Multiterminal HVDC transmissions systems for offshore wind

Offshore wind is emerging as one of the future energy vectors. Offshore wind power plants locations provide more strong and constant wind speed that allows to extract more power compared to onshore locations. In addition, as wind turbine components transportation is less restricted to terrestrial infrastructure, bigger and more powerful wind turbines can be installed offshore. In Europe, 1,567 MW of offshore wind power was installed in 2013. It represents the 14\% of the total wind power installed in Europe. Offshore wind power plants near the shore can be connected to the main grid by means of conventional AC technology. However, if these wind farms are installed further than 80-100 km, the use of AC equipment is economically infeasible due to reactive power issues. In these applications, HVDC system based on static converters can be used. The projects build and commissioned nowadays are based on point-to-point connections, where, each wind farm or wind farm clusters are connected to the terrestrial grid individually. Consequently, these lines might be understood as an extension of the AC system. If different offshore wind farms are interconnected between them and connected at the same time to different AC systems, for example, different countries, the DC grid is created. This scenario creates one of the most important challenges in the electrical power system since its creation, more than 100 years ago. The most relevant challenges to be addressed are the stability and operation of the DC grid and the integration and interaction with the AC grid. This thesis addresses various aspects related to the future Multiterminal-HVDC systems for transmission of offshore wind power. First, the voltage control and the system operations are discussed and verified by means of emulations using an HVDC scaled experimental platform built for this purpose. Voltage stability might be endangered during contingencies due to the different inertia time constant of the AC and the DC system. DC systems only have the inertia of the capacitors compared to synchronous machines rotating masses of the AC systems. Therefore, in faulty conditions the power transmitted through the DC system must be reduced quickly and efficiently. For this reason, in this thesis a coordinated power reduction algorithm taking advantage of Dynamic Braking Resistors (DBR) connected to onshore converter stations and the ability of the power plants to reduce the generated power is presented. From the AC and DC grids integration point of view, the connection point between the offshore grid and the AC grid might be located remotely leading to a connection with a reduced Short Circuit Ratio (SCR). In the literature, several issues regarding the connection of transistor-based power converters to weak AC grid have been reported. In this thesis am advanced control for Voltage Source Converters connected to weak grids is presented and tested by means of simulations. From the AC and DC grids interactions, the voltage stability is not enough to operate a DC grid. Transport System Operators (TSO) operates the power flow through the cables and the power exchanged between by the power converters. In this thesis, a novel hierarchical power flow control method is presented. The aim of the proposed power flow control is to obtain the desired power flows changing the voltage control set-points while the system stability is ensured. Finally, a control procedure for offshore wind farms based on Squirrel Cage Induction Generators connected to a single power converter is introduced.L'energia eòlica marina emergeix com un dels vectors energètics del futur. Les localitzacions eòliques marines proporcionen vens més forts i constants que les terrestres, cosa que permet extreure més potència. A més a més, els aerogeneradors marins poden ser més grans i més potents ja que es redueixen les limitacions de gàlib existent en les infraestructures terrestres. A tall d'exemple, l'any 2013 a Europa es van instal.lar 1.567 MW de potència eòlica marina, cosa que representa un 14\% de la potència eòlica instal.lada a Europa. Els parcs eòlics marins poden ser connectats a la xarxa elèctrica terrestre utilitzant emparamenta convencional de corrent alterna, però quan la distancia amb la costa excedeix els 80-100 km l'ús d'aquesta tecnologia es torna econòmicament inviable degut a l'energia reactiva generada en els conductors. Per solucionar aquest problema, s'emparen els sistemes en corrent continua basats en convertidors estàtics. Els projectes construïts o projectats a dia d'avui es basen en esquemes de connexió punt-a-punt, on, cada parc eòlic o agrupació de parcs eòlics es troba connectat a la xara terrestre individualment. En conseqüència, l'operació d'aquestes línies es pot considerar com una extensió de la xarxa d'alterna. Però, si s'interconnecten diferents parc eòlics amb diferents xarxes terrestres d'alterna (per exemple, diferents països) en corrent continua, s'obtenen xarxes en corrent continua. Aquest nou escenari crea un dels majors reptes des de la creació dels sistema elèctric de potencia, ara fa més de 100 anys. Entre aquests reptes hi ha l'estabilitat i l'operació dels sistemes en corrent contínua i la seva integració i coexistència amb les xarxes en corrent alterna. En la present tesis s'han estudiat diferents aspectes dels futurs sistemes multi terminal en alta tensió en corrent contínua (HVDC, en anglès) per la transmissió de potencia generada mitjançant parcs eòlics marins. Primerament, es descriu el control de tensió i els modes d'operació dels sistemes multi terminal i es verifiquen en una plataforma experimental construïda per aquest propòsit. L'estabilitat de tensió dels sistemes en corrent continua, es pot veure afectada durant una falta a la xarxa d'alterna degut a la reduïda inèrcia dels sistemes multi terminal, només formada pels condensadors dels convertidors i els cables. Així la potència que no pot injectar a la xarxa ha de ser reduïda de forma ràpida i eficient. Per això, en aquesta tesis es presenta un sistema coordinat de reducció de potència que utilitza la resistència de frenat dels convertidors de connexió a la xarxa i els mètodes de reducció de potència dels parcs eòlics. Des del punt de vista de la integració de les xarxes en continua i en alterna, el punt d'interconnexió pot estar localitzat llunys dels grans centres de generació, la qual cosa implica tenir una potència de curtcircuit molt reduïda. En la bibliografia científica s'han descrit diverses problemàtiques a l'hora de connectar un convertidor de commutació forçada a les xarxes dèbils. Per tal de pal.liar aquests inconvenients, en aquesta tesis es presenta un algorisme avançat de connexió de convertidors a xarxes dèbils basat en control vectorial. Des del punt de vista de les interaccions i interoperabilitat dels sistemes en corrent alterna i continua, no n'hi ha suficient en garantir l'estabilitat, ja que el propòsit finals dels operadors de xarxa és fer fluir una potencia a traves de la xarxa per tal de satisfer la demanda. Per aquest propòsit en aquesta tesis es presenta un control jeràrquic de control del flux de potència que fixa el flux de potència a traves d'una xarxa multi terminal canviant les consignes del control primari, tot assegurant l'estabilitat del sistema. Per tancar la tesis, es presenta un nou controlador per parcs eòlics basats en aerogeneradors de gàbia d'esquirol controlats per un sol convertidor

Modelització, control i simulació de xarxes multiterminal de transport d'energia elèctrica en corrent continu (HVDC-VSC)

Aquest projecte presenta un estudi de modelització, disseny de controladors i mètodes d'operació d'una xarxa multiterminal en corrent continu. També es realitzen un seguit de simulacions, amb l'eina informàtica MATLAB-SIMULINK R, per tal de veri car els resultats com a primera aproximació a aquests tipus xarxes. La xarxa multiterminal estudiada consta de quatre nodes, equipats amb convertidors VSC (Voltage Source Converter), dos dels quals són d'injecció de potència produïda mitjançant aerogeneradors i els dos punts restants són de connexió a la xarxa elèctrica de potència. Els parcs eòlics, de producció nominal de 100 MW es troben equipats amb aerogeneradors de velocitat fi xa amb màquina asíncrona de gàbia d'esquirol. En aquest projecte es pretén operar la xarxa de corrent continu sense ús de les comunicacions. Per això, en operació ordinària, es regula la tensió en els punts de connexió a la xarxa mitjançant controladors droop, a més de proporcionar un repartiment de potència entre punts de connexió a la xarxa. En cas de falla elèctrica, es preveu que actuïn mecanismes de reducció de potència com la reducció mecànica mitjançant el regulador de l'angle de pas i un sistema de reducció de potència elèctric, basat, en la reducció de tensió i increment de la freqüència dels parcs

Modelització, control i simulació de xarxes multiterminal de transport d'energia elèctrica en corrent continu (HVDC-VSC)

Aquest projecte presenta un estudi de modelització, disseny de controladors i mètodes d'operació d'una xarxa multiterminal en corrent continu. També es realitzen un seguit de simulacions, amb l'eina informàtica MATLAB-SIMULINK R, per tal de veri car els resultats com a primera aproximació a aquests tipus xarxes. La xarxa multiterminal estudiada consta de quatre nodes, equipats amb convertidors VSC (Voltage Source Converter), dos dels quals són d'injecció de potència produïda mitjançant aerogeneradors i els dos punts restants són de connexió a la xarxa elèctrica de potència. Els parcs eòlics, de producció nominal de 100 MW es troben equipats amb aerogeneradors de velocitat fi xa amb màquina asíncrona de gàbia d'esquirol. En aquest projecte es pretén operar la xarxa de corrent continu sense ús de les comunicacions. Per això, en operació ordinària, es regula la tensió en els punts de connexió a la xarxa mitjançant controladors droop, a més de proporcionar un repartiment de potència entre punts de connexió a la xarxa. En cas de falla elèctrica, es preveu que actuïn mecanismes de reducció de potència com la reducció mecànica mitjançant el regulador de l'angle de pas i un sistema de reducció de potència elèctric, basat, en la reducció de tensió i increment de la freqüència dels parcs

Techno-economic assessment of energy storage technologies for inertia response and frequency support from wind farms

This paper provides the result of a techno-economic study of potential energy storage technologies deployable at wind farms to provide short-term ancillary services such as inertia response and frequency support. Two different scenarios are considered including a single energy storage system for the whole wind farm and individual energy storage for each wind turbine (located at either the dc or the ac side of its grid-side converter). Simulations are introduced to check the technical viability of the proposal with different control strategies. Power and energy capability requirements demanded by both specific services are defined for each studied case based on present and future grid code needs. Based on these requirements, the study compares a wide range of energy storage technologies in terms of present-day technical readiness and properties and identifies potential candidate solutions. These are flywheels, supercapacitors, and three chemistries out of the Li-ion battery family. Finally, the results of a techno-economic assessment (mainly based on weight, volume, lifetime, and industry-confirmed costings) detail the advantages and disadvantages of the proposed solutions for the different scenarios under consideration. The main conclusion is that none of the candidates are found to be clearly superior to the others over the whole range of scenarios. Commercially available solutions have to be tailored to the different requirements depending on the amount of inertia, maximum Rate of Change of Frequency and maximum frequency deviation to be allowed

A negative sequence current injection (NSCI)-based active protection scheme for islanded microgrids

The growing penetration of converter interfaced generation creates unprecedented challenges to protection strategies at all voltage levels. This paper proposes a novel Negative Sequence Current Injection (NSCI)-based active protection scheme for islanded microgrids. The faulty section identification method based on the negative sequence current increment between the pre-injection and current generation steady state conditions enables the scheme to achieve an excellent High Impedance Fault (HIF) detection capability. The proposed NSCI control algorithm maintains the phase angle of the negative sequence current fixed during injection progress, thus providing a highly discriminative feature which facilitates the correct identification of the faulty section. As no form of communication is required the proposed protection scheme can be very cost-effective and flexible in practical applications. Following the detailed description of the principle of operation and the setting procedure, a systematic simulation-based validation is undertaken considering a variety of influencing factors such as fault type, resistance and position, as well as impact of load distribution under HIFs, and possible presence of Synchronous Generators (SGs). The results show that the scheme has an excellent detection and discrimination ability, especially during unbalanced faults, and is not affected by load distribution or behaviour of other sources, including synchronous machine

Frequency optimisation for DC/DC converters in DC-connected offshore wind turbines

In all-DC wind farms, DC/DC converters connect the low voltage wind turbine output to the high voltage DC array. One potential benefit of using DC/DC converters is that they require a relatively small transformer due to their higher frequency operation. However, there is no consensus as to what this frequency should be. This paper aims to determine the optimal operating frequency for DC/DC converters in 15 MW wind turbines connected to an 80 kV DC array. A multi-objective optimisation is performed taking into account the DC/DC converter volume, weight and losses. Frequencies ranging from 500 Hz to 5 kHz were tested for unidirectional, bidirectional, single-phase and three-phase converters. The optimal frequencies for unidirectional and bidirectional converters were found to be approximately 2 kHz and 1 kHz, respectively

Primary and secondary power control of multiterminal HVDC grids

Postprint (published version

Power reduction coordinated scheme for wind power plants connected with VSC-HVDC

This article introduces a novel power coordination method for the operation under restricted conditions of offshore wind power plants connected with VSC-HVDC without the use of communications between converter stations. The proposed method consists of the coordination of the Dynamic Braking Resistor (DBR) located in the Grid Side Converter (GSC) and the wind power plant in order to maintain the DC voltage stability. The coordination is achieved by means of two droop controllers, one for the GSC-DBR and another one for the offshore wind power plant. These droop gains are selected to avoid limit cycles using the describing function approach. The proposed power coordination scheme is tested and verified by means of dynamic simulations

Improved droop control with DC grid resonance damping capability

The concept of the so-called droop control has been widely discussed in the literature as the preferred controller for Voltage Source Converter for High Voltage Direct Current (VSC-HVDC) multiterminal and DC grid schemes. Droop control provides fast dynamic response and power-sharing between converter stations among other advantages but, as the controller is usually implemented as a merely proportional gain, the DC grid resonances damping is often very poor. This is because although the grids under study are DC, a broad range of high-frequency components and transient dynamics are inevitable in DC grids caused by long cables and switching to name a few. Conventional droops based on proportional gain are not able to handle such frequency-dependant issues of the DC grids. To improve the DC dynamic response, this paper presents a new droop controller where a DC resonance mitigation compensator is augmented to the conventional droop control that will result in an improved droop compensation by guaranteeing that power-sharing task will satisfactorily meet the desired damping requirements

Innovative energy management system for MVDC networks with black-start capabilities

Medium voltage DC (MVDC) networks are attracting more attention amid increased renewables penetration. The reliability of these DC systems is critical, especially following grid contingencies to maintain critical loads supply and provide ancillary services, such as black-start. This paper proposes an innovative energy management system (EMS) to maintain reliable MVDC network operation under prolonged AC grid contingencies. Similar EMS designs in literature tend to focus on limited operating modes and fall short of covering comprehensive elongated blackout considerations. The proposed EMS in this paper aims to preserve the distribution network functionality of the impacted MVDC system through maintaining a constant DC bus voltage, maximizing critical load supply duration, and maintaining the MVDC system black-start readiness. These objectives are achieved through controlling generation units between Maximum Power Point Tracking (MPPT) and Voltage Regulation (VR) modes, and implementing a smart load shedding and restoration algorithm based on network parameters feedback, such as storage State of Change (SoC) and available resources. Practical design considerations for MVDC network participation in AC network black start, and the following grid synchronization steps are presented and tested as part of the EMS. The proposed system is validated through simulations and scaled lab setup experimental scenarios