori per affrontare le sfide specifiche della rete della regione Puglia nel Sud Italia, un polo di energia rinnovabile dove la generazione supera frequentemente la domanda locale. La ricerca impiega una rigorosa metodologia di dimensionamento tecnico-economica e un sofisticato quadro di simulazione per dimensionare un Sistema di Accumulo Energetico a Batteria da 150 MW e 600 MWH, ottimizzato per l'arbitraggio energetico, affiancato da un banco di supercondensatori da 492,5 MW e 0.68 MWh progettato per gestire le fluttuazioni transitorie di potenza a livello di millisecondi. Per conciliare obiettivi operativi contrastanti, è stata sviluppata una strategia di controllo gerarchico a tre livelli. Questa strategia privilegia la stabilità della rete attraverso un approccio di dispacciamento che favorisce inizialmente il supercondensatore, seguito dal ripristino del sistema e dall'arbitraggio economico dell'energia. Validati attraverso una simulazione deterministica nel dominio del tempo, i risultati dimostrano che l'architettura ibrida proposta disaccoppia efficacemente le dinamiche di potenza e di energia. Questa separazione funzionale protegge la batteria da microcicli dannosi, estendendone la vita operativa e garantendo al contempo una superiore sostenibilità economica e resilienza della rete rispetto alle soluzioni di riferimento basate su una singola tecnologia.