HVDC inertia support. Inertia emulation control strategy for VSC-HVDC transmission systems

Future power systems will face new challenges as traditional thermal generation units with Synchronous Machines (SMs) are replaced by renewable energy sources interfaced with power electronics converters. An increasing share of wind and PV generation will lead to periods with few traditional SM-based power plants in operation, and the resulting low rotating inertia can introduce stability problems. Scenarios with low system inertia leading to challenges with frequency control and grid stability are emerging in large isolated power systems like the transmission networks in UK and Ireland. In the Nordic countries of Europe several new High-Voltage Direct Current (HVDC) interconnections are under development. Conditions with low load, high HVDC import and low equivalent inertia will require preventive measures from the Transmission System Operators (TSOs). The decreasing equivalent inertia in power systems will require changes in the transmission system operation and management. Thus, the TSOs will have to adapt their operational strategies, protection schemes, adequacy assessments, and planning tools to the expected range of equivalent inertia. To avoid problems with existing generation units and critical loads, either additional physical inertia must be kept in operation or the control of power converters in the system must be adapted to counteract problems associated with low rotating inertia. One approach to address this issue is to provide virtual inertia and frequency regulation capability by the power electronic converters in HVDC interconnections. This thesis proposes a control system implementation used for HVDC interconnectors to introduce virtual inertia and frequency support. The control system presented is initially implemented in Matlab Simulink, where the performance have been assessed. Successively, it is replicated in a commercial software for power system stability analysis (i.e. DIgSILENT Power Factory).

I futuri sistemi elettrici di potenza dovranno affrontare nuove sfide dal momento che le unità di generazione termica tradizionali caratterizzate da macchine sincrone (MS) sono sostituite da risorse di energia rinnovabile interfacciate mediante convertitori di elettronica di potenza. L'incremento della quota di generazione eolica e fotovoltaica porterà a periodi con poche centrali con unità di tradizionali generatori sincroni in funzione, e il risultante basso valore di inerzia in rotazione potrà introdurre problemi di stabilità. Possibili situazioni con bassi valori di inerzia in rotazione portano ad affrontare la sfida del controllo di frequenza e di stabilizzare la rete in sistemi elettrici di potenza in isola di grandi dimensioni, come per esempio i sistemi di trasmissione in Gran Bretagna e Irlanda. Nei paesi del nord Europa, molti nuovi collegamenti ad alta tensione in corrente continua (HVDC) sono in costruzione. Condizioni di bassa produzione, grande importazione di energia tramite questi nuovi collegamenti e un basso valore di inerzia in rotazione richiederanno misure preventive per i gestori dei sistemi di trasmissione (TSO). La diminuzione dell'inerzia equivalente nei sistemi elettrici di potenza richiederà un cambiamento nella gestione delle operazioni del sistema di trasmissione. Quindi, i gestori del sistema di trasmissione dovranno adattare strategie di operazione, schemi di protezione, valutazioni di adeguatezza e pianificare meccanismi per gli intervalli previsti di inerzia equivalente. Per evitare problemi con le già esistenti unità di generazione e i carichi critici, inerzie addizionali dovranno essere mantenute in rotazione oppure il controllo dei convertitori di elettronica di potenza nei sistemi dovrà essere adattato per controbilanciare il problema associato con la bassa inerzia in rotazione. Uno degli approcci per soddisfare questo problema è quello di fornire inerzia virtuale e capacità di regolazione di frequenza dai convertitori di elettronica di potenza nelle connessioni HVDC. Questa tesi propone un'implementazione del sistema di controllo usato per le connessioni HVDC per introdurre inerzia virtuale e supporto di frequenza. Il sistema di controllo è inizialmente implementato in Matlab-Simulink, dove le prestazioni sono state valutate. Successivamente, lo stesso sistema di controllo è stato replicato in un software commerciale per l'analisi di stabilità dei sistemi elettrici di potenza (i.e. DIgSILENT Power Factory).