DC segmentation of electrical grids to improve power system stability

Abstract

En las últimas décadas, los sistemas de energía eléctrica han tendido a estar más interconectados, creando redes eléctricas de corriente alterna (alternating current, AC) interconectadas, incrementando la inercia total del Sistema y, por tanto, mejorando la estabilidad de frecuencia y su fiabilidad en general. En paralelo con Canino desarrollo de interconexiones AC, los sistemas de transporte de energía eléctrica han visto un cambio desde los sistemas convencionales de transporte de corriente alterna en alta tensión (High Voltage Alternating Current, HVAC) a sistemas híbridos que contienen sistema de transporte de corriente continua en alta tensión (High Voltage Direct Current, HVDC) (sistemas híbridos HVAC/HVDC). De hecho, si bien la tecnología AC es en la actualidad la tecnología dominante para sistemas de transporte y de distribución de sistemas eléctricos, está limitada por aspectos técnicos para ciertas aplicaciones, y estás limitaciones no están presentes en la tecnología HVDC desarrollada en las últimas décadas. En concreto, las aplicaciones principales en que el transporte de energía eléctrica en alta tensión es más práctico con tecnología HVDC son las siguientes: - Interconexión de redes AC asíncronas. - Transporte de grandes cantidades de potencia a través líneas aéreas (overhead lines, OHL) por largas distancias. - Transporte de potencia a través de cables aislados (subterráneos o submarinos) por distancias medias a largas. La tecnología HVDC puede estar basada en convertidores fuente de corriente (Line-Commutated Converters, LCC) o en convertidores con conmutación forzada usando semiconductors IGBT, también conocidos como convertidores Fuente de tension (Voltage Source Converter, VSC). Si bien la tecnología LCC-HVDC es la tecnología más madura y la mayoría de los proyectos HVDC existentes usan este tipo de convertidores. Sin embargo, la tecnología VSC-HVDC se está convirtiendo en la tecnología preferente para los nuevos proyectos debido a sus mejores prestaciones de control y flexibilidad. En concreto, los convertidores VSC tiene una tensión DC aproximadamente constante, pueden controlar de forma independiente la inyección de potencia reactiva, pueden realizar cambios rápidos de la dirección de la potencia active, se pueden conectar a redes débiles y pueden realizar reposición de servicio (black-start). Por tanto, en sistemas eléctricos estudiados en esta tesis doctoral se utilizará la tecnología VSC-HVDC. Estabilidad de sistemas eléctricos Con el continuo crecimiento industrial, limitaciones a la hora de construir nuevos proyectos y la introducción de nuevos objetivos económicos, los sistemas eléctricos están tendiendo a ser operados más cerca de sus límites de estabilidad. De hecho, en los últimos años varios eventos han puesto de manifiesto que la estabilidad es un reto para los sistemas eléctricos de gran dimensión. La estabilidad de sistemas eléctricos se define como “la capacidad de un sistema de energía eléctrica, que se encuentra en un cierto punto de operación inicial, de alcanzar nuevamente un punto de equilibrio en régimen permanente después de una perturbación física, con la mayoría de variables del sistema acotadas, de tal manera que el sistema completo prácticamente se mantiene intacto.” En esta tesis doctoral se analizan los siguientes fenómenos de estabilidad: estabilidad de ángulo del rótor (ante perturbaciones pequeñas y ante perturbaciones grandes) y estabilidad de frecuencia. La estabilidad de ángulo del rotor se define como “la capacidad de las máquinas síncronas en un sistema eléctrico interconectado de permanecer en sincronismo en condiciones normales de operación y de alcanzar nuevamente el sincronismo ante una perturbación pequeña o grande.” La estabilidad de ángulo del rotor se puede clasificar en: - Estabilidad de ángulo del rotor ante perturbaciones grandes (estabilidad transitoria). - Estabilidad de ángulo del rotor ante perturbaciones pequeñas (oscilaciones electromecánicas) La estabilidad transitoria se refiere al fenómeno de pérdida de sincronismo en sistemas eléctricos debido a perturbaciones grandes, como cortocircuitos en sistemas que se encuentran cerca de sus límites de estabilidad, que pueden dar lugar además a desconexiones en cascada de líneas en paralelo debido a sus sistemas de protección. Estos eventos pueden dar lugar a pérdida de sincronismo, y en sistemas reales esto lleva a la separación asíncrona de partes del sistema, debido a los esquemas de protección. Cuando esto ocurre, algunas de las partes asíncronas del Sistema experimentan sobrefrecuencia y otras subfrecuencia, debido al desbalance de potencia. Un ejemplo del fenómeno de pérdida de sincronismo es el incidente del 8 de enero de 2021 ocurrido en el sistema continental europeo, debido a una sobrecarga en una subestación en Croacia, sumado a varias desconexiones de elementos de red en un tiempo corto, donde se produjo la separación asíncrona del sistema en dos áreas. La frecuencia del área Norte-Oeste bajó hasta 49.7 Hz, produciéndose deslastre de cargas, y la frecuencia Sur-Este alcanzó los 50.6 Hz, provocando desconexiones de generadores. Incidentes similares ocurrieron en Turquía el 31 de marzo de 2015 y otro evento en el Sistema continental europeo el 24 de julio de 2021, poniendo de manifiesto la relevancia del fenómeno de estabilidad transitoria in sistemas eléctricos de gran dimensión. La estabilidad de ángulo ante pequeña perturbación involucre oscilaciones electromecánicas (también conocidas como oscilaciones de potencia). Es decir, oscilaciones asociadas a los ángulos del rotor y velocidades de las máquinas síncronas del sistema. El análisis de este fenómeno se puede llevar a cabo utilizando modelos linealizados del Sistema eléctrico. El fenómeno de las oscilaciones electromecánicas es crítico en sistemas eléctricos de gran dimensión, como se pone de manifiesto en el incidente de oscilaciones inter-área del 1 de diciembre de 2016 en el sistema continental europeo. En este evento, oscilaciones inter-área poco amortiguadas aparecieron después de la desconexión de una línea en Francia, cerca de la frontera con España. Las oscilaciones inter-área se amortiguaron con acciones correctivas del operador del sistema reduciendo el intercambio de exportación España-Francia. Tradicionalmente, la forma más eficaz para amortiguar oscilaciones electromecánicas ha sido mediante el uso de estabilizadores de potencia (Power System Stabiliser, PSS) en generadores síncronos del sistema. Más recientemente, controles suplementarios para el amortiguamiento de oscilaciones electromecánicas (Power Oscillation Damping, POD) se están instalando en sistemas basados en convertidores de electrónica de potencia, como generadores renovables no-convencionales, sistemas de almacenamiento de energía, sistemas FACTS o sistemas HVDC. La estabilidad de frecuencia se refiere a la capacidad del sistema eléctrico de mantener la frecuencia en régimen permanente dentro de valores razonables, después de una contingencia que involucra un desbalance significativo de potencia entre generación y demanda. Tradicionalmente, la tendencia para la mejora de la estabilidad de frecuencia de sistemas eléctrico se ha sido interconectar de forma síncrona redes eléctricas de forma síncrona (a nivel nacional o internacional, interconectando varios países) para crear un sistema eléctrico de gran dimensión, incrementando la inercia total y su capacidad de control de frecuencia. Por ejemplo, el sistema continental europeo, que consisten en un sistema síncrono desde la península ibérica (Portugal y España) hasta Ucrania. Si bien la estabilidad de frecuencia no es un fenómeno crítico en sistemas eléctricos de gran dimensión, sí lo es en sistemas insulares, debido a su menor tamaño. Segmentación en corriente continua (DC) de sistemas eléctricos Como se ha expuesto anteriormente, el tamaño de un sistema eléctrico interconectado de gran dimensión (y, por tanto, su inercia total y su capacidad total de control de frecuencia) ha permitido mejorar significativamente su estabilidad de frecuencia. Sin embargo, debido a su tamaño y debido a grandes flujos de potencia sobre largas distancias en líneas AC, la estabilidad de ángulo es un fenómeno crítico, pudiendo en ocasiones provocar incidentes. En esta tesis doctoral se investiga una aplicación prometedora de sistemas HVDC que consiste en segmentación de sistemas AC grandes mediante corriente continua (DC), para la mejora de la estabilidad de ángulo. La segmentación DC consiste en la acción de transformar un sistema AC síncrono de gran dimensión en un conjunto de sistemas AC asíncronos más pequeños, interconectados por enlaces HVDC. Por un lado, la segmentación DC puede parecer contradictoria a evolución histórica de los sistemas eléctricos, porque consiste en segmentar redes eléctricas que anteriormente han sido interconectadas con tecnología AC. Sin embargo, la opción de segmentar el sistema en ciertas partes con tecnología DC, obteniendo un conjunto de sistemas AC asíncronos podría mejora la estabilidad de ángulo, en algunos casos. La segmentación DC ya es una realidad en el sur de China, donde cinco enlaces HVDC transmiten 26 GW desde Yunnan hasta Guangdong. Para mitigar riesgos de sobrecargas en líneas AC en caso de contingencia en enlaces HVDC, se ha decidido desconectar las líneas AC en paralelo en julio de 2016, resultando en el primer ejemplo documentado de segmentación DC en el mundo. Objetivos principales de esta tesis doctoral El escenario descrito anteriormente resulta en un sistema eléctrico cargado, operando cerca de sus límites de estabilidad y evolucionando hacia un sistema híbrido HVAC/HVDC con un número considerable de sistemas HVDC. Entonces, si bien los sistemas HVDC habitualmente se instalan para incrementar la capacidad de transporte del sistema, es de gran interés estudiar el potencial de sistemas VSC-HVDC para mejorar la estabilidad del sistema eléctrico. Específicamente, esta tesis doctoral se centra en un caso particular de aplicación de sistemas VSC-HVDC: segmentación DC. El objetivo de esta tesis doctoral es proporcional respuestas técnicamente viables y justificadas a las tres preguntas siguientes: - Objetivo 1: ¿Cuáles son los efectos de la segmentación DC en la estabilidad del sistema eléctrico? - Objetivo 2. ¿Cómo y dónde se debe segmentar un sistema eléctrico con tecnología DC para mejorar su estabilidad? - Objetivo 3: ¿Cómo controlar el sistema eléctrico con segmentación DC para mejorar su estabilidad? En particular, esta tesis doctoral se centrará en los siguientes fenómenos de estabilidad de sistemas eléctricos: - Estabilidad de ángulo ante pequeñas perturbaciones (oscilaciones electromecánicas). - Estabilidad de ángulo ante perturbaciones grandes (estabilidad transitoria). - Estabilidad de frecuencia. Contribuciones científicas, conclusiones y organización de la tesis doctoral Las preguntas abiertas desde un punto de vista científico que se atacan en esta tesis doctoral se pueden resumir como sigue: - Análisis y comprensión del impacto de la segmentación DC de sistemas eléctricos mediante enlaces VSC-HVDC en el amortiguamiento de oscilaciones electromecánicas, estabilidad transitoria y estabilidad de frecuencia. - Propuesta de metodología para determinar de forma automática la arquitectura de segmentación DC en el sistema eléctrico mediante enlaces VSC-HVDC para la mitigación de oscilaciones electromecánicas. - Propuestas de controles suplementarios en sistemas eléctricos con segmentación DC mediante enlaces VSC-HVDC para el amortiguamiento de oscilaciones intra-área y mejora de la estabilidad de frecuencia. - Propuesta de un algoritmo para la detección automática del camino dominante de las oscilaciones inter-área de un sistema eléctrico AC. Este algorithmo se utiliza en la metodología de segmentación DC propuesta en esta tesis doctoral, pero podría ser útil también para otras aplicaciones Para dar respuesta a estas preguntas abiertas, la tesis doctora se ha dividido en 8 capítulos: - Capítulo 1: Introducción al tema de la tesis doctoral. - Capítulo 2: Revisión del trabajo previo en segmentación DC e identificación de nichos de investigación abiertos. - Capítulo 3: Descripción de los modelos dinámicos utilizados en esta tesis doctoral y su implementación en distintas herramientas (Dymola y SSST). Se describen los modelos de tipo electromecánico de sistemas VSC-HVDC utilizados para simulación no-lineal en el tiempo y análisis de pequeña señal. - Capítulo 4: Se investiga el impacto de la segmentación DC en la estabilidad del sistema eléctrico (oscilaciones electromecánicas, estabilidad transitoria y estabilidad de frecuencia). Para ello, se utiliza el sistema de dos áreas de Kundur, donde se compara un caso AC con otro caso con segmentación DC, donde en este último se reemplaza una línea HVAC por un enlace VSC-HVDC separando dos áreas de forma asíncrona. La comparación se lleva a cabo mediante análisis de estabilidad de pequeña señal y simulación en el tiempo. - Capítulo 5: En este capítulo se estudia el concepto de caminos dominantes de oscilaciones electromecánicas en sistemas eléctricos y su identificación. Se discute el uso de distintos indicadores útiles para identificar el camino de propagación dominante de oscilaciones electromecánicas, como los factores de observabilidad de tensión y de frecuencia. En el capítulo se propone un algoritmo para la identificación automática de caminos dominantes de oscilaciones electromecánicas en sistemas eléctricos y se valida en el sistema ejemplo Nordic-44. - Capítulo 6: Se propone un algoritmo para determinar la segmentación DC de un sistema AC para mitigar oscilaciones electromecánicas. El algoritmo da como resultado la eliminación del modo inter-área crítico, mediante la segmentación DC obtenida, segmentando el sistema en los centros del camino de propagación de la oscilación inter-área. Por tanto, este algoritmo hace uso del algoritmo previamente propuesto en el capítulo 5. El algoritmo de segmentación DC propuesto se aplica y se valida en el sistema Nordic-44. - Capítulo 7: Se investiga si la estabilidad de un sistema con segmentación DC se puede mejorar mediante el uso de controles suplementarios en los enlaces VSC-HVDC. Se propone una estrategia de control para el control de frecuencia, basada en control de inyección de potencia activa en los convertidores VSC (basada en trabajo previo), para la mejora de la estabilidad de frecuencia, que intrínsicamente empeora cuando se segmenta un sistema con DC. También, se proponen estrategias de control suplementarias para las inyecciones de potencia reactiva de los convertidores VSC (llamadas POD-Q), para mejorar el amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas intra-área de las áreas asíncronas del sistema después de llevar a cabo segmentación DC. Una estrategia de control POD-Q está basada en medidas locales (propuesta en trabajo previo) y la otra está basada en medidas globales (propuesta en este trabajo), usando esta última la frecuencia del centro de inercia de cada área AC asíncrona. - Capítulo: Se presentan las conclusiones y contribuciones científicas de esta tesis doctoral, así como propuestas para futuras líneas de investigación. Las conclusiones principales obtenidas en esta tesis doctoral se pueden resumir como sigue: - La segmentación DC con los enlaces VSC-HVDC con referencias de potencia constante: (a) pueden mitigar problemas de oscilaciones inter-área y tiene poco impacto en las oscilaciones intra-área, (b) mejora la estabilidad transitoria y (c) empeora la estabilidad de frecuencia. - Motivado por el hecho de que la segmentación DC con sistemas VSC-HVDC ha mostrado ser muy eficaz para eliminar oscilaciones inter-área críticas en sistemas eléctricos AC, se ha propuesto un algoritmo para segmentación DC para mitigar oscilaciones inter-área. El algoritmo propuesto da como resultado una arquitectura de segmentación DC del sistema HVAC inicial. - Motivado por el hecho de que la segmentación DC con sistemas VSC-HVDC controlados con referencias de potencia constante tiene impacto bajo en el amortiguamiento de modos intra-área de las áreas AC resultantes, en esta tesis doctoral se proponen controles para amortiguamiento de oscilaciones modulando las inyecciones de potencia reactiva de los convertidores VSC (controles POD-Q) para amortiguarlas. Los controles POD-Q estudiados (con medidas locales y globales) mejoran el amortiguamiento de las oscilaciones intra-área. - Motivado por el hecho de que en que la segmentación DC con sistemas VSC-HVDC controlados con referencias de potencia constante empeora la estabilidad de frecuencia total del sistema, se han propuesto controles de frecuencia suplementarios, produciendo mejoras en la estabilidad de frecuencia del sistema completo. En definitiva, el uso de la segmentación DC, con control de frecuencia y controles POD-Q produce mejoras significativas en la estabilidad del sistema, concluyendo que la segmentación DC puede ser una aplicación de interés en sistemas de AC grandes, donde la estabilidad de ángulo es un fenómeno crítico.In recent decades, power systems have become more and more interconnected creating large alternating current (AC) synchronous electrical grids, increasing their total inertia and thus enhancing their frequency stability and overall reliability. In parallel with the development of AC interconnection, electrical transmission grids have seen a shift from conventional High Voltage Alternating Current (HVAC) transmission systems to hybrid power systems with a growing share of High Voltage Direct Current (HVDC) transmission (hybrid HVAC/HVDC systems). Indeed, while AC technology still is the dominant technology for the transmission and distribution of electrical energy, it is limited by some technical aspects that can be overcome by the DC technology developed in the last decades. In particular, the main applications were HVDC transmission may be more appropriate than HVAC transmission are: - Connection of asynchronous AC power networks. - Delivery of bulk power via overhead lines (OHL) over long distances. - Delivery of bulk power via isolated cables (submarine and underground) over medium-to-long distances. HVDC transmission can be based on two converter technologies: thyristor-based Line-Commutated Converters (LCCs) and IGBT-based self-commutated Voltage Source Converters (VSCs). While LCC-HVDC technology is more mature with most of the existing HVDC links using this kind of converters, VSC-HVDC technology is currently becoming the preferred technology thanks to its superior controllability and flexibility. In particular, VSCs have a constant DC voltage, can control reactive power independently, can rapidly change the power direction, can be connected to weak grids, and can offer black-start capability. Thus, in this work, all the systems studied will be of VSC-HVDC technology. Power system stability With the continuous industrial growth, difficulties to build new transmission projects and the introduction of new economic objectives, power systems are operated closer to their stability limits. Indeed, in the last decades, various events have shown that power system stability issues are a threat for large power systems. Power system stability is defined as [1]: “The ability of an electric power system, for a given initial operating condition, to regain a state of operating equilibrium after being subjected to a physical disturbance, with most system variables bounded so that practically the entire system remains intact.” This PhD thesis focuses on rotor angle stability (divided into transient and small signal stability) and on frequency stability. Rotor angle stability is defined as [1]: “the ability of the interconnected synchronous machines in a power system to remain in synchronism under normal operating conditions and to regain synchronism after being subjected to a small or large disturbance.” It can be classified into two types: - Large-disturbance angle stability (transient stability). - Small-disturbance (or small-signal) angle stability (electromechanical oscillations). Transient stability refers to the loss-of-synchronism in power systems due to large disturbances, such as short circuits in stressed systems that can lead to cascading disconnections of parallel lines from overloading. Most common threats to transient stability are short circuit in stressed power systems that can lead to cascading disconnections of parallel lines from overloading, which could cause loss of synchronism, which in real-world power systems leads to the split of the power system into two or more asynchronous zones due to the protection schemes. Some of them having a production deficit that would cause under frequency while others having a production surplus that would cause over frequency. A notable example occurred on January 8, 2021, when a strong power flow from east to west Europe overloaded a substation in Croatia, leading to cascading outages which provoked loss of synchronism and later splitting the Continental Europe grid into two asynchronous areas. The North-west area experienced a frequency drop of 49.7Hz, disconnecting many industrial loads in France and Italy, while the South-east area saw a frequency rise to 50.6Hz, causing generator disconnections. Similar events led to a blackout in Turkey on March 31, 2015, and another Continental Europe grid separation on July 24, 2021, highlighting ongoing transient stability issues in large power systems. Small signal angle stability focuses on the study of electromechanical oscillations (also known as power oscillations), i.e, the electromechanical modes associated to the angles and speeds of the synchronous machines. The analysis relies on a linearised version of the system of interest. Electromechanical oscillations remain a concern in large power systems, as evidenced by the inter-area oscillations event on December 1, 2016, triggered by a line disconnection in France near the Spanish border. Inter-area oscillations were damped by means of corrective actions carried out by the System Operator, reducing the power exchange between Spain and France. Traditionally, electromechanical oscillations have been tackled using Power System Stabilisers (PSS) in synchronous generators of the system. More recently, Power Oscillation Damping (POD) controllers are being installed in power-electronic devices, such as non-conventional renewable generators, energy storage systems, FACTS or HVDC systems, for the same purpose. “Frequency stability refers to the ability of a power system to maintain steady frequency following a severe system upset resulting in a significant imbalance between generation and load.” [1] In order to improve frequency stability in power systems, so far, the trend has been to connect together local or national grids in order to increase their total inertia and total frequency-control capability. This has led to the creation of continental-size power systems such as the continental European grid reaching for Portugal to Ukraine. Thus, frequency stability has been less of an issue in large power system while it is still the primary issue for isolated power systems. DC segmentation of power systems As seen above, the large size (and thus total inertia and frequency-control capability) of large interconnected power systems has allowed them to greatly improve their frequency stability. However, their size has become an issue for their angle stability, due to bulk power transmission over long AC lines, and for cascading outages that can cause important outages. This doctoral dissertation investigates a promising application of HVDC systems to tackle this dilemma: DC segmentation, to improve angle stability. DC segmentation is the action of going from one large AC synchronous grid into a set of smaller AC asynchronous grids connected by HVDC links. On the one hand, DC segmentation may seem contrary to the historical evolution of power systems as it consists in segmenting grids that have previously been linked together. However, it allows the exchange of power between regions while limiting the propagation of perturbations. Thus, DC links can play the role of "grid shock absorber" preventing large scale cascading outages. On the other hand, DC segmentation can be seen as a natural evolution of power systems. Indeed, some interconnections initially established by AC lines have increasing DC link capacity. For example, half of the 4 GW trans-border capacity between France and Spain is now transmitted via a DC link, with an additional 2 GW DC link under consideration. As DC links take over more capacity, the necessity of AC lines, which limit the degrees of freedom of the system (as they enforce synchronism between the regions), is questioned. This shift has already occurred in southern China, where five HVDC links carry 26 GW from Yunnan to Guangdong. To mitigate the risk of overloading AC lines during a DC link contingency, it has been decided to disconnect the parallel AC lines in July 2016, leading to the first documented DC segmentation of a power system. Main objectives of this PhD thesis The scenario presented above, described a stressed power system operating closer to its stability limits and evolving towards a hybrid HVAC/HVDC power system with a growing share of HVDC transmission. Thus, while HVDC links are usually installed to increase the capacity of the system, it is of strong interest to study the potential of VSC-HVDC to improve the stability of stressed power systems. More specifically, this PhD thesis focuses on one use-case of VSC-HVDC, namely, DC segmentation. This PhD thesis aims at providing technically sound and supported answers for the three following questions: - Objective 1: What may be the effects of DC segmentation on the stability of a power system? - Objective 2: How and where, to DC segment a power system in order to improve its stability? - Objective 3: How to control a DC-segmented system in order to improve its stability? In particular, this PhD will focus on the following power-system-stability phenomena: - Angle stability under small disturbances (electromechanical oscillations). - Angle stability under large disturbances (transient stability). - Frequency stability. Scientific gaps, PhD thesis organization and findings The scientific gaps addressed in this PhD thesis can be summarised as follows: - Analysis and full understanding of the impact of DC segmentation of power systems via VSC-HVDC links on electromechanical oscillations, transient stability and frequency stability. - A methodology to automatically determine the most appropriate placement for DC segmentation in power systems via VSC-HVDC links to mitigate electromechanical oscillations. This achievement relies on the automatic identification of the dominant electromechanical-oscillation paths in a given meshed AC power system, which was addressed in the first place. - Proposals for suitable supplementary controllers in DC-segmented systems via VSC-HVDC links to damp intra-area oscillations and to improve frequency stability of the overall system. - Proposal of an algorithm for the detection of the dominant inter-area oscillation path in an AC power system, which is used in the methodology for DC segmentation, but could also be useful for further applications. To answer this gaps, the present PhD thesis has been separated into 8 chapters: - Chapter 1 presents an introduction to the topic of the PhD thesis. - Chapter 2 presents a review of previous work and identification of scientific gaps on DC segmentation. - Chapter 3 presents the dynamic models used in this PhD and their implementation under Dymola and SSST. It details the electromechanical model of VSC-HVDC systems used both for non-linear time-domain simulations and small-signal analysis in the following chapters. - Chapter 4 investigates the impact of DC segmentation on the stability of power systems (electromechanical oscillations, transient stability and frequency stability). To do so, two variations of the commonly used Kundur two-area test system are compared: the usual AC one and a DC-segmented one (with the HVAC transmission line replaced by a VSC-HVDC link). The comparison is done by means of small signal analysis and dynamic simulations. - Chapter 5 studies the concept of dominant electromechanical-oscillation paths and their automatic identification. It discusses the use of various indicators, namely bus-voltage and frequency observability factors, to identify oscillation-propagation paths. It then proposes a fully automated algorithm for the identification of these paths and validates the proposed algorithm by applying it to the Nordic 44 test system. - Chapter 6 proposes an algorithm for the DC segmentation of power systems to mitigate electromechanical oscillations. This algorithm suppresses a selected inter-area electromechanical mode by DC-segmenting the system at the centre of the dominant paths of the target mode. Thus, this algorithm relies on the one proposed in Chapter 5. The algorithm is then applied and validated using the Nordic 44 test system. - Chapter 7 investigates whether the stability of a DC-segmented system can be further improved by additional controllers of the VSC-HVDC links. One frequency-support control based on active power (proposed in previous work) is analysed to improve frequency stability, which is naturally jeopardised due to the DC segmentation. Two control strategies for the reactive-power injections of the VSC stations (POD-P, for short) are analysed to damp the intra-area modes in the asynchronous AC areas of the DC-segmented systems, one using only local measurements (proposed in previous work) and one using the frequency of the centre of inertia of each region (proposed in this work). - Chapter 8 concludes the PhD thesis by summarising its contributions, discussing its results and proposing potential novel lines of research to extend its results. The main findings of this PhD thesis can be summarised as follows: - DC segmentation with VSC-HVDC systems with constant power references (a) mitigates inter-area-oscillation issues and has low impact on the damping ratio of intra-area oscillations, (b) it improves transient stability and (c) it jeopardises frequency stability. - Motivated by the fact that DC segmentation with VSC-HVDC systems can be very effective to suppress critical inter-area oscillations in stressed AC power systems, a new DC segmentation algorithm has been proposed to mitigate inter-area electromechanical oscillations. The proposed algorithm obtains a DC-segmentation architecture for an initial HVAC system. - Motivated by the fact that DC segmentation with VSC-HVDC systems controlled with constant power references has small impact on intra-area electromechanical oscillations, Power Oscillation Damping (POD) controllers for the reactive-power injections of the converter stations of the VSC-HVDC segments (POD-Q controllers) have been proposed and implemented in order to damp intra-area oscillations in a DC-segmented test system. POD-Q controllers using local and global measurements have been analysed, proving that they can help to damp intra-area oscillations. - Motivated by the fact that DC segmentation with VSC-HVDC systems controlled with constant power references jeopardises frequency stability of the overall system, an active-power supplementary controller for frequency support has been implemented in the VSC-HVDC segments, mitigating this issue. - Altogether, the use of DC segmentation, frequency support and POD-Q control brings an important improvement of the overall stability of power systems compared to the initial AC system. DC segmentation could be of interest in stressed large-scale power systems in which angle stability is critical.