Control and operation of wind power plants connected to DC grids

Abstract

Remote offshore wind power plants (WPPs) are being linked through high-voltage de voltage-source converter (VSC-HVdc) transmission to the main grids. The current deployments of HVdc grid connections for offshore WPPs are point-to-point transmission systems. Moreover, WPPs connected to the offshore VSC-HVdc form an offshore ac grid which operates non­ synchronously to the main grids. lt is characterized by extensive submarine cabling and, in the case offull-scale power converter-based wind turbines, by being purely converter-based.
 This thesis goes into two main aspects regarding the operation of HVdc-connected WPPs: i) reactive power and voltage control and ii) fault ride through (FRT) in the ac offshore grids. Optimization-based reactive power control strategies are enhanced to the application of an ac grid consisting ofone grid-forming and several grid-connected converters. A reactive power and voltage control method is introduced which aims to increase the annual energy production from a single WPP. In the industrial application, several WPPs might be clustered which leads to multi-layered controllers and operation boundaries. Taking this into account, an operation strategy with reasonable communication requirements is suggested and evaluated against conventional methods .
 The work further propases a control framework for the grid-form ing offshore VSC-HVdc. Special emphasis is put on the FRT of unbalanced faults in the offshore grid and the provision of controlled currents for ease of fault detection. Furthermore, the internal variables of the offshore modular multi-level VSC-HVdc are analyzed. Moreover, tour FRT strategies for the grid­ connected converters are evaluated for unbalanced faults in the offshore grid. This consequently implies that control strategies in symmetrical components are considered. Furthermore, the reduction of over-modulation and over-voltages by the power converters in the offshore grid is dealt with. Los parques eólicos marinos suelen conectarse a redes eléctricas terrestres a través de corriente continua de alta tensión (siglas en inglés: HVdc) utilizando convertidores de fuente de tensión (siglas en inglés: VSC) cuando la corriente alterna de alta tensión (siglas en inglés: HVac) resulta tecnológicamente e económicamente desfavorable. Los parques eólicos conectados al convertidor HVdc marino crean redes eléctricos marinas de corriente alterna que operan asíncronamente a las redes terrestres. Dichas redes se caracterizan por tener cables submarinos, y, en el caso de aerogeneradores con convertidores de plena potencia, resultan en redes constituidas únicamente por convertidores de potencia. Esta tesis investiga dos de los aspectos principales de la operación de parques eólicos marinos conectados en corriente continua de alta tensión: i) la regulación de potencia reactiva y tensión y ii) la operación durante faltas eléctricas en las redes marinas. Se han propuesto estrategias de optimización del control de reactiva para su aplicación a una red ac con varios convertidores conectados. Se ha introducido un método de regulación de potencia reactiva y tensión cuyo objetivo es incrementar la generación eléctrica del parque eólico. En la implementación práctica, varios parques eólicos podrían pertenecer a la misma red lo cual conduce a reguladores multicapas y a la consideración las interfaces entre los operadores. Teniendo esto en cuenta, se propone una estrategia de regulación de potencia reactiva asumiendo unos tiempos de comunicación razonables, y se compara a conceptos convencionales. La segunda parte de la tesis sugiere un método de control para el convertidor marino en secuencia directa e inversa. Está diseñado para la operación normal y la operación durante faltas asimétricas y permite la inyección de corrientes reguladas para la detección de la falta. Además, se analizan las variables internas del convertidor modular multinivel (siglas en inglés: MMC) en estas situaciones. Asimismo, se han evaluado cuatro estrategias de respuesta a faltas asimétricas por parte de los convertidores de los aerogeneradores. Estas estrategias también incluyen el control en secuencia directa e inversa. Finalmente, se investiga la reducción de sobremodulación en los convertidores y sobretensiones en la red marina. Hochspannungs–Gleichstrom–Übertragung (HGÜ) stellt eine effiziente Lösung
 zur Netzanbindung weit entfernter Offshore–Windkraftanlagen dar.
 Die derzeit verwendeten Punkt–zu–Punkt–Anbindungen basieren dabei auf
 spannungsgeführten Umrichtertopologien. Das seeseitige Wechselstromnetz
 verbindet die Windkraftanlagen mit der netzbildenden HGÜ–Umrichterstation.
 Es charakterisiert sich im Vergleich zu gewöhnlichen Netzen durch das ausschließliche Verwenden von Seekabeln und, im Fall einer Verwendung
 von Windkraftanlagen mit Vollumrichtern, durch das Fehlen gewöhnlicher,
 direkt gekoppelter Synchrongeneratoren.
 Die vorliegende Dissertation behandelt zwei Kernaspekte bezüglich dem
 Betrieb HGÜ–angebundener Windparks: i) die kontinuierliche Regelung der
 Blindleistung und Spannung und ii) das Umrichterverhalten bei Spannungseinbrüchen aufgrund von Netzkurzschlüssen [engl. fault ride through (FRT)] im seeseitigen Wechselspannungsnetz.
 Hierfür werden Blindleistungsoptimierungsverfahren präsentiert, die für die Anwendung in Wechselstromnetzen mit einem netzbildenden Umrichter und weiteren netzsynchronen Umrichtern geeignet sind. Die vorgeschlagene
 Blindleistung– und Spannungsregelungsmethode verringert die Energieverluste
 im seeseitigen Netz und erhöht damit die Energieausbeute des Systems. Häufig werden verschiedene Windparks zu Clustern zusammengeschlossen, die mehrschichtige Regelungsansätze fordern. Hierfür wird ein weiteres Verfahren vorgeschlagen, das ähnliche Kommunikationsanforderungen wie herkömmliche Betriebsverfahren aufweist, jedoch geringere Verluste verursacht.
 Die Arbeit untersucht ferner ein dynamisches Regelungsverfahren für den
 seeseitigen HGÜ–Umrichter. Dabei wird speziell das Verhalten während
 unsymmetrischer Kurzschlüsse im seeseitigen Netz berücksichtigt. Darüber
 hinaus wird der Betrieb des modularen Mehrpunktumrichters (engl. MMC) für diese Anwendung analysiert. Bezüglich des Verhaltens netzsynchroner
 Umrichter während asymmetrischer Spannungseinbrüche im seeseitigen Netz
 werden weiterhin vier Verfahren untersucht. Diese zielen unter anderem
 auf die Verringerung von möglicher Übermodulation der Umrichter und
 Überspannungen im seeseitigen Netz ab.