Research on voltage control of VSC-HVDC with wind farm integration

With the increasing demand for electricity, High-Voltage Direct-Current (HVDC) transmission is considered as the optimal choice for its efficiency and reduced power loss. Among HVDC technologies, the multi-terminal Voltage-Source Converter HVDC (VSC-HVDC) systems are preferred over the traditional Line-Commutated Converter HVDC due to its advantages such as independent active and reactive power control, self-commutation, support for passive networks, and ease of DC grid construction. This research focuses on voltage control in VSC-HVDC systems connected to wind farms, ensuring stable operation by maintaining the DC voltage within safe limits. A detailed mathematical model is developed for a wind farm connected VSC-HVDC system. Including a four-terminal ring=shaped VSC-HVDC, Doubly-Fed Induction Generator (DFIG) wind turbine, and Modular Multilevel Converter (MMC) with its Nearest Level Modulation (NLM). Based on this model, a control strategy is designed, addressing the grid-side and rotor-side VSCs separately. For the grid-side inverter, a vector control approach is adopted with a dual-loop structure comprising an inner current control loop and an outer voltage and/or power loop. For the generator-side rectifier, the Maximum Power Point Tracking (MPPT) algorithm is used to capture the optimal wind power, while Voltage/ Frequency (V/F) control is applied with the addition of differential compensation to mitigate abrupt system operation change, considering the unique operational condition of offshore wind farms. Additionally, a Static Synchronous Compensator (STATCOM) is installed at the Point of Common Coupling (PCC) of the wind farm side to stabilize voltage by compensating for reactive power. The feasibility of the proposed control strategy is verified in MATLAB/Simulink platform by simulation.

Con la crescente domanda di elettricità, la trasmissione in Corrente Continua ad Alta Tensione (HVDC) è considerata la scelta ottimale per la sua efficienza e la riduzione delle perdite di potenza. Tra le tecnologie HVDC, i sistemi HVDC con Convertitore Switch-Mode (VSC-HVDC) sono preferiti rispetto ai tradizionali Convertitori a Commutazione di Linea (LCC-HVDC) per i vantaggi che offrono, come il controllo indipendente della potenza attiva e reattiva, la commutazione autonoma, il supporto per reti passive e la facilità di costruzione della rete in corrente continua. Questa ricerca si concentra sul controllo della tensione nei sistemi VSC-HVDC connessi a parchi eolici, garantendo un'operazione stabile mantenendo la tensione CC entro limiti sicuri. È stato sviluppato un modello matematico dettagliato per un sistema VSC-HVDC connesso a un parco eolico, includendo un sistema VSC-HVDC a forma di anello a quattro terminali, una turbina eolica con Generatore a Induzione a Doppia Alimentazione (DFIG) e un Convertitore Multilivello Modulare (MMC) con la sua Modulazione del Livello Più Vicino (NLM). Sulla base di questo modello, è stata progettata una strategia di controllo, trattando separatamente i VSC lato rete e lato rotore. Per l'inverter lato rete, viene adottato un approccio di controllo vettoriale con una struttura a doppio anello comprendente un anello di controllo della corrente interno e un anello di controllo della tensione e/o della potenza esterno. Per il rettificatore lato generatore, viene utilizzato l'algoritmo di Tracciamento del Punto di Massima Potenza (MPPT) per catturare la potenza eolica ottimale, mentre il controllo Tensione/Frequenza (V/F) viene applicato con l'aggiunta di compensazione differenziale per mitigare i cambiamenti improvvisi nel funzionamento del sistema, considerando le condizioni operative uniche dei parchi eolici offshore. Inoltre, un Compensatore Sincrono Statico (STATCOM) viene installato al Punto di Accoppiamento Comune (PCC) del lato parco eolico per stabilizzare la tensione compensando la potenza reattiva. La fattibilità della strategia di controllo proposta è verificata sulla piattaforma MATLAB/Simulink tramite simulazione.